氣液混輸海底管道的流動(dòng)保障設(shè)計(jì)

石婷婷

（中海油能源發(fā)展裝備技術(shù)有限公司設(shè)計(jì)研發(fā)中心，天津 300452）

海底管道，作為輸送海洋平臺(tái)油氣田開(kāi)采出的生產(chǎn)流體的重要方式，猶如海洋平臺(tái)油氣田開(kāi)發(fā)的大動(dòng)脈，將海洋平臺(tái)油氣田、油氣處理平臺(tái)、儲(chǔ)油儲(chǔ)氣設(shè)施或陸上處理終點(diǎn)連接成了一個(gè)統(tǒng)一的整體，使海洋平臺(tái)油氣生產(chǎn)的各個(gè)環(huán)節(jié)形成了相互關(guān)聯(lián)、相互協(xié)調(diào)作業(yè)的生產(chǎn)操作系統(tǒng)。海底管道設(shè)計(jì)的合理性、可行性和系統(tǒng)完整性，關(guān)乎海洋平臺(tái)油氣田是否能正常開(kāi)采、處理和生產(chǎn)，是整個(gè)油氣田物流儲(chǔ)運(yùn)方案的核心。

1 項(xiàng)目概況

由于SZ36-1 WHPB平臺(tái)改造生產(chǎn)處理流程，井口物流直接經(jīng)海管輸送至SZ36-1 App平臺(tái)進(jìn)行處理，需將原外輸輸液海管改為氣液混輸海管。為確保海管安全穩(wěn)定運(yùn)行，對(duì)該海管進(jìn)行流動(dòng)保障校核設(shè)計(jì)。

2 設(shè)計(jì)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

根據(jù)項(xiàng)目實(shí)際情況，需確定以下基礎(chǔ)數(shù)據(jù)：①平臺(tái)水深；②最高及最低環(huán)境溫度，包括氣溫、海水表層及底層溫度、海管埋深處泥溫；③原油物性（表1）；④原油黏溫?cái)?shù)據(jù)；⑤天然氣組分。確定如下設(shè)計(jì)參數(shù)：①海管構(gòu)成及尺寸；②海管長(zhǎng)度；③海管埋深；④海管內(nèi)壁粗糙度；⑤總傳熱系數(shù)。確認(rèn)設(shè)計(jì)依據(jù)：①海管輸量；②海管入口溫度；③海管出口壓力。

表1 原油物性表

海管的內(nèi)壁粗糙度，新建管道一般取0.05mm，而舊管可取0.2～1mm，本項(xiàng)目取1mm。該項(xiàng)目因海管年頭較久，故總傳熱系數(shù)依據(jù)海管日?qǐng)?bào)反算。

3 穩(wěn)態(tài)分析

3.1 水熱力計(jì)算

根據(jù)逐年輸量，水熱力計(jì)算結(jié)果如表2所示。

表2 海管逐年水熱力計(jì)算數(shù)據(jù)

據(jù)上表可知，海管入口最大壓力和溫度均未高于原海管最大操作參數(shù)，滿足使用要求。

3.2 最小輸量分析

管輸流體溫度會(huì)隨著輸量的減少而降低，當(dāng)減少到最小輸量時(shí)，應(yīng)保證最低出口溫度高于原油凝點(diǎn)3℃以上。且流體可能因低溫導(dǎo)致黏度劇增，要保證管輸壓力不超過(guò)海管入口處所能提供的最大壓力或管道允許的最大操作壓力。

經(jīng)計(jì)算，當(dāng)輸量降至2027年輸量的0.2%時(shí)，入口壓力1 109kPa不高于海管入口處所能提供的最大壓力2 360kPa；出口溫度1℃高于原油凝點(diǎn)3℃以上。故該海管最小輸量不受限制。

3.3 水合物生成分析

濕氣在一定的壓力和溫度下會(huì)產(chǎn)生天然氣水合物，給管道運(yùn)行造成一定的風(fēng)險(xiǎn)。從模擬的水合物生成曲線（圖1）可知，最大操作壓力2 123kPa下，水合物生成溫度1.1℃，遠(yuǎn)低于海管冬季出口溫度58.6℃，故不會(huì)產(chǎn)生天然氣水合物。

圖1 水合物生成曲線圖

3.4 沖蝕流速分析

出砂量按照5 000lb/月考慮時(shí)，沖蝕流速為4m/s。各年混合流速均低于沖蝕流速，故不會(huì)產(chǎn)生沖蝕現(xiàn)象。

4 動(dòng)態(tài)分析

4.1 停輸再啟動(dòng)分析

該項(xiàng)目原油的凝點(diǎn)低于管線埋深處最低泥溫。輸送溫度降低時(shí)，管內(nèi)原油不會(huì)凝固，但黏度會(huì)隨著溫度降低而變大。通過(guò)計(jì)算可知，當(dāng)管輸流體溫度降低到管線埋深處最低泥溫時(shí)，最大再啟動(dòng)壓力為2 083kPa，不超過(guò)平臺(tái)所能提供的最大壓力2 360kPa。故當(dāng)管輸溫度降低到管線埋深處最低泥溫時(shí)，仍可再啟動(dòng)。

4.2 水擊壓力計(jì)算

該海管各年管輸流體的氣液比均大于5%，故不會(huì)出現(xiàn)水擊工況。

4.3 段塞工況分析

管輸流體為油氣混合物，輸送過(guò)程中氣液量變化可能引起段塞工況，對(duì)平臺(tái)工藝設(shè)施造成一定影響。選取2021年（最大輸氣年）和2027年（最大滯液年）作為典型年進(jìn)行分析。

4.3.1 正常工況段塞分析

由圖2、圖3可知，2021年和2027年的出口累計(jì)液量無(wú)明顯波動(dòng)，管線滯液量穩(wěn)定，因此正常運(yùn)行情況基本無(wú)段塞影響。

圖2 2021年管道出口累計(jì)液量、滯液量和液體體積流量隨時(shí)間變化趨勢(shì)圖

圖3 2027年管道出口累計(jì)液量、滯液量和液體體積流量隨時(shí)間變化趨勢(shì)圖

4.3.2 清管工況段塞分析

由圖4、圖5可知，2021年，清管段塞時(shí)間為21.8min，期間出口累計(jì)液量為53.7m3。2027年，清管段塞時(shí)間為14.7min，期間出口累計(jì)液量為68.3m3。根據(jù)工藝數(shù)據(jù)，清管段塞期間下游平臺(tái)設(shè)備能夠處理的液量大于段塞液量，故段塞流可被下游接收。

圖4 2021年管道出口累計(jì)液量、滯液量和液體體積流量隨時(shí)間變化趨勢(shì)圖

圖5 2027年管道出口累計(jì)液量、滯液量和液體體積流量隨時(shí)間變化趨勢(shì)圖

5 結(jié)束語(yǔ)

依據(jù)設(shè)計(jì)基礎(chǔ)，經(jīng)過(guò)模擬計(jì)算，該海管未來(lái)運(yùn)行期間的溫度壓力滿足設(shè)計(jì)要求，無(wú)最小輸量和停輸時(shí)間的限制，不具備天然氣水合物形成條件，不會(huì)產(chǎn)生水擊工況和沖蝕現(xiàn)象。正常運(yùn)行時(shí)無(wú)段塞影響，清管期間段塞流可被下游端接收處理。