海底輸氣管道反向輸油可行性研究

郭慶豐

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452)

海底輸氣管道反向輸油可行性研究

郭慶豐

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452)

該文采用水力熱力分析的方法研究了BZ26-3至BZ26-2海底輸氣管道反向輸油的可行性。結(jié)果表明，海底輸氣管道反向輸油是可行的，為了滿足海底管道安全輸送要求，需要BZ26-2油氣田與BZ13-1區(qū)域的混合原油不脫水直接輸送，加注降凝劑使所輸原油凝固點(diǎn)不高于18℃以及原油最小輸量為588 m3/d。海底輸氣管道反向輸油過(guò)程中可能出現(xiàn)BZ13-1油氣田、BZ26-2油氣田或BZ26-3油田停產(chǎn)的工況，因此需要分別采取摻水輸送和加熱輸送的應(yīng)對(duì)措施。

海底輸氣管道；反向輸油；水力熱力分析；凝固點(diǎn)；最小輸量

0 引言

海底管道作為一種輸送流體的工具，具有連續(xù)、快捷、經(jīng)濟(jì)、安全、節(jié)能、輸送量大及受氣候影響小等諸多優(yōu)點(diǎn)[1-3]，因此被廣泛應(yīng)用，成為海上油氣輸送的主要方式。渤南油氣田位于渤海西南部海域，包括BZ28-1、BZ26-2、BZ13-1、CFD18-1和CFD18-2油氣田，以BZ28-1油氣田為中心進(jìn)行聯(lián)合開(kāi)發(fā)，開(kāi)發(fā)依托BZ28-1油氣田浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油裝置“友誼號(hào)”。BZ26-3油田北距BZ26-2油氣田5 km，所產(chǎn)的原油處理達(dá)到要求后(含水≤30%)通過(guò)海底管道輸往BZ25-1油田WHPD平臺(tái)，與該平臺(tái)的油、氣和水混合輸至BZ25-1油田浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油裝置“HYSY113”，所產(chǎn)的天然氣經(jīng)海底管道輸往BZ26-2油氣田，與BZ26-2、BZ13-1、CFD18-1和CFD18-2油氣田處理合格的混合原油(含水≤30%)及天然氣一并輸至友誼號(hào)，油氣田群及其海底管道關(guān)聯(lián)關(guān)系如圖1所示。

圖1 油氣田群及其海底管道關(guān)聯(lián)圖

友誼號(hào)單點(diǎn)系泊系統(tǒng)系泊腿發(fā)生故障，需要實(shí)施22天停運(yùn)更換，這樣渤南油氣田就不得不停產(chǎn)22天。為了減少渤南油氣田在友誼號(hào)單點(diǎn)系泊系統(tǒng)系泊腿更換期間的產(chǎn)油量損失，擬將BZ26-3至BZ26-2海底輸氣管道實(shí)施22天反向輸油，以實(shí)現(xiàn)BZ26-2、BZ13-1、CFD18-1和CFD18-2油氣田不停產(chǎn)而將混合原油輸往BZ26-3油田，與該油田原油混合輸至HYSY113，由HYSY113實(shí)施付油于油輪進(jìn)行外輸。針對(duì)上述問(wèn)題，該文開(kāi)展BZ26-3至BZ26-2海底輸氣管道反向輸油前期研究，為輸氣管道反向輸油是否可行提供科學(xué)依據(jù)。

1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.1 環(huán)境數(shù)據(jù)

海水表層溫度-0.95℃～28.78℃，海水底層溫度-0.54℃～27.2℃，海底泥面下1.5 m處溫度3.73℃～22.6℃。

1.2 海底管道數(shù)據(jù)

BZ26-3至BZ26-2海底輸氣管道為單層無(wú)保溫管，埋深1.5 m，長(zhǎng)度5 km，公稱(chēng)直徑6 in，外徑168.3 mm，壁厚12.7 mm，絕對(duì)粗糙度0.1 mm，總傳熱系數(shù)14 W/(m2·℃)，設(shè)計(jì)壓力6.6 MPa，設(shè)計(jì)溫度60℃。

BZ26-3至BZ25-1WHPD海底油水混輸管道為雙層保溫管，埋深1.5 m，長(zhǎng)度13.1 km，內(nèi)管公稱(chēng)直徑10 in，外徑273.1 mm，壁厚12.7 mm，絕對(duì)粗糙度0.2 mm，總傳熱系數(shù)0.8 W/(m2·℃)；外管公稱(chēng)直徑16 in，外徑406.4 mm，壁厚12.7 mm，內(nèi)外管環(huán)空保溫材料為聚氨酯泡沫，厚度50 mm，密度50 kg/m3,設(shè)計(jì)壓力3.4 MPa，設(shè)計(jì)溫度75℃。

1.3 油氣田產(chǎn)能數(shù)據(jù)

BZ26-2油氣田產(chǎn)液量580 m3/d，含水率48.2%，產(chǎn)油量300 m3/d，產(chǎn)水量280 m3/d；BZ13-1區(qū)域(包括BZ13-1油氣田、CFD18-1油氣田和CFD18-2油氣田)產(chǎn)液量1 196 m3/d，含水率44.3%，產(chǎn)油量666 m3/d，產(chǎn)水量530 m3/d。

1.4 原油物性數(shù)據(jù)

BZ26-2油氣田原油密度842.1 kg/m3(20℃)，粘度4.616 MPa·s(50℃)，凝固點(diǎn)29℃；BZ13-1區(qū)域原油密度801.4 kg/m3(20℃)，粘度2.068 MPa·s(50℃)，凝固點(diǎn)20℃；BZ26-2油氣田與BZ13-1區(qū)域的混合原油密度830.6 kg/m3(20℃)，粘度3.848 MPa·s(50℃)，凝固點(diǎn)24℃。

2 原油輸送分析

2.1 原油輸送方式分析

BZ26-3至BZ26-2海底管道反向輸油后，使用PIPEFLO多相流模擬軟件對(duì)其進(jìn)行水力熱力計(jì)算，該計(jì)算是基于目前BZ26-2油氣田與BZ13-1區(qū)域的總產(chǎn)油量為966 m3/d、混合原油溫度為56℃以及極端低溫的環(huán)境條件，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 BZ26-3至BZ26-2海底管道反向輸油水力熱力計(jì)算結(jié)果

由表1可知，對(duì)于BZ26-3至BZ26-2海底管道輸油量為966 m3/d的反向輸油工況，海底管道入口壓力為1.45 MPa、入口溫度為56℃，分別低于設(shè)計(jì)壓力和設(shè)計(jì)溫度，滿足安全輸送要求；海底管道出口溫度為10.6℃，明顯低于所輸原油凝固點(diǎn)24℃，會(huì)造成凝管事故。

采取BZ26-2油氣田與BZ13-1區(qū)域的混合原油不脫水直接輸送而在BZ26-3油田進(jìn)行脫水處理，使海底管道所輸原油含水率增大，原油的比熱容增大，散熱速率減慢，從而提高原油溫度，減少軸向溫降。基于以上，使用PIPEFLO軟件對(duì)海底管道進(jìn)行水力熱力計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 原油不脫水工況下的BZ26-3至BZ26-2海底管道反向輸油水力熱力計(jì)算結(jié)果

由表2可知，在BZ26-2油氣田與BZ13-1區(qū)域的混合原油不脫水直接輸送的條件下，BZ26-3至BZ26-2海底管道反向輸油后入口壓力為2.03 MPa、入口溫度為56℃，分別低于設(shè)計(jì)壓力和設(shè)計(jì)溫度，滿足安全輸送要求；海底管道出口溫度為30.6℃，比所輸原油凝固點(diǎn)高6.6℃，滿足海底管道出口溫度高于原油凝固點(diǎn)3℃～5℃的規(guī)范要求[4]。

2.2 原油最小輸量分析

BZ26-3至BZ26-2海底管道反向輸油過(guò)程中，當(dāng)輸量減少時(shí)，流體流速降低，與周?chē)h(huán)境熱交換時(shí)間變長(zhǎng)，使得海底管道的熱損失加快，軸向溫降加大[5-7]，輸量持續(xù)減少將會(huì)使原油溫度降至凝固點(diǎn)以下，造成凝管事故的發(fā)生。為了防止凝管，應(yīng)對(duì)海底管道原油最小輸量予以確定。經(jīng)模擬分析得出，所輸原油不脫水直接輸送的條件下，海底管道安全停輸時(shí)間僅為10 min，小于停輸置換操作的準(zhǔn)備時(shí)間，不能滿足停輸置換要求，因此采取對(duì)所輸原油加注降凝劑進(jìn)行改性處理，當(dāng)原油凝固點(diǎn)降至18℃時(shí)，海底管道安全停輸時(shí)間為30 min，可以滿足停輸置換要求。

BZ26-3至BZ26-2海底管道原油最小流量的確定是以所輸原油不脫水直接輸送和加注降凝劑后安全停輸時(shí)間為30 min為前提條件，為了滿足安全輸送要求，海底管道出口溫度必須不低于21℃?；谝陨弦蛩?，使用PIPEFLO 軟件對(duì)海底管道進(jìn)行水力熱力計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表3。由表3可知，BZ26-3至BZ26-2海底管道原油最小輸量為588 m3/d。

表3 BZ26-3至BZ26-2海底管道反向輸油最小輸量計(jì)算結(jié)果

3 原油停輸分析

3.1 BZ13-1油氣田停產(chǎn)工況分析

如果BZ13-1油氣田停產(chǎn)，則CFD18-1油氣田和CFD18-2油氣田就會(huì)被動(dòng)停產(chǎn)，該工況下，BZ26-3至BZ26-2海底管道只反向輸送BZ26-2油氣田流體，其中輸油量為300 m3/d，低于海底管道原油最小輸量，不能滿足安全輸送要求，因此，采取加入BZ26-2油氣田的水源井60℃地下水輸送以降低海底管道的溫度。使用PIPEFLO 軟件對(duì)海底管道進(jìn)行水力熱力計(jì)算，該計(jì)算是基于海底管道出口溫度為32℃，即海底管道出口溫度比所輸原油凝固點(diǎn)高3℃，結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 BZ13-1油氣田停產(chǎn)工況下的BZ26-3至BZ26-2海底管道反向輸油水力熱力計(jì)算結(jié)果

由表4可知，在BZ13-1油氣田停產(chǎn)的工況下，為了滿足安全輸送要求，BZ26-3至BZ26-2海底管道最低輸水量為1 030 m3/d，而B(niǎo)Z26-2油氣田產(chǎn)水量為280 m3/d，因此，BZ26-2油氣田原油不脫水直接輸送時(shí)需最低摻水量為750 m3/d。

3.2 BZ26-2油氣田停產(chǎn)工況分析

如果BZ26-2油氣田停產(chǎn)，則BZ26-3至BZ26-2海底管道只反向輸送BZ13-1區(qū)域流體，將BZ13-1區(qū)域流體輸至BZ26-2油氣田后引入外輸原油加熱器加熱至60℃。使用PIPEFLO 軟件對(duì)海底管道進(jìn)行水力熱力計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 BZ26-2油氣田停產(chǎn)工況下的BZ26-3至BZ26-2海底管道反向輸油水力熱力計(jì)算結(jié)果

由表5可知，在BZ26-2油氣田停產(chǎn)的工況下，將BZ13-1區(qū)域流體在BZ26-2油氣田加熱至60℃后再進(jìn)行外輸，BZ26-3至BZ26-2海底管道反向輸油后出口溫度為24.7℃，比所輸原油凝固點(diǎn)高4.7℃，滿足安全輸送要求。

3.3 BZ26-3油田停產(chǎn)工況分析

如果BZ26-3油田停產(chǎn)，則只有BZ26-2油氣田與BZ13-1區(qū)域的混合流體通過(guò)BZ26-3至BZ25-1WHPD海底管道，將該混合流體引入BZ26-3油田外輸原油加熱器加熱至44℃。使用PIPEFLO 軟件對(duì)海底管道進(jìn)行水力熱力計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表6。

表6 BZ26-3油田停產(chǎn)工況下的BZ26-3至BZ25-1WHPD海底管道輸油水力熱力計(jì)算結(jié)果

由表6可知，在BZ26-3油田停產(chǎn)的工況下，將BZ26-2油氣田與BZ13-1區(qū)域的混合流體在BZ26-3油田加熱至44℃后再進(jìn)行外輸，BZ26-3至BZ25-1WHPD海底管道出口溫度為37.9℃，相對(duì)于所輸原油凝固點(diǎn)24℃，滿足安全輸送要求。

4 結(jié)論

(1) 海底輸氣管道反向輸油是可行的，為了滿足海底管道安全輸送要求，需要BZ26-2油氣田與BZ13-1區(qū)域的混合原油不脫水直接輸送、加注降凝劑使所輸原油凝固點(diǎn)不高于18℃以及原油最小輸量為588 m3/d。

(2) 海底輸氣管道反向輸油過(guò)程中可能出現(xiàn)BZ13-1油氣田、BZ26-2油氣田或BZ26-3油田停產(chǎn)的工況，屆時(shí)需要分別采取摻水輸送和加熱輸送的應(yīng)對(duì)措施。

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Study on the Feasibility of Crude Oil Reverse Transportation through Submarine Gas Pipeline

GUO Qing-feng

(CNOOC China Limited,Tianjin Branch，Tianjin 300452，China)

The feasibility of crude oil reverse transportation through submarine gas pipeline from BZ26-3 to BZ26-2 for 22d has been studied with hydraulic and thermal analysis. The results show that this measure is feasible，to meet the requirements of the submarine pipeline safe transportation，it demands that the mixed crude oil of BZ26-2 oil-gas field and BZ13-1 region is not dehydrated、pour point depressants are injected into the submarine pipeline to make pour point of transportation crude oil no more than 18℃ and the minimum throughput of the submarine pipeline is 588m3/d；BZ13-1 oil-gas field、BZ26-2 oil-gas field or BZ26-3 oilfield is likely to stop production during the submarine pipeline reverse transportation，the countermeasures of blending water transportation and heating transportation have to be taken respectively at that time.

submarine gas pipeline；crude oil reverse transportation；hydraulic and thermal analysis；pour point；minimum throughput

2015-02-12

郭慶豐(1975-)，男，工程師。

1001-4500(2015)05-0024-04

TE832.3

A