WO2020071628A1 - 나선형 발열 해저 파이프라인 - Google Patents

나선형 발열 해저 파이프라인

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WO2020071628A1
WO2020071628A1 PCT/KR2019/009754 KR2019009754W WO2020071628A1 WO 2020071628 A1 WO2020071628 A1 WO 2020071628A1 KR 2019009754 W KR2019009754 W KR 2019009754W WO 2020071628 A1 WO2020071628 A1 WO 2020071628A1
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WO
WIPO (PCT)
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conduit
heating
spiral
circumferential surface
submarine pipeline
Prior art date
Application number
PCT/KR2019/009754
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French (fr)
Inventor
이승재
윤석희
지해준
김성재
Original Assignee
한국해양대학교 산학협력단
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
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Publication date
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    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
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    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
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    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
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    • F16L53/00—Heating of pipes or pipe systems; Cooling of pipes or pipe systems
    • F16L53/30—Heating of pipes or pipe systems
    • F16L53/35—Ohmic-resistance heating
    • F16L53/38—Ohmic-resistance heating using elongate electric heating elements, e.g. wires or ribbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
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    • F17D1/18—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by heating
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    • F24H—FLUID HEATERS, e.g. WATER OR AIR HEATERS, HAVING HEAT-GENERATING MEANS, e.g. HEAT PUMPS, IN GENERAL
    • F24H1/00—Water heaters, e.g. boilers, continuous-flow heaters or water-storage heaters
    • F24H1/10—Continuous-flow heaters, i.e. heaters in which heat is generated only while the water is flowing, e.g. with direct contact of the water with the heating medium
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    • F24H1/102—Continuous-flow heaters, i.e. heaters in which heat is generated only while the water is flowing, e.g. with direct contact of the water with the heating medium using electric energy supply with resistance
    • F24H1/105—Continuous-flow heaters, i.e. heaters in which heat is generated only while the water is flowing, e.g. with direct contact of the water with the heating medium using electric energy supply with resistance formed by the tube through which the fluid flows
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations

Definitions

  • the present invention relates to a spiral heating submarine pipeline that can prevent wax and hydrate in the submarine pipeline when transferring fluid from a submarine production plant, and more specifically, to prevent the heating wire from protruding from the outer circumferential surface of the conduit.
  • a semicircular heating wire is provided in a spiral structure, and it is a technology for a spiral heating submarine pipeline that can improve the thermal conductivity and flow in the pipe.
  • the thermal method is an electric method using an electric heater, and there are a direct electric heating (DEH) method and an electric trace heating (ETH) method.
  • DEH direct electric heating
  • ETH electric trace heating
  • the DEH method increases the temperature of the entire pipe by applying a potential difference to both ends of the pipe
  • the ETH method serves to partially increase the temperature of the flow in the pipe by installing an electric heating wire outside the pipe.
  • ETH technology is far superior to DEH in terms of facility investment cost and has great potential for power generation.
  • the heat generating device of the subsea pipeline has a problem that sufficient heat transfer is not achieved due to the occurrence of a gap greater than necessary between the heating wire and the flow inside the pipeline.
  • it since it is a straight pipeline, there is a problem in that heat transfer within the flow is not smooth because there is little interference between the fluid particles at the wall surface and the fluid particles at the center of the pipeline in transporting the fluid over a long distance. Accordingly, a high voltage will be required for sufficient heat transfer, which in turn will require a high-capacity generator.
  • the present invention has been drawn to solve the problems of the prior art as described above, by reducing the gap between the heating wire and the conduit internal flow to a minimum to increase the thermal conductivity, increase the area of heat conduction through the helical structure as well as between the fluid particles We want to provide a spiral heating submarine pipeline that makes the heat transfer more active.
  • a pressure loss problem may occur due to a friction coefficient of a conduit, and a spiral heating submarine pipe capable of partially solving a pressure loss problem by maximizing turbulent flow due to a spiral structure I want to provide a line.
  • the present invention is to provide a spiral heating submarine pipeline having an installation structure for effective maintenance and repair of the heating wire.
  • the spiral heating subsea pipeline includes a conduit for transferring high temperature and high pressure fluid from a subsea well; And a heating unit disposed in a spiral structure inside on the basis of the outer circumferential surface of the conduit; wherein the heating unit is installed along the spiral structure to generate heat; An insulator installed in a form that completely surrounds the heating element and preserving the generated heat; And an insulating cap that insulates the heating wire and the heat insulator from the conduit or the heat insulating layer. Including, it is provided to increase the temperature of the flow in the pipe to prevent the generation of a flow obstacle in the pipe during fluid transfer inside the conduit. It is characterized by.
  • the heating portion is formed to protrude toward the center of the conduit from the inner circumferential surface of the conduit, characterized in that the fillet is applied to the end extending from the conduit.
  • the heating unit is installed in a form that is inserted into the inner peripheral surface of the conduit dented in the same shape as the spiral structure, the heat insulating cap is formed to match the inner peripheral surface of the conduit It is characterized in that to isolate the heating wire and the heat insulator located inside the tube wall of the conduit from the fluid inside the conduit.
  • the heating unit is installed in a form that is inserted into the outer circumferential surface of the conduit dented in the same shape as the helical structure, the insulating cap is formed to match the outer circumferential surface of the conduit
  • the conduit is provided with the heating part from the inner circumferential surface of the conduit toward the center of the conduit so that the thickness of the tube wall is kept constant. It is provided to protrude in the same shape, the protruding portion is characterized in that the fillet is applied to the inner peripheral surface and the extended end of the conduit.
  • the spiral heating submarine pipeline according to the present invention the spiral structure, the distance between the spiral is formed twice the diameter of the conduit is made of an angle with the horizontal axis 45 °, the number of spirals is one It is characterized by.
  • the spiral heating submarine pipeline of the present invention has the effect of effectively controlling the waxing and hydrating phenomenon of the flow in the pipe by maximizing the thermal conductivity by reducing the gap between the heating wire and the inner flow of the conduit to a minimum. have.
  • spiral heating subsea pipeline of the present invention has the effect of increasing the thermal conductivity by increasing the area of heat conduction through the spiral structure.
  • the spiral heating submarine pipeline of the present invention maximizes turbulent flow through the spiral structure, thereby increasing the interference between fluid particles in the wall surface and the central fluid elements in the pipeline, so that heat transfer within the flow can be more actively performed.
  • the thermal conductivity is improved, so a low voltage is required compared to the prior art, which in turn requires a low-capacity generator, thereby reducing the initial cost.
  • the spiral heating submarine pipeline of the present invention has an effect that can lead to a reduction in pigging cycles and an increase in production stability by improving the thermal conductivity, leading to a reduction in equipment investment costs.
  • FIG. 1 is a perspective view of a spiral heating submarine pipeline according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a cross-sectional view of a spiral heating submarine pipeline according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG 3 is a perspective view of a spiral heating submarine pipeline according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a cross-sectional view of a spiral heating submarine pipeline according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a cross-sectional view of a spiral heating submarine pipeline according to a third embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a view showing a comparison between the thermal conductivity of the conventional ETH technique and the spiral heating submarine pipeline of the present invention.
  • FIG. 7 is a diagram modeling the spiral diameter of a spiral heating subsea pipeline according to the present invention.
  • FIG. 8 is a graph showing a velocity profile according to a spiral diameter of a conventional pipeline and a spiral heating submarine pipeline according to the present invention.
  • FIG. 9 is a view modeling a fillet formed at both ends of a spiral of a spiral heating subsea pipeline according to the present invention.
  • FIG. 10 is a graph showing a velocity profile according to a fillet size formed at both ends of a spiral of a conventional pipeline and a spiral heating submarine pipeline according to the present invention.
  • FIG. 11 is a modeling diagram for calculating the maximum stress values for the “Operation” and “Shut-down” situations of a spiral heating subsea pipeline according to the present invention.
  • FIG. 12 is a fatigue diagram of AISI 4130 STEEL that can be used as a pipeline material.
  • FIG. 13 is a graph showing a velocity profile according to a distance between a conventional pipeline and a spiral of a spiral heating submarine pipeline according to the present invention.
  • FIG. 14 is a graph showing a velocity profile according to the number of spirals of a conventional pipeline and a spiral heating submarine pipeline according to the present invention.
  • 15 is a diagram modeling a velocity profile according to the number of spirals of a conventional pipeline and a spiral heating submarine pipeline according to the present invention.
  • 16 is a view showing Gel Pig for maintenance of a spiral heating submarine pipeline according to the present invention.
  • the present invention was developed by installing an existing heating wire outside the conduit to develop an ETH method that prevents wax and hydrate, which are the flow-disrupting substances in the pipe, and introduced a helical structure in which the heating wire is located inside the conduit.
  • the present invention relates to a spiral heating submarine pipeline capable of exhibiting an effect of improving flow due to a spiral structure.
  • a conduit (10) for transporting high-temperature and high-pressure fluid from the subsea wells As shown in Figures 1 to 5, a conduit (10) for transporting high-temperature and high-pressure fluid from the subsea wells; An insulating layer 20 installed in a form surrounding the outside of the conduit 10 to conserve heat inside the conduit 10; And a heating part 30 disposed in a spiral structure inside on the basis of the outer circumferential surface of the conduit 10.
  • the high temperature and high pressure fluid may be other fluids as well as energy resources such as crude oil and petroleum gas.
  • the conduit 10 is for transporting energy resources produced from a subsea oil well, and the outer diameter of a pipe generally used for crude oil production is 12 inches, and the material can be made of ASTM A691 as carbon steel used for high temperature and high pressure. have.
  • the heat insulating layer 20 is a minimum means provided to prevent the temperature drop in the conduit 10 because the outside of the conduit 10 is in contact with the seabed of low water temperature.
  • the heat insulating layer 20 may be formed in a structure that can be easily replaced or separated to maintain the heating unit 30 to be described later, depending on the situation.
  • the heating unit 30, the heating wire 31 is installed along the helical structure to generate heat;
  • An insulator 32 installed in a form that completely surrounds the heat transfer body 31 and preserving the generated heat;
  • an insulating cap 30 separating the heating wire 31 and the insulating body 32 from the conduit 10 or the insulating layer 20.
  • the heat generating portion 30 made of the above-described configuration is to increase the temperature of the flow in the pipe to prevent the generation of flow-inhibiting substances in the pipe, such as wax or hydrate, when transferring a fluid such as crude oil or petroleum gas from the conduit 10 It is prepared.
  • the heat generating part 30 can improve the thermal conductivity between the heating wire 31 and the fluid, the voltage demand for operating the heating wire 31 will be less, and the generator of lower capacity will be sequentially. Since it is also allowed, it can be expected to reduce the cost of equipment investment.
  • Visund field has a condition of depth 355m, crude oil production 100,000bpd (barrel per day), temperature 115 ° C, pressure 270bar.
  • the outer diameter and material of the conduit 10 are to be applied as 12 inches and ASTM A691, respectively, according to the records of the offshore construction.
  • the outer diameter the most common 12-inch of the outer diameter of the conduit used for crude oil production was selected, which is also the largest outer diameter to which the existing technology ETH can be applied.
  • the material is carbon-based iron used for high temperature and high pressure, and is intended to survive the extreme environment of offshore construction.
  • ASME B31.3 Process Piping
  • ASME B31.3 Process Piping
  • the calculation result by ASME B31.3 as shown in Equation 1 below is a value not considering the actual production and corrosion and erosion of the extreme marine environment, so it was satisfied by selecting SCH 140.
  • E is for pipe welds.
  • the standard quality variables 1 (Seamless)
  • W is the weld joint strength reduction variable 1 (Carbon Steel)
  • Y is set to the thickness adjustment factor for the diameter of the pipe
  • 0.4 is the thickness of 22.46 mm.
  • the flow rate in the pipe can be selected by dividing the flow path area of the conduit from the crude oil production amount of the selected oil well, and converting the crude oil production amount and the flow path area of the conduit into SI units to calculate 0.185m 3 / s and 0.0482m 2 , respectively.
  • the flow velocity in the pipe is derived to 3.85 m / s.
  • this is an ideal calculation value, and the actual flow in the pipeline is determined by 3.5 m / s in consideration of a decrease in flow rate of about 10% because there is a decrease in the speed due to the friction of the pipe wall and the equipment.
  • NORSOK standard code commonly used in the marine industry.
  • P-001 defines and recommends the maximum flow rate in the pipe. Since the maximum flow rate is set to 5 m / s, the calculated value of 3.5 m / s will be stable.
  • the Reynolds number of flow in the pipe was calculated to select the analysis model required for the analysis.
  • the Reynolds number of flow in the pipe is calculated as 14,759, which is more than 2300, which corresponds to turbulent flow.
  • the Standard k- ⁇ (SKE) model which is most commonly used in the engineering field.
  • SKE Standard k- ⁇
  • the effective conduit length will be selected by calculating the complete development flow formation point.
  • the point of formation of the fully developed flow is calculated by Equation 2 below for turbulence and is determined to be 5.4 m as a result.
  • the actual flow in the pipe is caused by the cumulative difference in velocity in the vicinity of the pipe wall and in the center as the flow progresses in the longitudinal direction due to the friction of the pipe wall.
  • the tube wall friction is directly related to the pressure drop, when the pressure drop is improved in the flow improvement, which is a problem to be solved in the present invention, it can be determined that the flow is also improved.
  • ANSYS Fluent Model used as an analysis model of the present invention can derive a velocity profile, and turbulent flow in a pipe flow changes in the velocity profile graph modification according to the friction coefficient.
  • the smoother pipe having a small coefficient of friction increases the speed increase in the pipe wall, and the difference between the maximum speed and the minimum speed is small, and thus, a variable in which an open speed graph similar to a smooth pipe is derived is selected.
  • the heating unit 30 protrudes from the inner circumferential surface of the conduit 10 toward the center of the conduit 10 It is formed in a semicircle shape, and the semicircle shape is configured to apply a fillet to an end extending from the conduit 10. That is, the heat generating portion 30 itself is configured inside the inner circumferential surface of the conduit 10, and the distance between the fluid and the heat generating portion 30 can be improved to improve the thermal conductivity. Due to this, turbulence may be promoted, which may cause a flow improvement effect. Specifically, the heat generating portion 30 is located along the rim of the heat insulator 31 and the heat insulator 32 surrounding the heat insulator 31, the heat insulation cap 33 is located, and For maintenance, the insulating cap 33 may be removed or replaced.
  • the heating part 30 according to the first embodiment of the present invention is provided to be located closer to the inside of the conduit 10, that is, the fluid to be transported, thereby increasing the temperature of the flow in the tube. It has the effect of improving the thermal conductivity to increase.
  • FIG. 6 is a diagram for qualitatively and conceptually comparing the existing ETH technology and the heating part of the present invention, and shows a range in which an electric heating wire can apply heat by a quoted heat conduction. Looking at this, it is expected that the distance between the heating wire and the fluid will be shorter than that of the existing ETH technology, and the range that the heating wire can exert will be more effective than the existing ETH technology.
  • Equation 3 is a thermal conductivity formula
  • k is the coefficient of thermal conductivity 30
  • A is the heat transfer area
  • T 1 is the heating wire temperature
  • T 2 is the internal flow temperature
  • t is the time taken
  • s is the material thickness
  • the values for each variable are in Table 1 to It is as shown in Table 3, and the calculated thermal conductivity is shown in Table 4.
  • the average increase in thermal conductivity is calculated to be about 5.94 times, which is not meaningful in itself, but this may prove that improving the thermal conductivity of the spiral heating subsea pipeline is effective.
  • the heating unit 30 is made of a semi-circle shape as shown in FIG. 7 as described above, it is possible to seek stability in terms of fatigue strength.
  • the left side of FIG. 7 shows a cross-sectional shape in which only the heating portion 30 is cut in the radial direction
  • the right side shows a cross-sectional shape in which the subsea pipeline including the heating portion 30 is cut in the longitudinal direction. Since the drag coefficient varies depending on the shape and the stability changes in terms of fatigue strength, the lower the corner, the lower the drag coefficient value. Accordingly, the shape of the heating unit 30 was selected as a semi-circular shape rather than a square or triangle, and it can be said to be stable in terms of fatigue strength because it has a lower drag coefficient than other shapes.
  • the semi-circular shape of the heating unit 30 may be provided at 5% to 15% of the inner diameter of the conduit 10, more preferably 5% of the inner diameter of the conduit 10. This is because a diameter exceeding 15% of the inner diameter will have a great influence on the flow rate, and a diameter less than 5% may not be easy to install the heating wire 31 inside.
  • turbulent flow in the pipe is promoted by the spiral structure, and there is a shape difference in the velocity profile graph according to the pipe wall friction coefficient.
  • the important point here is that, in the case of the velocity gradient in the vicinity of the pipe wall, a smooth pipe with a low coefficient of friction is steeper than a rough pipe with a large coefficient of friction. Accordingly, it can be assumed that the steeper the velocity gradient in the vicinity of the pipe wall, the smaller the coefficient of friction of the pipe wall is, and if the coefficient of friction of the pipe wall decreases, the pressure drop problem directly affected by the friction coefficient of the pipe wall can be improved.
  • 8 is a graph showing a velocity profile according to a spiral diameter of a conventional submarine pipeline and a spiral submarine pipeline according to the present invention. Looking at this, it can be seen that the case where the diameter of the heat generating part 30 is 5% of the inner diameter of the conduit is the most ideal in terms of flow rate because the speed increase in the tube wall is the largest.
  • the radius of the fillet may be 25% to 50% of the semicircle of the heating part 30, and more preferably 25% of the semicircle.
  • FIG. 10 is a graph showing a velocity profile according to the fillet radius of a conventional submarine pipeline and a spiral submarine pipeline according to the present invention.
  • the heating portion 30 should be proved to be stable in terms of fatigue strength. Accordingly, the stress value for each situation is calculated by dividing it into an Operation situation and a Shut-down situation, and is shown in FIG. 11. As a result, the maximum stress was derived as 149.43 MPa, and as a result of comparison with the fatigue diagram of AISI 4130 used as the pipeline material in FIG. 12, when the maximum stress value was converted to the stress elevation, which is the y-axis of the fatigue diagram, this value was 10.84 ksi. Is less than the minimum value of 30 ksi, which shows that it is very stable in terms of fatigue strength. In addition, this is a very extreme condition because a well pressure condition of 270 bar is set, and in the case of actual production, it is expected that the stress value will be further reduced because decompression is performed.
  • the inner circumferential surface of the conduit 10 is dented in a spiral structure (generating a specific shape concave on the surface) and ,
  • the heating unit 30 may be installed in a form that is inserted into the inner peripheral surface of the spiral structure of the conduit.
  • the heating wire 31 and the heat insulator 32 are located inside the tube wall of the conduit 10, which is formed by the heat insulating cap 33 formed to coincide with the inner circumferential surface of the conduit 10. It is a structure isolated from the fluid inside the conduit (10).
  • the second embodiment since the fluid and the heat generating part 30 are located closer to each other than the conventional one, it can be improved in terms of thermal conductivity compared to the prior art.
  • the heat generating portion 30 of the second embodiment is not a structure that protrudes from the inner circumferential surface of the conduit 10, it is of course that the fatigue strength will be stable, but unlike the first embodiment, in terms of flow improvement, conventional Similar to the pipeline, you won't be able to expect improvement.
  • the structure according to the second embodiment is a method through denting when manufacturing the conduit 10, and thus, the facility investment cost can be greatly reduced in terms of manufacturing compared to the first embodiment. Accordingly, the spiral heating submarine pipeline according to the second embodiment can be used for fluid transportation in a relatively smooth gas form to compensate for the disadvantages of the flow side.
  • the outer peripheral surface of the conduit 10 is dented in a helical structure (generating a specific shape concave on the surface) technology is applied, and the heating The part 30 may be installed in a form that is inserted into the outer peripheral surface of the spiral structure of the conduit.
  • the heating wire 31 and the heat insulator 32 are located inside the tube wall of the conduit 10, which is formed by the heat insulating cap 33 formed to coincide with the outer circumferential surface of the conduit 10. It is a structure isolated from the fluid inside the conduit (10).
  • the conduit 10 is provided so as to protrude in the same shape as the heating part 30 toward the center of the conduit 10 from the inner circumferential surface of the conduit 10 so that the thickness of the pipe wall is kept constant.
  • the fillet may be applied to the inner circumferential surface and the extended end of the conduit 10 for stability of fatigue strength.
  • the fluid and the heat generating part 30 may be spaced apart from the first and second embodiments, but the fluid and the heat generating part 30 are positioned closer to each other than in the prior art. In comparison, it may be improved in terms of thermal conductivity.
  • the heat generating part 30 of the third embodiment protrudes in the same shape as the heat generating part 30 on the inner circumferential surface of the conduit 10 to improve the flow similarly to the first embodiment, the improvement effect is similarly obtained. It cannot be expected, and in this structure, a fillet structure applied to the first embodiment was used to stably maintain the fatigue strength.
  • the size of the semi-circular structure and the fillet disposed on the inner circumferential surface of the conduit 10 is preferably the same as in the first embodiment, the semi-circle can be made of 5% of the inner diameter of the conduit 10, and the fillet can be made of 25% of the semi-circle.
  • the structure according to the third embodiment is a structure in which both the inner and outer circumferential surfaces of the conduit 10 must be processed, and the investment cost of equipment may increase in terms of manufacturing compared to the second embodiment, but the insulating layer 20 And through the heat insulation cap 33, the maintenance of the heating wire 31 may be very easy.
  • the spiral heating submarine pipeline according to the third embodiment is installed for a relatively long period of time and is applied to a pipeline requiring regular maintenance to improve heat conductivity and flow compared to the existing technology, and is easy to maintain. You can maximize your benefits.
  • the spiral structure of the heating unit 30 has a distance between spirals formed twice as large as the diameter of the conduit and the horizontal axis.
  • the angle can be made 45 °.
  • the velocity profile according to the spiral spacing of the spiral subsea pipeline according to the present invention is shown. As a result, since the 45 ° case showed a more similar form to the smooth pipe than the 30 ° case, it can be seen that 45 ° is more effective in improving the thermal conductivity.
  • the spiral structure of the heating unit 30 may have one spiral.
  • the simulation is performed by dividing it into two spiral structures that are 180 ° symmetrical and one that is 180 ° symmetrical with the existing one, targeting the final case of 5% D / 4 45 °.
  • FIG. 14 is a graph showing the velocity profile according to the spiral spacing of the existing submarine pipeline and the spiral submarine pipeline according to the present invention
  • FIG. 15 shows CFD analysis.
  • the spiral heating subsea pipeline according to the present invention shows a marked improvement in terms of thermal conductivity and flow as described above, and fatigue strength is also stable, so there is a difference from existing technologies.
  • pigging which is an important maintenance for submarine structures.
  • the existing pigging equipment it is formed of a structure having no contraction and expansion function, and thus it cannot be applied to the heating submarine pipeline of the present invention in which a spiral structure exists inside the pipe.
  • the maintenance of the spiral heating subsea pipeline according to the present invention can use Gel Pig as shown in FIG. 16.
  • Gel Pig proceeds by the contraction and expansion properties, and does not damage the pipe wall and the helical structure in the pipe, so it is not possible to perform general piping and can clean the pipeline at high risk. There is no problem. In addition, it does not require a separate launcher and receiver, and the flow rate of bypass will be reduced, which will also reduce facility investment costs.

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Abstract

본 발명은 해저생산플랜트에서 유체 이송 시 해저 파이프라인 내부에서의 왁스 및 하이드레이트화 등을 방지할 수 있는 나선형 발열 해저 파이프라인에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 전열선을 도관의 외주면에서 돌출되지 않도록 내부에 배치되면서 반원 형상의 전열선이 나선형 구조로 마련되어, 열전도율 및 관내 유동흐름을 개선시킬 수 있는 나선형 발열 해저 파이프라인에 관한 기술이다.

Description

나선형 발열 해저 파이프라인
본 발명은 해저생산플랜트에서 유체 이송 시 해저 파이프라인 내부에서의 왁스 및 하이드레이트화 등을 방지할 수 있는 나선형 발열 해저 파이프라인에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 전열선을 도관의 외주면에서 돌출되지 않도록 내부에 배치되면서 반원 형상의 전열선이 나선형 구조로 마련되어, 열전도율 및 관내 유동흐름을 개선시킬 수 있는 나선형 발열 해저 파이프라인에 관한 기술이다.
해양플랜트는 점점 심해로 나아가는 추세이다. 따라서 해저 유정으로 부터 원유와 가스를 이송하는 파이프라인의 길이 증가는 불가피하다. 파이프 관내 유동의 경우, 내부에는 고온·고압의 원유와 가스가 흐르지만 외부 심해의 낮은 수온(약 4 ℃)으로 인해 높은 온도 차이가 형성된다.
일반적으로 임계온도(약 6 ~ 70 ℃) 이하로 유체 조건이 형성되면 원유의 경우 왁스가, 가스의 경우 하이드레이트가 생성된다. 생성된 물질은 관내 유동 흐름을 저해하는 주요 요인이며 이러한 요인을 고려하여 최소한의 유동흐름(Flow Assurance)을 확보하여야 한다.
최소한의 유동흐름(Flow Assurance)을 확보하는 방법에는 화학적, 수력, 제거, 열적 총 4가지 방법이 있다. 실제 <TechnipFMC>, <Subsea 7>와 같은 유명 해양플랜트 회사에서 널리 사용하는 방법은 열적 방법이며, 이는 타 기술들에 비해 낮은 설비투자비용과 낮은 리스크를 보여 우수함을 나타낸다.
열적 방법은 전열히터를 이용한 전기적인 방식으로, 대표적으로 DEH(Direct Electrical Heating) 방식과 ETH(Electrical Trace Heating) 방식이 있다. DEH 방식은 파이프 양 끝단에 전위차를 가함으로서 파이프 전체의 온도를 증가시키며, ETH 방식은 파이프 외부에 전열선을 설치함으로서 부분적으로 관내 유동의 온도를 증가시키는 역할을 한다. 그러나, ETH 기술이 DEH에 비해 설비투자비용 측면에서 훨씬 뛰어나고 발전 가능성이 큰 것으로 알려져 있다.
이러한 ETH 방식을 이용한 종래문헌을 살펴보면, 미국 특허등록공보 제6955221호와 같이, 온수 혹은 고온의 타 유체 파이프가 포함된 능동형 발열 해저 파이프라인이 개시되어 있다.
그러나, 상기 종래 기술에 따른 해저 파이프라인의 발열 장치는 열선과 파이프라인 내부 유동 간에 필요 이상의 간격이 발생하여 충분한 열전달이 이루어지지 않는다는 문제가 있다. 또한, 직선형 파이프라인이기 때문에 장거리에 걸쳐 유체를 이송하는 데 있어 벽면에서의 유체 입자들과 파이프라인 중심 유체입자들 간의 간섭이 적어 유동 내부에서의 열전달도 원활하지 않은 문제가 있다. 이에 따라, 충분한 열전달을 위해서는 고전압이 요구될 것이고, 이는 결국 고용량의 발전기를 필요로 할 것이다.
본 발명은 상술한 바와 같은 선행 기술의 문제점을 해결하기 위하여 인출된 것으로, 전열선과 도관 내부유동 간 간격을 최소한으로 줄여 열전도율을 높이고, 나선형 구조를 통해 열 전도되는 면적을 증가시킬 뿐만 아니라 유체 입자간의 열전달이 더욱 활발해지도록 하는 나선형 발열 해저 파이프라인을 제공하고자 한다.
또한, 본 발명은 장거리의 해저 파이프라인의 경우, 도관의 마찰 계수에 의해 압력 손실 문제가 발생할 수 있는 데, 나선형 구조에 의해 난류 유동이 극대화되어 압력 손실 문제를 부분적으로 해결할 수 있는 나선형 발열 해저 파이프라인을 제공하고자 한다.
또한, 본 발명은 발열선의 효과적인 유지 및 보수를 위한 설치구조를 갖는 나선형 발열 해저 파이프라인을 제공하고자 한다.
본 발명이 해결하고자 하는 과제들은 이상에서 언급한 과제로 제한되지 않으며, 여기에 언급되지 않은 본 발명이 해결하려는 또 다른 과제들은 아래의 기재로부터 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.
본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인은, 해저 유정으로부터 고온 고압의 유체를 이송하는 도관; 및 상기 도관의 외주면을 기준으로 내측에 나선형 구조로 배치되는 발열부;를 포함하고, 상기 발열부는, 상기 나선형 구조를 따라 설치되어 열을 발생시키는 전열선; 상기 전열체를 완전히 둘러싸는 형태로 설치되며 상기 발생된 열을 보존하는 단열체; 및 상기 전열선과 상기 단열체를 상기 도관 혹은 상기 단열층으로부터 격리시키는 단열캡;을 포함하여, 상기 도관 내부에서 유체 이송 시 관내유동방해물질 생성을 방지하기 위해 관내유동의 온도를 증가시키도록 마련되는 것을 특징으로 한다.
또한, 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인은, 상기 발열부는, 상기 도관의 내주면으로부터 상기 도관의 중심을 향해 돌출되도록 형성되며, 상기 도관으로부터 연장된 끝단에 필렛이 적용되는 것을 특징으로 한다.
또한, 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인은, 상기 발열부는, 상기 나선형 구조와 동일한 형상으로 덴팅된 상기 도관의 내주면에 삽입되는 형태로 설치되고, 상기 단열캡이 상기 도관의 내주면에 일치하도록 형성되어, 상기 도관의 관벽 내부에 위치되는 상기 전열선과 상기 단열체를 상기 도관 내부의 유체로부터 격리시키는 것을 특징으로 한다.
또한, 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인은, 상기 발열부는, 상기 나선형 구조와 동일한 형상으로 덴팅된 상기 도관의 외주면에 삽입되는 형태로 설치되고, 상기 단열캡이 상기 도관의 외주면에 일치하도록 형성되어, 상기 도관의 관벽 내부에 위치되는 상기 전열선과 상기 단열체를 상기 단열층으로부터 격리시키며, 상기 도관은, 관벽의 두께가 일정하게 유지되도록 상기 도관의 내주면으로부터 상기 도관의 중심을 향해 상기 발열부와 동일한 형상으로 돌출되도록 마련되고, 상기 돌출된 부분은 상기 도관의 내주면과 연장된 끝단에 필렛이 적용되는 것을 특징으로 한다.
또한, 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인은, 상기 나선형 구조는, 나선 사이의 거리가 상기 도관의 직경의 2배로 형성되어 수평축과의 각도가 45°로 이루어지고, 나선의 개수가 1개인 것을 특징으로 한다.
상기 과제의 해결 수단에 의해, 본 발명의 나선형 발열 해저 파이프라인은 전열선과 도관 내부 유동 간의 간격을 최소한으로 줄임으로써 열전도율을 최대화하여 관내 유동의 왁싱 및 하이드레이팅 현상 등을 효과적으로 제어할 수 있는 효과가 있다.
또한, 본 발명의 나선형 발열 해저 파이프라인은 나선형 구조를 통해 열 전도되는 면적을 증가시켜 열전도율을 높일 수 있는 효과가 있다.
또한, 본 발명의 나선형 발열 해저 파이프라인은 나선형 구조를 통해 난류 유동을 극대화시켜, 벽면에서의 유체입자들과 파이프라인 중심 유체이자들 간의 간섭을 증가시켜 유동 내부에서의 열전달이 더욱 활발히 이루어질 수 있고, 압력 손실을 저감함으로써 감소된 용량의 부스터를 사용할 수 있게 되는 효과가 있다.
또한, 본 발명의 나선형 발열 해저 파이프라인에 의하면, 궁극적으로 열전도율이 향상되기에 종래 기술에 비해 저전압이 요구될 것이고, 이는 결국 저용량의 발전기를 필요로 해 초기비용의 절감을 도모할 수 있게 된다.
또한, 본 발명의 나선형 발열 해저 파이프라인은 열전도율 향상에 의해 피깅(Pigging) 주기 감소 및 생산 안정성 증대로 이어져 설비투자비용 절감을 야기할 수 있는 효과가 있다.
도 1은 본 발명의 제1실시예에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 사시도이다.
도 2는 본 발명의 제1실시예에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 단면도이다.
도 3은 본 발명의 제2실시예에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 사시도이다.
도 4는 본 발명의 제2실시예에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 단면도이다.
도 5는 본 발명의 제3실시예에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 단면도이다.
도 6은 종래의 ETH 기법과 본 발명의 나선형 발열 해저 파이프라인의 열전도율을 비교하여 나타낸 도면이다.
도 7은 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 나선 직경을 모델링한 도면이다.
도 8은 종래의 파이프라인과 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 나선 직경에 따른 속도 프로파일을 나타낸 그래프이다.
도 9는 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 나선 양 끝단에 형성되는 필렛을 모델링한 도면이다.
도 10은 종래의 파이프라인과 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 나선 양 끝단에 형성되는 필렛 크기에 따른 속도 프로파일을 나타낸 그래프이다.
도 11은 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 ‘Operation’상황과 ‘Shut-down’상황에 대한 최대응력 값을 산출하기 위해 모델링한 도면이다.
도 12는 파이프라인의 재질로 사용될 수 있는 AISI 4130 STEEL의 피로선도이다.
도 13은 종래의 파이프라인과 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 나선 사이의 거리에 따른 속도 프로파일을 나타낸 그래프이다.
도 14는 종래의 파이프라인과 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 나선의 개수에 따른 속도 프로파일을 나타낸 그래프이다.
도 15는 종래의 파이프라인과 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 나선의 개수에 따른 속도 프로파일을 모델링한 도면이다.
도 16은 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 유지보수를 위한 Gel Pig를 나타낸 도면이다.
이상과 같은 본 발명에 대한 해결하고자 하는 과제, 과제의 해결 수단, 발명의 효과를 포함한 구체적인 사항들은 다음에 기재할 실시예 및 도면들에 포함되어 있다. 본 발명의 이점 및 특징, 그리고 그것들을 달성하는 방법은 첨부되는 도면과 함께 상세하게 후술되어 있는 실시예들을 참조하면 명확해질 것이다.
본 발명은 기존의 전열선을 도관 외부에 설치하여 관내유동방해물질인 왁스 및 하이드레이트를 방지하는 ETH 방식을 발전시켜, 도관 내부에 전열선이 위치되는 나선형 구조를 도입한 것으로, 열선과 관내유동 간의 열전도율 증가 뿐만 아니라 나선형 구조에 의한 유동 개선 효과를 나타낼 수 있는 나선형 발열 해저 파이프라인에 관한 것이다.
본 발명에 따른 해양구조물용 피로손상도 계산 시스템은 도 1 내지 도 5에 도시된 바와 같이, 해저 유정으로부터 고온 고압의 유체를 이송하는 도관(10); 상기 도관(10)의 외부를 둘러싸는 형태로 설치되어 상기 도관(10) 내부의 열을 보존하는 단열층(20); 및 상기 도관(10)의 외주면을 기준으로 내측에 나선형 구조로 배치되는 발열부(30);를 포함한다. 여기서, 고온 고압의 유체는 원유, 석유 가스 등의 에너지자원 뿐 아니라 다른 유체일 수도 있다.
먼저, 상기 도관(10)은, 해저유정으로부터 생산되는 에너지자원을 이송하기 위한 것으로, 일반적으로 원유생산에 쓰이는 파이프인 외경은 12inch이고, 재질은 고온 고압에 사용되는 Carbon Steel로 ASTM A691로 이루어질 수 있다.
다음으로, 상기 단열층(20)은, 상기 도관(10)의 외부가 낮은 수온의 해저와 맞닿아 있으므로, 상기 도관(10) 내의 온도 하강을 방지하기 위하여 마련되는 최소한의 수단이다. 또한, 상기 단열층(20)은 상황에 따라, 후술할 발열부(30)를 유지보수하기 위해 쉽게 교체 혹은 분리 가능한 구조로 형성될 수 있다.
다음으로, 상기 발열부(30)는, 상기 나선형 구조를 따라 설치되어 열을 발생시키는 전열선(31); 상기 전열체(31)를 완전히 둘러싸는 형태로 설치되며 상기 발생된 열을 보존하는 단열체(32); 및 상기 전열선(31)과 상기 단열체(32)를 상기 도관(10) 혹은 상기 단열층(20)으로부터 격리시키는 단열캡(30);을 포함한다.
상술한 구성으로 이루어진 상기 발열부(30)는 상기 도관(10) 내부에서 원유나 석유가스와 같은 유체 이송 시 왁스나 하이드레이트와 같은 관내유동방해물질 생성을 방지하기 위해 관내유동의 온도를 증가시키도록 마련되는 것이다.
또한, 상기 발열부(30)는, 상기 전열선(31)과 유체 사이의 열전도율을 개선할 수 있기 때문에, 상기 전열선(31)을 가동시키기 위한 전압요구량이 더 적어질 것이며, 순차적으로 낮은 용량의 발전기도 허용되므로, 설비투자비용의 절감효과를 기대할 수 있을 것이다.
이하에서는, 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 상기 발열부(30)의 실시예에 대해 도 1 내지 도 5를 참조하여 상세히 서술하기로 한다.
이때, 서술하기에 앞서, 실제 유정과 도관의 조건을 적용함으로써, 나선형 발열 해저 파이프라인의 변수에 대한 당위성을 입증하고자 한다.
1. 유정 선정
본 발명에서는 노르웨이 북해의 Visund field라는 실제 유정의 조건을 적용함으로써, 보다 당위성을 높이고자 한다. Visund field는 깊이 355m, 원유 생산량 100,000bpd(barrel per day), 온도 115℃, 압력 270bar의 조건을 갖는다.
2. 도관의 외경, 재질, 두께 산정
상기 도관(10)의 외경과 재질은 해양공사 기록에 따라 각각 12inch, ASTM A691로 적용하고자 한다. 외경의 경우, 원유생산에 쓰이는 도관 외경 중 가장 보편적인 12inch를 선정하였으며, 이는 또한 기존 기술인 ETH가 적용될 수 있는 최대 외경이다. 재질은 고온 고압에 사용되는 Carbon계 철로서 해양공사의 극한 환경을 버티기 위한 것이다. 마찬가지로, 관벽 두께의 경우 원유 생산 파이프에 적합하도록 강도를 고려하여 두께를 산출하는 ASME B31.3(Process Piping)과 두께 계산 표준인 Schedule Number를 통하여 객관성 및 보편성을 만족하도록 하였다. 여기서, 하기 수학식 1과 같은 ASME B31.3에 의한 계산 결과는 실제 제작 및 극한 해양환경의 부식 및 침식을 고려하지 않은 값이므로, SCH 140을 선정함으로서 이를 만족시켰다.
[수학식 1]
Figure PCTKR2019009754-appb-I000001
여기서, P는 유정의 압력인 270bar(= 27MPa), D는 도관의 외경인 12inch(= 304.8mm), S는 금속에 대한 기준 인장허용응력인 25ksi (=172.4MPa), E는 파이프 용접부에 대한 기준품질변수인 1(Seamless), W는 용접조인트 강도저하변수인 1(Carbon Steel), Y는 파이프의 직경에 대한 두께 조정계수인 0.4로 설정되며, t는 두께인 22.46mm가 산출된다. 이를 SCH140에 적용하면 28.58mm가 도출되어, 선정된 관벽두께는 28.58mm로 결정하기로 한다.
3. 관내 유속
상기 선정된 유정의 원유 생산량으로부터 도관의 유로면적을 나누어 관내 유속을 선정할 수 있으며, 상기 원유 생산량과 도관의 유로면적을 SI단위계로 환산하면 각각 0.185m3/s , 0.0482m2 으로 계산되어, 상기 관내 유속은 3.85m/s로 도출된다. 그러나, 이는 이상적인 계산 값으로, 실제 파이프라인 내 유동은 관벽 마찰 및 의장품에 의한 속도 저하가 존재하므로, 약 10%의 유속 저하를 고려하여 3.5m/s로 결정하기로 한다.
도출된 관내 유속이 객관적인지 검증하기 위해 해양산업에서 보편적으로 사용되는 NORSOK standard Code와 비교분석해보았다. NORSOK standard Code 중 P-001에서는 관내 최대 유속을 정의 및 권장하고 있는데, 최대 유속을 5m/s로 제시하고 있으므로, 산정 값인 3.5 m/s는 안정적일 것이다.
4. ANSYS Fluent Model 선정
해석에 필요한 해석 Model을 선정하기 위해 관내 유동의 레이놀즈 수를 계산하였다. 선정된 관내유동 값과 도관의 내경, 원유의 점도 및 밀도를 적용하여 계산하면 14,759로 계산되고, 이는 2300이상이므로 난류유동에 해당한다.
이에 따라, 난류 유동 해석 모델인 RANS 모델 중, 엔지니어링 분야에서 가장 보편적으로 사용되는 Standard k-ε(SKE) 모델을 선정하였다. 그러나, SKE 모델의 경우, 관벽에서의 유동 해석이 부정확하므로 관벽 근처의 레이어를 잘게 나누어 해석을 진행하는 Enhanced Wall Treatment를 추가적으로 선택함으로서 해석 정확도를 높였다.
5. 유효 도관 길이 선정
ANSYS Fluent 내에서 완전발달유동이 형성되는 지점에서부터의 시뮬레이션 값이 신빙성 있는 자료라고 판단할 수 있으므로, 완전발달유동 형성지점을 계산하여, 유효 도관 길이를 선정하기로 한다. 완전발달유동 형성 지점은 난류에 있어서, 하기 수학식 2에 의해 계산되며, 결과적으로 5.4m로 결정된다.
[수학식 2]
Figure PCTKR2019009754-appb-I000002
여기서, Re는 앞서 계산된 레이놀즈 수인 14,759이고, D는 내경 직경으로 0.2478m이다.
결과에 따라 5.4 m 이상에 해당하는 길이를 선정하기로 하였으며, 해양공사에서 보편적으로 사용되는 기준에 따라 20 ft(6.096 m)를 기본 길이로 선정하였고, 정도 높은 비교분석을 위해 40 ft, 60 ft를 추가 선정하였다. 또한 ANSYS Fluent 내에서 최대로 구현 가능한 길이인 500 m 또한 추가 선정하였다.
6. 관벽 마찰
실제 관내 유동은 관벽 마찰로 인해 길이 방향으로 유동이 진행할수록 관벽 부근과 중앙에서의 속도 차이가 누적하여 발생한다. 또한, 관벽 마찰은 압력저하에도 직접적으로 연관되는 것이므로, 본 발명에서 해결하고자 하는 과제인 유동개선에 있어서 압력저하가 개선되면 유동 또한 개선된 것으로 판단할 수 있다.
한편, 본 발명의 해석모델로 사용하는 ANSYS Fluent Model은 속도프로파일을 도출할 수 있는데, 관내유동에 있어 난류유동은 마찰계수에 따라 속도프로파일 그래프 개형이 변화한다. 구체적으로, 마찰 계수가 작은 Smooth Pipe일수록 관벽에서의 속도 증가분이 크며, 최대속도와 최소속도 차가 작은 점에 착안하여, Smooth Pipe와 유사한 개형의 속도 그래프가 도출되는 변수를 선정하기로 한다.
본 발명의 제1실시예에 따른 나선형 발열 해저파이프라인은 도 2에 도시된 바와 같이, 상기 발열부(30)는, 상기 도관(10)의 내주면으로부터 상기 도관(10)의 중심을 향해 돌출되도록 반원 형태로 형성되고, 상기 반원 형태가 상기 도관(10)으로부터 연장된 끝단에 필렛이 적용되도록 구성된다. 즉, 상기 발열부(30) 자체가 상기 도관(10)의 내주면의 내측으로 구성되어, 유체와 상기 발열부(30) 사이의 거리를 가깝게 하여 열전도율을 향상시킬 수 있을 것이며, 돌출된 나선형 구조로 인해 난류가 촉진되어 유동 개선 효과를 야기할 수 있다. 구체적으로, 상기 발열부(30)는 상기 전열선(31)과 상기 전열선(31)을 둘러싸는 상기 단열체(32)의 테두리를 따라 상기 단열캡(33)이 위치되며, 상기 전열선(31)의 유지보수를 위해 상기 단열캡(33)이 분리 혹은 교체될 수 있다.
우선적으로, 본 발명의 제1실시예에 따른 상기 발열부(30)는 기존의 기술과 달리 상기 도관(10)의 내부, 즉 이송하는 유체와 보다 근접하게 위치할 수 있도록 마련되어 관내유동의 온도를 증가시키기 위한 열전도율 개선 효과를 가진다.
도 6은 기존 ETH 기술과 본 발명의 발열부를 정성적·개념적으로 비교하기 위해 도시한 도면으로, 범위를 나타낸 호가 열전도에 의해 전열선이 열을 가할 수 있는 범위를 나타낸 것이다. 이를 살펴보면, 기존 ETH 기술에 비해 열선과 유체간의 거리가 짧아졌으며, 열전도에 의해 전열선이 미칠 수 있는 범위가 더 넓어졌기에 충분한 효과를 보일 것이라 예상된다.
정량적 수치적으로 비교하기 위해, 열전도 수식인 하기 수학식 3과 같은 Fourier 공식을 활용하여 개선 정도를 파악하고자 한다.
[수학식 3]
Figure PCTKR2019009754-appb-I000003
여기서, k는 열전도성계수로 30, A는 열전달면적, T1는 열선 온도, T2는 내부유동온도, t는 걸린 시간, s는 물질 두께를 의미하며, 각 변수에 대한 값은 표 1 내지 표 3과 같으며, 결론적으로 계산된 열전도량은 표 4와 같다.
Plane Spiral
k [W/m*K] 35 35
s [m] 0.0285 0.0062
T1 [K] 350 350
T2 [K] 298.15 298.15
A Plane Spiral
1m 0.028 0.038
20ft 0.169 0.223
40ft 0.389 0.458
60ft 0.505 0.687
t Plane Spiral
1m 0.286 0.286
20ft 1.742 1.742
40ft 3.483 3.434
60ft 5.225 5.123
Q Plane Spiral Q rate
1m 509.40 3177.90 6.24
20ft 18742.85 113685.98 6.07
40ft 86283.64 460401.99 5.34
60ft 168020.20 1030101.10 6.13
평균 열전도율 상승은 약 5.94배로 계산되며, 이 수치 자체에는 의미가 있지 않지만, 이를 통해 나선형 발열 해저 파이프라인의 열전도율 개선은 효과가 있음을 입증할 수 있을 것이다.
또한, 상기 발열부(30)는 상술한 바와 도 7에 도시된 바와 같이 반원 형태로 이루어져, 피로강도 측면에서 안정을 꾀할 수 있다. 도 7의 좌측은 발열부(30)만을 반지름 방향으로 자른 단면 형상을, 우측은 발열부(30)를 포함하는 해저 파이프라인을 길이 방향으로 자른 단면 형상을 나타낸다. 항력계수는 형상에 따라 달라지고 이에 따라 피로강도 측면에서 안정성이 변화되므로, 모서리가 둥글수록 더 낮은 항력계수 값을 가진다. 이에 따라, 상기 발열부(30)의 형상을 사각형이나 삼각형이 아닌 반원 형상으로 선택하였으며, 이는 타 형상에 비해 낮은 항력계수 가지기에 피로 강도 측면에서도 안정적이라 할 수 있다.
또한, 상기 발열부(30)의 반원 형태는 상기 도관(10)의 내경의 5% 내지 15%로 마련될 수 있으며, 더 바람직하게는 상기 도관(10)의 내경의 5%일 수 있다. 내경의 15%를 초과하는 직경은 유량에 미치는 영향이 지대할 것이고, 5% 미만의 직경은 내부에 전열선(31)을 설치하는 것이 용이하지 않을 수 있기 때문이다.
한편, 나선형 구조에 의해 관내 난류 유동이 촉진되고, 관벽마찰계수에 따라 속도 프로파일 그래프의 형상 차이가 존재한다. 여기서 중요한 점은, 관벽 부근에서의 속도 기울기의 경우, 마찰계수가 작은 Smooth pipe가 마찰계수가 큰 Rough pipe보다 더 가파르다는 것이다. 이에 따라, 관벽 부근에서의 속도 기울기가 더 가파를수록 관벽 마찰 계수가 상대적으로 작다는 것을 짐작할 수 있으며, 관벽 마찰 계수가 작아진다면 관벽 마찰 계수에 직접 영향을 받는 압력저하 문제를 개선할 수 있다. 도 8은 기존의 해저 파이프라인과 본 발명에 따른 나선형 해저 파이프라인의 나선 직경에 따른 속도 프로파일을 나타낸 그래프이다. 이를 살펴보면, 발열부(30)의 직경이 도관 내경의 5%인 경우가 관벽에서의 속도 증가분이 제일 커 유량 측면에서 가장 이상적임을 알 수 있다.
또한, 상기 필렛의 경우, 도 9에 도시된 바와 같이, 반원 양 끝단에 형성되는 노치 부분에 응력집중 효과가 일어나, 피로강도가 위험할 수 있으므로, 노치 부분을 최소화하기 위하여 반원 양 끝단에 적용한 것이다. 상기 필렛의 반지름은 상기 발열부(30)의 반원의 25% 내지 50%일 수 있으며, 더 바람직하게는 반원의 25%일 수 있다. 이러한 구조를 통해, 상기 나선형 구조의 발열부(30)의 피로강도를 확보할 수 있다.
도 10은 기존의 해저 파이프라인과 본 발명에 따른 나선형 해저 파이프라인의 필렛 반경에 따른 속도 프로파일을 나타낸 그래프이다. 결과적으로, 도 8과 비교하였을 때, 노치 부분의 응력집중 효과를 낮추기 위한 필렛이 효과적임을 입증할 수 있고, 필렛의 반경은 반원의 25%로 이루어지는 것이 유동을 가장 많이 개선할 수 있었다.
또한, 상기 발열부(30)는 피로강도 측면에서 안정적임이 입증되어야 한다. 이에 따라, Operation 상황과 Shut-down 상황으로 나누어 각 상황에 대한 응력값을 산출하여 도 11에 나타내었다. 그 결과, 최대응력은 149.43MPa로 도출되었고, 도 12의 파이프라인 재질로 사용되는 AISI 4130의 피로선도와 비교해본 결과, 최대응력값을 피로선도의 y축인 응력고도로 환산하면 10.84ksi로, 이 값은 최소값인 30 ksi에도 미치지 못하는 것으로 미루어 보아 피로강도 측면에서 매우 안정적이다는 것을 알 수 있다. 또한 이는 270 bar라는 유정 압력 조건을 설정하였기에 매우 극한 조건이며, 실제 생산의 경우에는 감압이 이루어지기 때문에 응력 값은 더 감소될 것으로 예상된다.
본 발명의 제2실시예에 따른 나선형 발열 해저파이프라인은 도 3 및 도 4에 도시된 바와 같이, 상기 도관(10)의 내주면이 나선형 구조로 덴팅(표면에 오목한 특정 형상 생성)기술이 적용되고, 상기 발열부(30)는 상기 도관의 나선형 구조 내주면에 삽입되는 형태로 설치될 수 있다. 구체적으로, 상기 전열선(31)과 상기 단열체(32)가 상기 도관(10)의 관벽 내부에 위치되며, 이는 상기 도관(10)의 내주면에 일치하도록 형성되는 상기 단열캡(33)에 의해 상기 도관(10) 내부의 유체로부터 격리되는 구조이다.
제2실시예는 제1실시예와 마찬가지로, 유체와 상기 발열부(30)가 기존에 비해 더 인접하게 위치되므로, 종래 기술에 비해 열전도율 측면에서 개선될 수 있다. 또한, 제2실시예의 발열부(30)는 상기 도관(10)의 내주면으로부터 돌출되는 구조가 아니기 때문에, 피로강도가 안정적일 것임은 물론이나, 상기 제1실시예와 달리 유동개선 측면에서는 종래의 파이프라인과 유사하게 개선 효과를 기대할 수 없을 것이다. 그러나, 제2실시예에 따른 구조는 도관(10) 제조 시 덴팅을 통한 방식으로, 상대적으로 제1실시예에 비해 제조 측면에서 설비투자비용이 매우 감소될 수 있다. 이에 따라, 제2실시예에 따른 나선형 발열 해저파이프라인은 상대적으로 유동이 원활한 가스 형태의 유체이송에 사용하여 유동측면의 단점을 보완할 수 있다.
본 발명의 제3실시예에 따른 나선형 발열 해저파이프라인은 도 5에 도시된 바와 같이, 상기 도관(10)의 외주면이 나선형 구조로 덴팅(표면에 오목한 특정 형상 생성)기술이 적용되고, 상기 발열부(30)는 상기 도관의 나선형 구조 외주면에 삽입되는 형태로 설치될 수 있다. 구체적으로, 상기 전열선(31)과 상기 단열체(32)가 상기 도관(10)의 관벽 내부에 위치되며, 이는 상기 도관(10)의 외주면에 일치하도록 형성되는 상기 단열캡(33)에 의해 상기 도관(10) 내부의 유체로부터 격리되는 구조이다. 여기서, 상기 도관(10)은 관벽의 두께가 일정하게 유지되도록 상기 도관(10)의 내주면으로부터 상기 도관(10)의 중심을 향해 상기 발열부(30)와 동일한 형상으로 돌출되도록 마련되고, 상기 돌출된 부분은 제1실시예와 마찬가지로 피로강도의 안정함을 위해 상기 도관(10)의 내주면과 연장된 끝단에 필렛이 적용될 수 있다.
제3실시예는 제1실시예, 제2실시예보다는 유체와 상기 발열부(30)가 이격될 수 있으나, 유체와 상기 발열부(30)가 기존에 비해서는 더 인접하게 위치되므로, 종래 기술에 비해 열전도율 측면에서 개선될 수 있다. 또한, 제3실시예의 발열부(30)는 상기 제1실시예와 유사하게 유동개선을 위해 상기 도관(10)의 내주면에 발열부(30)와 동일한 형상으로 돌출되어 있으므로, 유사하게 개선 효과를 기대할 수 없을 것이며, 이러한 구조에서도 피로강도를 안정적으로 유지하기 위해 제1실시예에 적용된 필렛 구조를 사용하였다. 이때 상기 도관(10)의 내주면에 배치되는 반원형 구조와 필렛의 크기는 바람직하게는 제1실시예와 동일하게 반원형은 도관(10)의 내부 직경의 5%, 필렛은 반원형의 25%로 이루어질 수 있다. 그러나, 제3실시예에 따른 구조는 도관(10)의 내외주면을 모두 가공해야 하는 구조로써, 상대적으로 제2실시예에 비해 제조 측면에서 설비투자비용이 증가될 수 있으나, 상기 단열층(20)과 상기 단열캡(33)을 통해 상기 전열선(31)의 유지보수가 매우 용이할 수 있을 것이다. 이에 따라, 제3실시예에 따른 나선형 발열 해저파이프라인은 상대적으로 장기간 동안 설치되어 정기적인 유지보수가 필요한 파이프라인에 적용되어 기존의 기술에 비해 열전도율 및 유동 측면에서 개선하면서, 유지보수가 용이한 장점을 극대화시킬 수 있다.
본 발명의 제1실시예 내지 제3실시예에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인에 있어서, 상기 발열부(30)의 나선형 구조는, 나선 사이의 거리가 상기 도관의 직경의 2배로 형성되어 수평축과의 각도가 45°로 이루어질 수 있다. 나선 사이의 거리의 경우, 나선이 수평축과 이루는 각도로 설정되었으며, 이를 피치의 개념으로 다시 나타내었다. 즉, 최종 케이스인 5% D/4를 45°(1피치 = 2*도관내경)와 30°(1피치 = 3.46*도관내경)로 나누어 시뮬레이션을 진행하여, 도 13에 기존의 해저 파이프라인과 본 발명에 따른 나선형 해저 파이프라인의 나선 간격에 따른 속도 프로파일 그래프로 나타내었다. 그 결과, 45°인 경우가 30°인 경우에 비해 Smooth Pipe에 더 유사한 형태를 나타내었으므로, 45°가 열전도량 개선 측면에서 더 효과적임을 알 수 있다.
또한, 본 발명의 제1실시예 내지 제3실시예에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인에 있어서, 상기 발열부(30)의 나선형 구조는, 나선의 개수가 1개일 수 있다. 나선 구조 개수의 경우, 최종 케이스인 5% D/4 45°를 대상으로 기존 개수인 1개와 추가적으로 180°대칭을 이루고 있는 2개의 나선형 구조, 90°간격을 이루고 있는 4개의 나선형 구조로 나누어 시뮬레이션을 진행하여, 도 14에 기존의 해저 파이프라인과 본 발명에 따른 나선형 해저 파이프라인의 나선 간격에 따른 속도 프로파일 그래프로 나타내었고, 도 15에 CFD 해석 형태로 나타내었다. 그 결과, 1개인 경우가 2개 이상인 경우에 비해 Smooth Pipe에 더 유사한 형태를 나타내었으므로, 1개가 유동 개선 측면에서 더 효과적임을 알 수 있다.
한편, 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인은 상술한 바와 같이 열전도율 및 유동측면에서 확연한 개선점을 보여주며, 피로강도 또한 안정적이므로 기존 기술과의 차별성이 존재한다. 그러나, 해저구조물에 있어 중요한 유지보수인 피깅(Pigging)에 있어 한계가 있다. 기존의 피깅 장비의 경우, 수축 및 팽창 기능이 전혀 없는 구조로 형성되어 있어, 배관 내부에 나선형 구조가 존재하는 본 발명의 발열 해저 파이프라인에 적용할 수 없다. 이러한 점을 극복하기 위해, 본 발명에 따른 나선형 발열 해저 파이프라인의 유지보수는 도 16에 도시된 바와 같은 Gel Pig를 사용할 수 있다. Gel Pig는 수축 및 팽창 성질에 의해 피깅을 진행하는 것으로써, 관벽 및 관내 나선 구조에 손상을 주지 않아 일반적인 피깅을 할 수 없고 고위험의 파이프라인을 청소할 수 있고, Gel Pig가 손상이 있더라도 피깅을 수행함에 있어서 문제가 없다. 또한 이는 별도의 발사부와 수신기가 필요하지 않고 바이패스하는 유량이 줄어들어 설비투자비용 절감효과도 있을 것이다.
상술한 본 발명의 기술적 구성은 본 발명이 속하는 기술분야의 당업자가 본 발명의 그 기술적 사상이나 필수적 특징을 변경하지 않고서 다른 구체적인 형태로 실시될 수 있다는 것을 이해할 수 있을 것이다.
그러므로 이상에서 기술한 실시예들은 모든 면에서 예시적인 것이며 한정적인 것이 아닌 것으로서 이해되어야 하고, 본 발명의 범위는 상기 상세한 설명보다는 후술하는 특허청구범위에 의하여 나타나며, 특허청구범위의 의미 및 범위 그리고 그 등가 개념으로부터 도출되는 모든 변경 또는 변형된 형태가 본 발명의 범위에 포함되는 것으로 해석되어야 한다.
[부호의 설명]
10 : 도관
20 : 단열층
30 : 발열부
31 : 전열선
32 : 단열체
33 : 단열캡

Claims (5)

  1. 해저 유정으로부터 고온 고압의 유체를 이송하는 도관; 및
    상기 도관의 외주면을 기준으로 내측에 나선형 구조로 배치되는 발열부;를 포함하고,
    상기 발열부는,
    상기 나선형 구조를 따라 설치되어 열을 발생시키는 전열선;
    상기 전열체를 완전히 둘러싸는 형태로 설치되며 상기 발생된 열을 보존하는 단열체; 및
    상기 전열선과 상기 단열체를 상기 도관 혹은 상기 단열층으로부터 격리시키는 단열캡;을 포함하여,
    상기 도관 내부에서 유체 이송 시 관내유동방해물질 생성을 방지하기 위해 관내유동의 온도를 증가시키도록 마련되는 것을 특징으로 하는 나선형 발열 해저 파이프라인.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 발열부는,
    상기 도관의 내주면으로부터 상기 도관의 중심을 향해 돌출되도록 형성되며,
    상기 도관으로부터 연장된 끝단에 필렛이 적용되는 것을 특징으로 하는 나선형 발열 해저 파이프라인.
  3. 제1항에 있어서,
    상기 발열부는,
    상기 나선형 구조와 동일한 형상으로 덴팅된 상기 도관의 내주면에 삽입되는 형태로 설치되고,
    상기 단열캡이 상기 도관의 내주면에 일치하도록 형성되어, 상기 도관의 관벽 내부에 위치되는 상기 전열선과 상기 단열체를 상기 도관 내부의 유체로부터 격리시키는 것을 특징으로 하는 나선형 발열 해저 파이프라인.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 발열부는,
    상기 나선형 구조와 동일한 형상으로 덴팅된 상기 도관의 외주면에 삽입되는 형태로 설치되고,
    상기 단열캡이 상기 도관의 외주면에 일치하도록 형성되어, 상기 도관의 관벽 내부에 위치되는 상기 전열선과 상기 단열체를 상기 단열층으로부터 격리시키며,
    상기 도관은,
    관벽의 두께가 일정하게 유지되도록 상기 도관의 내주면으로부터 상기 도관의 중심을 향해 상기 발열부와 동일한 형상으로 돌출되도록 마련되고,
    상기 돌출된 부분은 상기 도관의 내주면과 연장된 끝단에 필렛이 적용되는 것을 특징으로 하는 나선형 발열 해저 파이프라인.
  5. 제2항 내지 제4항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 나선형 구조는,
    나선 사이의 거리가 상기 도관의 직경의 2배로 형성되어 수평축과의 각도가 45°로 이루어지고,
    나선의 개수가 1개인 것을 특징으로 하는 나선형 발열 해저 파이프라인.
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