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(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)和流動保障關鍵技術體系(如置換、預熱、段塞等)。隨著國家和海洋石油工業(yè)對高質量發(fā)展的要求，需要工程設計人員進一步縮小設計裕量，在保守與可靠中尋求平衡，利用海洋石油在開發(fā)過程中累積的運行數(shù)據(jù)、經(jīng)驗和做法，反演設計取值的差異，進一步縮小生產(chǎn)與設計之間的差距，為今后海底管道的設計和在役管道的優(yōu)化運行提供技術指導和借鑒。

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構，內管規(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。該管道輸送介質為高黏度重質合格原油，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

圖1 A油田原油黏溫曲線

2 管道運行情況及與設計的差異

該油田自2005年投產(chǎn)以來，輸油海管一直平穩(wěn)運行。該管道實際運行數(shù)據(jù)和設計輸送參數(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)進行月數(shù)值平均處理。

對比表2管道實際運行參數(shù)與表3管道設計管輸參數(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：該海管設計最大輸量為3 338 m3/d，但實際運行近10年基本穩(wěn)定在1 000 m3/d左右。

表2 輸油管道實際運行參數(shù)

表3 輸油管道設計輸送參數(shù)

圖2 設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 設計參數(shù)下管道輸量與沿程壓降的關系曲線

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

對于熱油管道，當起輸溫度一定時，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]。

按照設計數(shù)值建模并進行模擬，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?？梢钥闯觯寒斴斄康陀? 000 m3/d時，沿程壓降急劇上升，進入不穩(wěn)定輸送區(qū)。但是在實際運行中，輸量基本在800～1 000 m3/d范圍內，沿程壓降僅為1 500～2 500 kPa，設計值與實際運行值存在較大偏差。

圖5 設計參數(shù)下管道輸量與沿程溫降關系曲線

(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系曲線，如圖5所示?？梢钥闯觯涸谙嗤妮斄肯?，實際運行參數(shù)與外輸溫度為70 ℃的曲線較為接近，以2015年的設計資料參數(shù)為例，當外輸量為1 204 m3/d時，沿程溫降為50.7 ℃。2015年實際運行參數(shù)顯示，輸量為931.66 m3/d，沿程溫降為45.52 ℃，與設計參數(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)該海管的設計資料，在2016年后需摻水外輸，含水率為60%～85%。實際運行數(shù)據(jù)顯示，2016年外輸量已低于設計最小輸量，但海管并未摻水外輸，依然平穩(wěn)運行。

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計值。究其原因，主要是以下2點：

圖6 設計時黏溫數(shù)據(jù)與運行間黏溫數(shù)據(jù)對比(含水率0%)

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

對黏度不同導致的壓力變化進行研究。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|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。而采用運行間黏溫數(shù)值計算的起輸壓力顯著低于采用設計黏溫數(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個因素導致的：

① 試驗油樣差異。設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)運行，該油田井數(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，與設計時的試驗油樣存在差異在所難免。采用運行黏溫數(shù)據(jù)進行計算更符合實際情況。

② 化學藥劑影響。設計試驗油樣取自探井，測試結果并未考慮化學藥劑的影響。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。有文獻表明：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藥劑的油樣，試驗結果已考慮了化學藥劑的影響。

(2) 總傳熱系數(shù)取值。該管道實際運行溫降值低于設計值，這是由于在設計階段的總傳熱系數(shù)取值較為保守。該管道已運行10多年，生產(chǎn)數(shù)據(jù)較為詳細，考慮到計量因素引起的誤差，對數(shù)據(jù)進行月數(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值進行反算[5]，結果見表4。

表4 根據(jù)管道運行數(shù)據(jù)反算的總傳熱系數(shù)

管道設計時總傳熱系數(shù)取值為0.95 W/(m2·℃)，對根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行反算的總傳熱系數(shù)進行驗證，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行參數(shù)相比較為接近，驗證了前文對生產(chǎn)運行與設計值出現(xiàn)差異的原因分析。在后期生產(chǎn)預測和生產(chǎn)項目依托校核中，建議采用管道實際運行數(shù)據(jù)反算的總傳熱系數(shù)和運行試驗黏溫數(shù)據(jù)作為設計基礎對該管道進行計算研究。

4 管道運行狀況預測

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

表5 管道運行情況預測

管線沿程溫降隨輸送量減小而降低，進而引起輸送條件下原油黏度和摩阻增大[6-7]。當需要克服的摩阻達到或超過外輸泵所能提供的壓力時，油品將無法輸送，此時需進行摻水輸送。根據(jù)原設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，外輸壓力達外輸泵所能提供的最大壓力，到該年份需進行摻水輸送。

5 結 論

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

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

(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行數(shù)據(jù)進行了預測，在2030年需要摻水輸送。