林燕紅，王保群，楊新明，張 偉

（1.中國石油海洋工程有限公司工程設計院，北京 100028；2.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院，北京 100083）

NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道穩(wěn)態(tài)壓降影響因素分析

林燕紅1，王保群2，楊新明1，張 偉1

（1.中國石油海洋工程有限公司工程設計院，北京 100028；2.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院，北京 100083）

以NP1-3D至NP1-1D人工島間海底混輸管道為例，利用PIPEFLO多相流模擬軟件，計算分析了影響油氣水混輸管道壓降的主要因素，即流體黏度、管徑、氣液比及起輸溫度等對海底混輸管道穩(wěn)態(tài)壓降的影響。分析認為，當輸送流體的氣液比處于某一區(qū)域內，能夠降低混輸管道沿程壓降；對于氣液混輸管道，起輸溫度的升高并不一定引起壓降的降低；管徑對混輸管道壓降影響重大，在設計中應綜合考慮油田整體開發(fā)規(guī)劃和特點，合理確定混輸管道的管徑。

海底管道；多相混輸；壓降計算

1 NP1-3D至NP1-1D海底管道概況

NP1-3D至NP1-1D管道，是冀東南堡油田3號人工島至1號人工島之間的一條油氣水海底混輸管道。它承擔著南堡3號人工島和南堡NP1-5P平臺井流物的上岸輸送任務。該管輸流程簡要描述為：來自NP1-5P的井口產(chǎn)出物，在平臺上經(jīng)過加熱后進入NP1-5P至NP1-3D海底混輸管道，先被輸送至NP1-3D，而后與來自該島的井流物混合再經(jīng)NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道輸送上南堡1號人工島進行生產(chǎn)工藝處理。該海底混輸管道如圖1所示。

該管道輸送流體的基礎物性參數(shù)為：密度825.5 kg/m3， 黏度 6.5 mPa·s （50℃）， 凝固點 28℃。屬于低黏度、凝點較高的輕質原油，采用雙層保溫管道結構，具體參數(shù)見表1。

表1 管道結構基本參數(shù)

考慮到該海底管道采用NP1-3D人工島井口壓力為動力源進行油氣水三相混輸，島上不設外輸泵。因此，正常穩(wěn)態(tài)操作工況下，管道入口壓力的大小不僅決定海底管道的輸送能力，同時也對各井口壓力產(chǎn)生相應影響，進而影響了電潛泵負荷的選用。影響海底多相混輸管道壓降因素很多，例如黏度、流量、起輸溫度、壓降計算模型、氣液比等。筆者在此使用PIPEFLO 8.5穩(wěn)態(tài)多相流軟件進行模擬計算，分別依據(jù)流體黏度、管徑、氣液比及起輸溫度等因素對該海底管道壓降的影響進行相應分析計算[1]。

2 流體黏度對壓降的影響

穩(wěn)態(tài)管輸工況下，流體的黏度是影響管道起輸壓力大小的重要因素。存在油水混輸?shù)亩嘞嗔鞴艿垒斔瓦^程中，油水乳狀液的黏度是設計計算的基礎參數(shù)。這是因為海上井流物在輸送前經(jīng)過泵剪切會形成較為穩(wěn)定的油水乳狀液，它的黏度在反相點前可能是純油黏度的很多倍，而反相點后黏度又將迅速下降。因此，多相管輸設計計算中，應特別注意油水乳狀液黏度對管道壓降的影響[2]。

以NP1-3D至NP1-1D油氣水海底混輸管道輸送井流物為例，純油和油水乳狀液黏度見表2。在管徑、流量、氣液比等其他因素不變的情況下，分別選取純油黏度和含水20%黏度進行模擬計算，取得管道沿程壓降見圖2。模擬計算中管道起始溫度為40℃，終點壓力為750 kPa（絕壓）。

表2 原油含水黏度數(shù)據(jù)/mPa·s

從表2的原油黏度試驗數(shù)據(jù)中可以看到，NP1-3D原油黏度在不同溫度下隨著含水量的上升，呈現(xiàn)出先增大后減小的趨勢。在含水量為20%時黏度達到峰值，在30℃時，含水量為20%時的黏度為純油黏度的8.5倍。

從圖2的壓降模擬計算結果可以看出，在含水量為20%和0%的工況下，該混輸管道的沿程壓降變化幾乎相同。這是因為該管道所輸送的原油具有低黏、高凝的物性特點，凝點為28℃。對于此類高凝原油，正常工況下輸送時，為防止凝管事故發(fā)生，海底管道出口溫度應維持在凝點以上3～5℃。在此溫度邊界條件下，管輸流體的沿程黏度處于低黏區(qū)，同時NP1-3D至NP1-1D油氣水海底混輸管道的管徑為406 mm （16 in），管徑較大，故含水油黏度的變化并不能導致管道沿程壓降發(fā)生劇烈變化。但一旦該管輸流體黏度進入低于傾點溫度對應的高黏區(qū)域，起輸壓力將隨之上升。因此，關于海底混輸管道起輸壓力的變化，需針對所輸送流體的物性特點具體問題具體分析[3]。

3 管徑對壓降的影響

當影響管道壓降的流體物性不變時，海底管道管徑是影響起輸壓力的首要因素。對于NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道，分別選取254 mm （10 in）、305mm （12in）、 356mm （14in）、 406mm （16in）、457 mm（18 in）管徑，以黑油模型為基礎，采用PIPEFLO 8.5多相流軟件進行模擬計算。

從計算結果中可以看出，當管徑為254 mm時，該管道起輸壓力達到2 500 kPa（絕壓），這就要求NP1-3D井口壓力大于2 500 kPa（表壓），不滿足SY/T 4085-95《灘海油田油氣集輸技術規(guī)范》對井口壓力的要求。當管徑為305 mm和356 mm時，盡管該管道起輸壓力滿足上述規(guī)范要求，但由于該管道屬于上岸油氣混輸管道，它同NP1-5P和NP1-1P平臺至NP1-3D的油氣混輸管道屬于串聯(lián)輸送，當起輸壓力超過1 400 kPa（絕壓）時，會導致NP1-5P和NP1-1P平臺上井口壓力上升至2 000 kPa（絕壓）以上，這不僅超過了規(guī)范對井口壓力的要求，還將導致電潛泵電量的增加。當管徑為406 mm時，該管道起輸壓力較小，在滿足未來各井口平臺壓力輸送要求的同時，還具備一定增輸能力。因此，綜合考慮后該上岸混輸管道選擇406 mm管徑最為適宜[4]。

4 氣液比對壓降的影響

對于氣液混輸管道，當管徑、流量不變時，所輸送流體的氣液比會影響海底管道起輸壓力。針對NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道，分別選取氣液比為2%～70%的數(shù)據(jù)點，經(jīng)PIPEFLO 8.5多相流軟件進行模擬計算，取得管道沿程壓降計算結果如圖3所示。

從圖3中可以看出，當氣液比低于20%時，管道沿程壓降隨氣液比的增大呈上升趨勢；當氣液比在20%～30%區(qū)間內，管道沿程壓降隨著氣液比的上升呈下降趨勢；當氣液比超過30%時，管道沿程壓降又隨著氣液比的增大呈上升趨勢。因此，可以斷定該混輸管道存在著某一氣液比下壓降最小的現(xiàn)象，即摻氣降黏現(xiàn)象。這是因為在多相流管道輸送過程中，在某一壓力下，氣體能夠溶于液體中，降低了液體黏度，從而導致了管輸壓降減小。但由于NP1-3D原油屬于低黏原油，壓力對黏度變化并不敏感，因此壓降的下降幅度非常有限。對于高黏原油，在某一氣液比下氣體能夠完全溶于液體中，使得黏度降低，引起起輸壓力大幅下降。值得注意的是，一旦氣液比高于一定區(qū)域，隨著氣液比的增大，壓降依然會增高，這是由于氣體溶于原油中導致壓降呈減小的趨勢，但無法超越由于氣量上升導致壓降上升的趨勢，因此，總體上看壓降仍然呈上升趨勢。目前，在工程上通過摻氣降黏來降低管道壓降依然處于實驗研究階段，很難利用它在操作運行中控制某一合適的氣液比以達到最佳降壓效果[5]。

5 起輸溫度對壓降的影響

當影響管道起輸壓力的其他因素不變，只改變起輸溫度時，對NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道壓降計算結果如圖4所示。

從圖4可以看出，當起輸溫度從30℃上升到40℃，溫升幅度為33.3%，壓降減小幅度為2.1%，壓降減小幅度遠小于溫升幅度；當起輸溫度從45℃上升到80℃時，溫升幅度為77.8%，壓降反而開始增大，壓降增大幅度為4.4%。隨著起輸溫度的上升，壓降減小，這是因為溫度上升會導致黏度下降；而當起輸溫度上升到某一值時，壓降反而開始增大，這是由于起輸溫度的上升會造成氣體體積增大，氣體流速加快，從而導致壓降增大。這一現(xiàn)象說明，設計低黏原油混輸管道時，在滿足管道終端溫度要求的條件下，應盡可能降低起輸溫度，以求較低的起輸壓力。在設計氣體流量較大的混輸管道時，也應該重視起輸溫度變化對管道壓降的影響 [6]。

6 其他因素對壓降的影響

除了以上所述的流體黏度、管徑、氣液比及起輸溫度外，還有其他因素也會對海底管道穩(wěn)態(tài)壓降產(chǎn)生影響，如總傳熱系數(shù)、管輸計算模型、粗糙度等。

總傳熱系數(shù)對NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道壓降計算幾乎沒有影響。這是因為，總傳熱系數(shù)的變化，歸根到底是通過影響流體黏度變化才引起管道壓降的變化。而NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道的輸送流體為低黏原油，管道壓降對黏度的敏感性很低。但是對黏—溫特性較為敏感的稠油來說，無論是單相輸送還是多相混輸，原油黏度的變化都是輸送管道壓降變化的重要原因之一。因此，在輸送黏度敏感性較強的稠油時，需采用良好的保溫措施來保證管道起輸壓力的正常。

管道粗糙度對單相液體管道的壓降影響是顯著的，尤其對于高流速的單相輸水管道。而對于NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道來說，從模擬計算結果中可以看出，隨著粗糙度的增大，壓降也增大，但增大幅度并不明顯。這是由于氣液混輸管道中氣相占據(jù)一定的流通面積，減少了液相與管壁的接觸面積。

7 結論

（1）對于低黏、高凝原油，當管道處于高于凝點3～5℃運行時，管道壓降對黏度的敏感性非常弱。含水油黏度的變化并不能導致管道沿程壓降發(fā)生劇烈變化。但一旦該管輸流體黏度進入低于傾點溫度對應的高黏區(qū)域，起輸壓力將隨之上升。因此，海底混輸管道起輸壓力的變化，需針對所輸送流體的物性特點具體問題具體分析。

（2）管徑對混輸管道壓降影響很大，在設計中應綜合考慮油田整體開發(fā)規(guī)劃和特點，合理確定混輸管道的管徑。

（3）NP1-3D原油屬于低黏原油，氣液比對壓降的影響比較??；對于高黏原油，氣液比對管道壓降變化影響則比較顯著。

（4）對于氣液混輸管道，起輸溫度的升高并不一定引起壓降的降低。

（5）對NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道應進行一定的敏感性變量分析和結果預測，以保證管道具有一定的抗波動能力。

[1]周曉紅，葉兵.海底多相流混輸管道壓降計算主要影響因素分析[J].中國海上油氣，2007，19（1）：56-59.

[2]《海洋石油工程設計指南》編委會.海洋石油工程設計指南第5冊——海洋石油工程海底管道設計[M].北京：石油工業(yè)出版社，2007.

[3]SY/T 0305-96，灘海管道系統(tǒng)技術規(guī)范[S].

[4]SY/T 4085-95，灘海油田油氣集輸技術規(guī)范[S].

[5]DNV，Rules for Submarine Pipeline System（1981）[S].

[6]DNV OS-F101，Submarine Pipeline System（2000）[S].

Analysis of Influence Factors Affecting Static Pressure Drop in NP1-3D to NP1-1D Subsea Multiphase Pipeline

LIN Yan-hong（China National Petroleum Offshore Engineering Co.,Ltd.,Beijing 100028,China）,WANG Bao-qun,YANG Xin-ming,et al.

Taking the NP1-3D to NP1-1D subsea multiphase pipeline for example,PIPEFLO multiphase flow simulation software is utilized to analyze the influences of different diameter,fluid viscosity,gas-oil ratio and inlet temperature on the pressure drop calculation for subsea multiphase pipeline.When gas-oil ratio is within a certain range,the multiphase pressure drop along the pipeline can be reduced;when the inlet temperature goes up,the pressure drop in subsea oil-gas multiphase pipeline does not always reduce;the diameter of multiphase pipeline produces an important effect on the pressure drop,so the overall oilfield development planning and characteristics should be considered in order to determine the diameter of a subsea oil-gas multiphase pipeline.

subsea pipeline;multiphase tranportation;calculation of pressure drop

TE832.3

B

1001－2206（2011）增刊－0021－04

林燕紅 （1983-），女，福建福州人，助理工程師，2008年畢業(yè)于中國石油大學油氣儲運專業(yè)，碩士，現(xiàn)從事海洋工程設計工作。

2011-08-23；

2011-09-01