， ， ， ， ，

(中海石油(中國)有限公司 天津分公司， 天津 300459)

0 引 言

海底管道所處環(huán)境復(fù)雜、條件惡劣，且要求安全系數(shù)高，一旦發(fā)生問題，將是破壞性的，不僅造成資產(chǎn)的損失還會引起無法挽回的生態(tài)環(huán)境問題，在設(shè)計階段需要較陸上管道更高的完整性和可靠性。在海洋石油幾十年的開發(fā)進(jìn)程中，已逐步建立了可靠的參數(shù)取值原則(如總傳熱系數(shù)、管壁粗糙度等)和流動保障關(guān)鍵技術(shù)體系(如置換、預(yù)熱、段塞等)。隨著國家和海洋石油工業(yè)對高質(zhì)量發(fā)展的要求，需要工程設(shè)計人員進(jìn)一步縮小設(shè)計裕量，在保守與可靠中尋求平衡，利用海洋石油在開發(fā)過程中累積的運(yùn)行數(shù)據(jù)、經(jīng)驗和做法，反演設(shè)計取值的差異，進(jìn)一步縮小生產(chǎn)與設(shè)計之間的差距，為今后海底管道的設(shè)計和在役管道的優(yōu)化運(yùn)行提供技術(shù)指導(dǎo)和借鑒。

1 管道概況

渤海某油田A位于渤海中部海域，平均水深為12.2 m，年平均氣溫為10.2 ℃。該油田分為南北2區(qū)，南區(qū)建造1座井口平臺WHPB，物流輸送至北區(qū)的中心平臺CEP處理為合格原油后通過1條長為29.5 km的管道輸送至浮式生產(chǎn)儲卸油裝置(Floating Production Storage and Offloading, FPSO)上進(jìn)行儲存和外輸。該油田的管道和2座平臺于2005年9月建成投產(chǎn)。中心平臺CEP至FPSO的輸油海管為雙層保溫結(jié)構(gòu)，內(nèi)管規(guī)格為323.9 mm O.D×14.3 mm W.T，外管規(guī)格為457.2 mm O.D×10.3 mm W.T，保溫層厚度為50 mm，保溫層材料為聚氨酯泡沫材料。該管道輸送介質(zhì)為高黏度重質(zhì)合格原油，原油的基本物性見表1，原油黏溫曲線如圖1所示。

表1 A油田原油基本性質(zhì)

圖1 A油田原油黏溫曲線

2 管道運(yùn)行情況及與設(shè)計的差異

該油田自2005年投產(chǎn)以來，輸油海管一直平穩(wěn)運(yùn)行。該管道實際運(yùn)行數(shù)據(jù)和設(shè)計輸送參數(shù)分別見表2和表3。其中，值得注意的是表2為降低計量因素引起的誤差影響，對數(shù)據(jù)進(jìn)行月數(shù)值平均處理。

對比表2管道實際運(yùn)行參數(shù)與表3管道設(shè)計管輸參數(shù)，可以明顯看出輸量、輸送壓力、輸送溫度等均存在較大差異。

(1) 輸量。從圖2可以明顯看出：該海管設(shè)計最大輸量為3 338 m3/d，但實際運(yùn)行近10年基本穩(wěn)定在1 000 m3/d左右。

表2 輸油管道實際運(yùn)行參數(shù)

表3 輸油管道設(shè)計輸送參數(shù)

圖2 設(shè)計外輸量與實際外輸量對比圖

圖3 輸油管道管路特性曲線

圖4 設(shè)計參數(shù)下管道輸量與沿程壓降的關(guān)系曲線

(2) 沿程壓降。該管道設(shè)計最大操作壓力為6 125 kPa，但該管道投產(chǎn)運(yùn)行十余年，操作壓力在1 500～2 500 kPa。由于輸量不同會影響壓力的變化，繪制設(shè)計參數(shù)下的水力特性曲線與實際運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行詳細(xì)對比。

對于熱油管道，當(dāng)起輸溫度一定時，管道的水力特性曲線呈“N”型，如圖3所示?！癗”型曲線的2個極點把曲線分成3個區(qū)域[1]：I區(qū)為小輸量區(qū)；II區(qū)為不穩(wěn)定區(qū)；III區(qū)為熱油管道工作區(qū)。對于高黏原油而言，黏溫數(shù)值對溫度非常敏感，溫度的微小變化會引起黏度的急劇變化，黏度是影響摩阻的主導(dǎo)因素，因此高黏原油的水力特性曲線II區(qū)更為明顯[2]。

按照設(shè)計數(shù)值建模并進(jìn)行模擬，繪制在外輸溫度為70 ℃和80 ℃時的輸量與沿程壓降曲線，如圖4所示?？梢钥闯觯寒?dāng)輸量低于2 000 m3/d時，沿程壓降急劇上升，進(jìn)入不穩(wěn)定輸送區(qū)。但是在實際運(yùn)行中，輸量基本在800～1 000 m3/d范圍內(nèi)，沿程壓降僅為1 500～2 500 kPa，設(shè)計值與實際運(yùn)行值存在較大偏差。

圖5 設(shè)計參數(shù)下管道輸量與沿程溫降關(guān)系曲線

(3) 沿程溫降。繪制在外輸溫度為70 ℃和80 ℃時的輸量與沿程溫降關(guān)系曲線，如圖5所示。可以看出：在相同的輸量下，實際運(yùn)行參數(shù)與外輸溫度為70 ℃的曲線較為接近，以2015年的設(shè)計資料參數(shù)為例，當(dāng)外輸量為1 204 m3/d時，沿程溫降為50.7 ℃。2015年實際運(yùn)行參數(shù)顯示，輸量為931.66 m3/d，沿程溫降為45.52 ℃，與設(shè)計參數(shù)相差較大，但與外輸溫度為70 ℃時的溫降(42.5 ℃)較為接近。

(4) 摻水年份。根據(jù)該海管的設(shè)計資料，在2016年后需摻水外輸，含水率為60%～85%。實際運(yùn)行數(shù)據(jù)顯示，2016年外輸量已低于設(shè)計最小輸量，但海管并未摻水外輸，依然平穩(wěn)運(yùn)行。

3 差異產(chǎn)生的原因

根據(jù)上述分析，在已經(jīng)考慮輸量差異的情況下，管道的實際壓降與溫降均低于設(shè)計值。究其原因，主要是以下2點：

圖6 設(shè)計時黏溫數(shù)據(jù)與運(yùn)行間黏溫數(shù)據(jù)對比(含水率0%)

(1) 油品黏溫性質(zhì)改變。對于稠油輸送管道而言，黏度為影響管輸壓降的主導(dǎo)因素，推測該管道的黏溫性質(zhì)發(fā)生改變。為此取該平臺外輸泵前油樣進(jìn)行化驗，根據(jù)化驗結(jié)果對比含水率為0%時的黏溫數(shù)據(jù)(以下稱運(yùn)行黏溫數(shù)據(jù))與設(shè)計時的黏溫數(shù)據(jù)(以下稱設(shè)計黏溫數(shù)據(jù))，如圖6所示?？梢钥闯鰧嶋H運(yùn)行間化驗值低于設(shè)計時化驗值，且隨著溫度降低，差距增大。

對黏度不同導(dǎo)致的壓力變化進(jìn)行研究。在其他輸入條件相同的情況下，采用2種黏度建立管輸模型分別對比管路沿程油品黏度變化值，如圖7所示?？梢钥闯觯河捎谳斎氲酿匦再|(zhì)不同，沿程黏溫值差別越來越大，到管段末端差距在2倍以上，對壓降的影響非常巨大。而采用運(yùn)行間黏溫數(shù)值計算的起輸壓力顯著低于采用設(shè)計黏溫數(shù)據(jù)計算的壓力。

圖7 不同黏溫數(shù)據(jù)下管道沿程壓力與黏度的變化曲線

兩次測量的黏溫數(shù)據(jù)不同，可能是由以下2個因素導(dǎo)致的：

① 試驗油樣差異。設(shè)計時的試驗油樣是采用南區(qū)與北區(qū)的探井7井和8井油樣按1∶1的比例配制而成的。隨著投產(chǎn)后生產(chǎn)運(yùn)行，該油田井?dāng)?shù)不斷增多，截至2016年，南區(qū)共33口井，北區(qū)共24口井，該油田共57口井，運(yùn)行時試驗油樣取自外輸泵前，即該油田所有的油井混合的油樣，與設(shè)計時的試驗油樣存在差異在所難免。采用運(yùn)行黏溫數(shù)據(jù)進(jìn)行計算更符合實際情況。

② 化學(xué)藥劑影響。設(shè)計試驗油樣取自探井，測試結(jié)果并未考慮化學(xué)藥劑的影響。而在實際生產(chǎn)過程中，不可避免地需要加注一些化學(xué)藥劑，如破乳劑等，這些藥劑在實現(xiàn)其主要功能的同時，還會影響流體的黏溫性質(zhì)。有文獻(xiàn)表明：在脫水處理中加入的破乳劑對黏度降低效果明顯，尤其是在溫度較低的時候[3-4]。運(yùn)行試驗油樣取自外輸泵前，該油樣是自井筒到處理添加了各種化學(xué)藥劑的油樣，試驗結(jié)果已考慮了化學(xué)藥劑的影響。

(2) 總傳熱系數(shù)取值。該管道實際運(yùn)行溫降值低于設(shè)計值，這是由于在設(shè)計階段的總傳熱系數(shù)取值較為保守。該管道已運(yùn)行10多年，生產(chǎn)數(shù)據(jù)較為詳細(xì)，考慮到計量因素引起的誤差，對數(shù)據(jù)進(jìn)行月數(shù)值平均處理，通過生產(chǎn)數(shù)據(jù)對該管道的總傳熱系數(shù)K值進(jìn)行反算[5]，結(jié)果見表4。

表4 根據(jù)管道運(yùn)行數(shù)據(jù)反算的總傳熱系數(shù)

管道設(shè)計時總傳熱系數(shù)取值為0.95 W/(m2·℃)，對根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行反算的總傳熱系數(shù)進(jìn)行驗證，建立模型對比不同總傳熱系數(shù)取值對管道壓力和溫度的影響，結(jié)果如圖8、圖9所示。

圖8 不同總傳熱系數(shù)取值計算入口壓力與實際運(yùn)行對比

圖9 不同總傳熱系數(shù)取值計算出口溫度與實際運(yùn)行對比

從圖8、圖9可以看出：總傳熱系數(shù)對管道的起輸壓力和終點溫度影響很大，總傳熱系數(shù)越小，管道的終點溫度越高，所需的起輸壓力越小。采用反算的總傳熱系數(shù)計算的入口壓力和出口溫度與實際運(yùn)行參數(shù)相比較為接近，驗證了前文對生產(chǎn)運(yùn)行與設(shè)計值出現(xiàn)差異的原因分析。在后期生產(chǎn)預(yù)測和生產(chǎn)項目依托校核中，建議采用管道實際運(yùn)行數(shù)據(jù)反算的總傳熱系數(shù)和運(yùn)行試驗黏溫數(shù)據(jù)作為設(shè)計基礎(chǔ)對該管道進(jìn)行計算研究。

4 管道運(yùn)行狀況預(yù)測

根據(jù)油藏預(yù)測數(shù)據(jù)，采用實際運(yùn)行數(shù)據(jù)反算的總傳熱系數(shù)和運(yùn)行試驗黏溫數(shù)據(jù)作為設(shè)計基礎(chǔ)對該管道外輸參數(shù)進(jìn)行計算，逐年外輸溫度按照處理系統(tǒng)溫度為80.0 ℃考慮，計算結(jié)果見表5。

表5 管道運(yùn)行情況預(yù)測

管線沿程溫降隨輸送量減小而降低，進(jìn)而引起輸送條件下原油黏度和摩阻增大[6-7]。當(dāng)需要克服的摩阻達(dá)到或超過外輸泵所能提供的壓力時，油品將無法輸送，此時需進(jìn)行摻水輸送。根據(jù)原設(shè)計文件摻水外輸年份為2016年。但是根據(jù)新的油藏配產(chǎn)和新擬合模型計算，到2030年時，外輸壓力達(dá)外輸泵所能提供的最大壓力，到該年份需進(jìn)行摻水輸送。

5 結(jié) 論

(1) 該稠油輸送管道設(shè)計與實際運(yùn)行壓降和溫降差異的主要因素為設(shè)計時總傳熱系數(shù)取值過于保守及油品黏溫發(fā)生改變。分析認(rèn)為油品黏溫改變是由測試油樣的非均值性差異和化學(xué)藥劑的影響導(dǎo)致的。

(2) 采用管道運(yùn)行數(shù)據(jù)反算的總傳熱系數(shù)和運(yùn)行黏溫數(shù)據(jù)建立模型，計算結(jié)果與實際運(yùn)行數(shù)據(jù)吻合較好。在后期生產(chǎn)預(yù)測和生產(chǎn)項目依托校核中，建議采用管道實際運(yùn)行數(shù)據(jù)反算的總傳熱系數(shù)和運(yùn)行試驗黏溫數(shù)據(jù)作為設(shè)計基礎(chǔ)對該管道進(jìn)行計算研究。

(3) 根據(jù)試驗黏溫數(shù)據(jù)和反算的總傳熱系數(shù)建立模型為該管道未來運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行了預(yù)測，在2030年需要摻水輸送。