陳宏舉，周曉紅

（中海油研究總院，北京100027）

渤海某油田上岸管道生產(chǎn)與設(shè)計(jì)輸送壓力差異分析

陳宏舉，周曉紅

（中海油研究總院，北京100027）

針對(duì)渤海某海上油田上岸管道投產(chǎn)后壓降比預(yù)測(cè)壓降低的問(wèn)題，通過(guò)查閱設(shè)計(jì)資料以及現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研，了解管道的實(shí)際運(yùn)行情況，對(duì)比設(shè)計(jì)資料和實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，找出了設(shè)計(jì)與實(shí)際輸送壓力的差異，并對(duì)產(chǎn)生差異的原因進(jìn)行了分析，得出的結(jié)論可供今后設(shè)計(jì)海底油水混輸管道時(shí)參考，使設(shè)計(jì)與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行情況盡量趨于一致。

海底上岸管道；設(shè)計(jì)與生產(chǎn)；輸送壓力；差異；原因分析

我國(guó)是一個(gè)陸海國(guó)家，因此海上油氣田的開發(fā)和利用對(duì)我國(guó)國(guó)民經(jīng)濟(jì)建設(shè)具有更加重要的意義。對(duì)海上油田投產(chǎn)后海底管道運(yùn)行情況進(jìn)行研究，尤其是對(duì)生產(chǎn)與設(shè)計(jì)存在差異的管道進(jìn)行研究，有助于今后海上油田海底上岸管道的設(shè)計(jì)，使海底油水混輸管道的工藝設(shè)計(jì)更安全、更經(jīng)濟(jì)。

1 上岸管道的概況

渤海某油田臨近綏中和秦皇島，水深約30 m，其稠油/水混輸管道是我國(guó)典型的油水混輸管道，于2000年11月底建成投產(chǎn)。上岸管道起于油田的中心平臺(tái)，止于終端處理廠，管道長(zhǎng)70.12 km，管道為雙層結(jié)構(gòu)：內(nèi)管規(guī)格D 508.0 mm×15.88 mm；外管規(guī)格D 660 mm×12.7 mm。在內(nèi)外雙層管道中間的環(huán)形空間中，填充厚度不等的硬質(zhì)聚氨酯泡沫材料，用于保溫。上岸管道的埋深為距離海底1.5 m。從中心平臺(tái)到登陸點(diǎn)的長(zhǎng)度為69.52 km，從登陸點(diǎn)到陸地終端處理廠的距離為500 m。

上岸管道屬于油水兩相輸送管道，輸送介質(zhì)為高黏度重質(zhì)含水原油（稠油）。管道設(shè)計(jì)時(shí)，采用PIPEFLO軟件進(jìn)行工藝計(jì)算，考慮了黏度、壓力、溫度的影響，并把最低輸量和停輸再啟動(dòng)因素考慮在內(nèi)。但是由于實(shí)際生產(chǎn)受多種因素的影響，導(dǎo)致管道運(yùn)行期間出現(xiàn)了一些問(wèn)題：

（1） 管道壓降比預(yù)測(cè)值小很多。該管道投產(chǎn)后的壓降遠(yuǎn)比預(yù)測(cè)的低，預(yù)測(cè)壓降約為8 MPa，實(shí)際壓降僅為2.2 MPa左右。

（2） 實(shí)際溫度比設(shè)計(jì)溫度高，即實(shí)際溫降比設(shè)計(jì)溫降要小，實(shí)際的起點(diǎn)溫度為74～75℃，終點(diǎn)溫度為70℃左右；而設(shè)計(jì)起點(diǎn)溫度為60℃，溫降為7.4℃。

（3） 在中心平臺(tái)到陸上終端的海底管道中存在流體滯留現(xiàn)象。

2 現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)與設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)的比較

由于在設(shè)計(jì)時(shí)對(duì)油田生產(chǎn)的不可預(yù)知性，以及油田生產(chǎn)的不確定性，油田生產(chǎn)時(shí)的操作不可能完全根據(jù)設(shè)計(jì)時(shí)的規(guī)定進(jìn)行，因此，現(xiàn)場(chǎng)的生產(chǎn)數(shù)據(jù)與設(shè)計(jì)時(shí)采用的數(shù)據(jù)兩者產(chǎn)生差異是不可避免的，分析這種差異可以為以后的設(shè)計(jì)工作提供參考。

通過(guò)與現(xiàn)場(chǎng)工作人員交流并查閱設(shè)計(jì)資料，選取2001、2002、2003年的設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)為分析基礎(chǔ)參數(shù)。由于現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)的局限性，在現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)中選取每個(gè)月某一天的數(shù)據(jù)來(lái)處理。圖1～4為設(shè)計(jì)參數(shù)與管道實(shí)際運(yùn)行參數(shù)的對(duì)比。通過(guò)這些圖可以看出實(shí)際運(yùn)行參數(shù)的波動(dòng)，同時(shí)可以看出渤海某油田上岸管道的設(shè)計(jì)和運(yùn)行之間有著很大的差異。

分析圖1～4可以得到下面的結(jié)論：

（1） 上岸海底管道的操作壓力比設(shè)計(jì)壓力要低。設(shè)計(jì)起輸壓力為8.5 MPa左右，終端壓力為2.7 MPa左右，而實(shí)際操作起輸、終端壓力分別約為3.0 MPa、0.35 MPa。

（2） 實(shí)際溫度遠(yuǎn)高于設(shè)計(jì)溫度，即實(shí)際溫降比設(shè)計(jì)溫降要小。實(shí)際起點(diǎn)溫度為74～75℃，終點(diǎn)溫度為70℃左右；而設(shè)計(jì)起點(diǎn)溫度為60℃，溫降為7.4℃。

（3） 管道中的流量沒(méi)有達(dá)到設(shè)計(jì)流量，實(shí)際含水也是逐年增加的。

3 差異產(chǎn)生的原因分析

由于無(wú)法收集到具體的數(shù)據(jù)來(lái)分析，而且管道實(shí)際運(yùn)行溫度場(chǎng)的建立非常復(fù)雜，在本文中不具體分析管道溫降差異產(chǎn)生的原因，僅對(duì)造成管道輸送壓力差異的原因進(jìn)行詳細(xì)分析。

通過(guò)參數(shù)敏感性分析以及查閱油水兩相流資料，可以知道，影響管道輸送流體壓降的主要因素為黏度。同時(shí)，流量對(duì)壓降的影響也比較大。油田實(shí)際產(chǎn)量與設(shè)計(jì)預(yù)測(cè)流量有不小差距，所取實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)中，流量基本上穩(wěn)定在16 000 m3/d左右，而設(shè)計(jì)時(shí)所預(yù)測(cè)的同期流量在22 000 m3/d以上，這也是造成差異的一個(gè)原因。而在保證最低輸量的前提下，影響管道輸送壓力和沿程壓降的主要因素是乳狀液。同時(shí)由于管道距離較長(zhǎng)，乳狀液在海底管道中的流速慢，考慮破乳劑的作用，管道中會(huì)有游離水析出，管道中流體的性質(zhì)也可能會(huì)隨之改變。綜上所述，并經(jīng)試驗(yàn)驗(yàn)證和模擬計(jì)算分析，造成管道壓降非常小的原因可能是：

（1） 實(shí)際輸送流體的黏度低于預(yù)測(cè)值。影響乳狀液特性的參數(shù)非常多且復(fù)雜，油水兩相的單相黏度以及分散相的體積含量都會(huì)影響乳狀液的黏度。另外剪切率、混合強(qiáng)度、界面張力和分散相液滴的形狀、平均粒度及粒度分布都會(huì)影響到乳狀液的性質(zhì)。由于管道實(shí)際運(yùn)行中的情況十分復(fù)雜，上述各種影響因素在實(shí)際運(yùn)行中都會(huì)發(fā)生不可預(yù)測(cè)的變化，從而影響到管道中流體的黏度，導(dǎo)致實(shí)際流體的黏度小于試驗(yàn)值。而根據(jù)油田投產(chǎn)后對(duì)終端處理廠混合油物性的跟蹤監(jiān)測(cè)，在輸送溫度下的黏度基本上是預(yù)測(cè)值的2/3，也驗(yàn)證了實(shí)際輸送流體的黏度值比設(shè)計(jì)預(yù)測(cè)值偏小。而從現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)中可以看出，實(shí)際的輸送溫度大約在70～75℃，比預(yù)測(cè)的輸送溫度60～62℃要高出10℃左右。對(duì)比輸送流體的黏溫性質(zhì)，其實(shí)際運(yùn)行的黏度要小于預(yù)測(cè)值，以設(shè)計(jì)時(shí)含水率為30%的黏度值為例，結(jié)果見(jiàn)表1。對(duì)比表1中70℃和60℃的黏度數(shù)據(jù)，可以看出，實(shí)際輸送溫度下的黏度明顯偏小。輸送流體的黏度直接影響管道的輸送壓力，實(shí)際輸送流體的黏度低于預(yù)測(cè)值是產(chǎn)生差異的原因之一。

（2） 在管道壓降計(jì)算中沒(méi)有考慮化學(xué)藥劑的影響。在實(shí)際生產(chǎn)中化學(xué)藥劑的影響不能忽視（如破乳劑等）。油田實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，不可避免地要加注一些化學(xué)藥劑，它們不僅可以實(shí)現(xiàn)其主要功能，還會(huì)影響到流體的黏溫性質(zhì)。例如2001年10月從渤海某油田A區(qū)到CEP的油水管道的壓降大幅度升高，經(jīng)分析和實(shí)踐證實(shí)是受破乳劑使用情況變化的影響，造成管道內(nèi)流體性質(zhì)改變。同樣，化學(xué)藥劑的加入也可能會(huì)降低流體的黏度。因此，本次研究針對(duì)渤海某油田上岸管道輸送流體和加入化學(xué)藥劑取樣進(jìn)行了試驗(yàn)分析，結(jié)果見(jiàn)表2和圖5。由圖表中的試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，渤海某油田生產(chǎn)中加入的破乳劑具有降低黏度的效果，從而造成管道輸送壓力出現(xiàn)差異。建議在今后的設(shè)計(jì)中，應(yīng)盡量考慮所加化學(xué)藥劑種類和加劑量對(duì)管輸流體物性的影響。

表1 原油含水30%時(shí)的黏度值

表2 攪拌測(cè)黏法確定的含水30%的原油在不同破乳劑添加量下的黏度/mPa·s

（3） 油田海底管道的距離長(zhǎng)且流速較慢，同時(shí)由于破乳劑的作用，乳狀液在管道中不斷破乳造成油水分離，由此判斷管道中很可能會(huì)有游離水析出，管道中流體的性質(zhì)和流動(dòng)性也可能會(huì)隨之改變。在現(xiàn)場(chǎng)所取得的生產(chǎn)數(shù)據(jù)中，上下游的原油產(chǎn)量記錄經(jīng)常是不吻合的，海底管道中存在流體滯留現(xiàn)象，管道內(nèi)有游離水析出，導(dǎo)致管內(nèi)存在油水交替的段塞。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)計(jì)算出流體在管道內(nèi)流動(dòng)一定管長(zhǎng)的時(shí)間，取輸送流體的試驗(yàn)樣品，對(duì)應(yīng)不同管道長(zhǎng)度的流動(dòng)時(shí)間，測(cè)量一組黏溫曲線（每隔流動(dòng)5 km的時(shí)間），具體數(shù)據(jù)見(jiàn)表3。由表3看出：乳狀液黏度在海底管道的前段0～15 km有較大幅度的下降，20 km以后，黏度值變化不大，但遠(yuǎn)小于管道入口處的黏度，55 km以后，試驗(yàn)黏度值已經(jīng)沒(méi)有變化，維持在一個(gè)較小的數(shù)值。由此證明油田上岸管道沿程含水原油的黏度是不同的，管內(nèi)有游離水出現(xiàn)導(dǎo)致管內(nèi)乳狀液性質(zhì)發(fā)生改變，降低了輸送流體的黏度，從而導(dǎo)致管道設(shè)計(jì)和實(shí)際輸送壓力的差異。針對(duì)此種情況，選取海底管道入口溫度為67℃、起輸壓力為3.0 MPa、出口溫度為66℃、出口壓力為0.29 MPa、流量為13 386.1 m3/d、含水率為30%的現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)，采用PIPEFLO軟件分段模擬計(jì)算管道運(yùn)行情況，結(jié)果見(jiàn)表4。由表4可以看出，分段模擬計(jì)算壓降為3.26 MPa，管道的壓降雖然仍大于實(shí)際壓降（2.71 MPa），但遠(yuǎn)小于同等條件下采用不分段模擬計(jì)算的壓降（5.047 MPa）。由此可以看出，長(zhǎng)距離輸送管道使用分段模擬計(jì)算，結(jié)果更接近實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)。

（4） 流量沒(méi)有達(dá)到設(shè)計(jì)時(shí)預(yù)測(cè)的流量值。實(shí)際運(yùn)行的流量基本上穩(wěn)定在16 000 m3/d左右，而設(shè)計(jì)時(shí)預(yù)測(cè)的同期流量在22 000 m3/d以上。在相同的條件下，運(yùn)用PIPEFLO計(jì)算預(yù)測(cè)流量以及實(shí)際流量下的壓降，所得結(jié)果前者比后者高約900 kPa。流量的差異也是造成壓降減小的原因之一。

表3 管道內(nèi)不同距離處原油的黏溫?cái)?shù)值/mPa·s

表4 分段模擬計(jì)算各管段壓降及溫降

綜合以上分析，可以看出油田上岸管道實(shí)際生產(chǎn)輸送壓力較低的原因很大程度上是由于輸送流體的黏度變小以及乳狀液性質(zhì)改變?cè)斐傻?，流量沒(méi)有達(dá)到設(shè)計(jì)值也在一定程度上造成了輸送壓力的降低。而在長(zhǎng)距離油水混輸管道中，分段計(jì)算模擬方法的結(jié)果更接近于實(shí)際數(shù)據(jù)，可以在今后設(shè)計(jì)中應(yīng)用。

4 結(jié)論

海底油水兩相的運(yùn)行壓降與許多因素如溫度、密度、含水率等有關(guān)。而具體到渤海某油田，由于管道的實(shí)際運(yùn)行情況十分復(fù)雜，上述各種影響因素在實(shí)際運(yùn)行中都會(huì)發(fā)生不可預(yù)測(cè)的變化，從而影響到管道中流體的黏度，導(dǎo)致實(shí)際流體的黏度小于試驗(yàn)值，從而造成輸送壓力變小。同時(shí)由于油田原油在海底管道內(nèi)流動(dòng)中不斷破乳，乳狀液黏度逐漸降低，原油所占的濕周逐漸減小，水的濕周逐漸增大，兩方面的共同作用導(dǎo)致海底管道壓降減小，而且遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于認(rèn)為全管為30%含水原油穩(wěn)定乳狀液按黏溫關(guān)系計(jì)算出的壓降。綜上所述，影響油田上岸管道輸送壓力的主要因素是管輸流體的黏度和乳狀液性質(zhì)的改變。由此可見(jiàn)，為了更準(zhǔn)確地預(yù)測(cè)管道的輸送壓力，長(zhǎng)距離油水混輸管道設(shè)計(jì)時(shí)要注意以下兩點(diǎn)：

（1） 多方面考慮影響輸送流體黏溫性質(zhì)的因素，設(shè)計(jì)時(shí)盡可能準(zhǔn)確預(yù)測(cè)輸送流體的黏度性質(zhì)。

（2） 對(duì)于長(zhǎng)距離輸送管道，管輸流體在管道中分相需要在設(shè)計(jì)時(shí)考慮，分段模擬計(jì)算方法可以更好地用于長(zhǎng)距離管道的設(shè)計(jì)。

[1] 赫比希.海底管道設(shè)計(jì)原理[M].董啟賢譯.北京:石油工業(yè)出版社.1988.

Abstract:In this paper,the problem of more pressure reduction than expected in a landing pipeline from a Bohai oilfield is studied.By comparing the design information and field production data,the differences between the designed and the operational transmission pressures are found,and the reasons to that are analyzed.The conclusions will be helpful to future designs of subsea oil-water mixed pipelines.

Key words:subsea landing pipeline;design and production;transmission pressure;difference;reason analysis

（27）Analysis of Differences between Operational and Designed Transmission Pressures for Landing Pipeline from a Bohai Oilfield

CHEN Hong-ju（CNOOC Research Institute，Beijing 100027,China），ZHOU Xiao-hong

TE973.1

B

1001－2206（2011）02－0027－04

陳宏舉（1979-），男，山東鄆城人，工程師，2004年畢業(yè)于石油大學(xué)（北京）油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)，碩士，現(xiàn)從事工藝和海底管道工藝的設(shè)計(jì)和研究工作。

2010-06-07；

2010-12-14