張振鵬，陳文峰，于成龍，張淑艷，羅 彭

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

從海底采出的原油性質(zhì)往往差異較大，油的品質(zhì)常伴隨有高凝、高粘、高含蠟、富含膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等，其流動性和加工性均與溫度有關。若溫度降低到一定值則可能使原油粘度增大、流動性變差、含蠟原油在管壁上析出結(jié)晶成蠟，或在高壓輸送天然氣條件下，氣體形成水合物致使管線堵塞；當管線輸送距離較長或在海水中當管線關停到重新啟動期間，均要求管道內(nèi)流體保持一定溫度，防止管內(nèi)輸送流體凝固或形成水合物。給管線保溫維持輸送流體溫度可以減少流體與周圍環(huán)境發(fā)生熱交換而導致的熱損失，是海底管線安全運行的重要保障之一。

對于保溫管道來說，其總傳熱系數(shù)是管線設計的一個十分重要的參數(shù)[1]，直接影響著管道的安全運行。文章將結(jié)合國內(nèi)渤海某油田首條新建設的24寸GSPU濕式保溫混輸海管的運行情況，分析其設計階段的總傳熱系數(shù)選取并和管道實際總傳熱系數(shù)進行比較分析，以驗證設計階段總傳熱系數(shù)選取的合理性，對更廣泛的開展GSPU濕式保溫管的工程應用提供參考。

1 GSPU濕式保溫管簡介

聚氨酯復合涂層體系在國外海洋石油管道保溫工程中已有多年的應用，其由特殊性能的聚氨酯彈性體與不同類型的空心微球等復合而成，使保溫和防護作用合二為一，從而使海底管道保持整體一致性。根據(jù)填充空心微球的類型不同，聚氨酯復合涂層體系可分為有機空心聚合物復合聚氨酯涂層(PSPU)和無機空心玻璃微珠復合聚氨酯涂層(GSPU)，圖 1為聚氨酯復合涂層示意圖。

圖1 聚氨酯復合涂層示意圖Fig.1 Schematic diagram of polyurethane composite coating

玻璃微珠復合聚氨酯(GSPU)是指在聚氨酯彈性體中添加直徑約100 μm以下的空心玻璃微珠(壁厚幾微米)形成的保溫涂層，該類型保溫涂層可適用的最大水深在3 000 m左右，長期最大使用溫度可達110 ℃。表1為GSPU濕式保溫材料的主要性能指標。

表1 GSPU濕式保溫材料主要性能指標Tab.1 Main performance indexes of GSPU wet insulation material

GSPU具有優(yōu)異的韌性、強度及耐浸泡性能，最外層不需要防水層及防護層，其結(jié)構(gòu)示意圖如圖2。可采用在線旋轉(zhuǎn)澆注或者模制方式進行涂敷預制，從淺海到深海，對各種直徑的鋼管都適用，而且可采用各種海管鋪設方法進行施工，如S型、J型、卷筒鋪設法等。國外多家公司已研制出能適應于深水的GSPU體系，如加拿大Bredero Shaw公司，瑞典Trelleborg公司，馬來西亞PPSC公司等。GSPU體系已經(jīng)在墨西哥灣、安哥拉海域和其它地區(qū)的海洋管道上得到大量應用[2-3]。

圖2 GSPU保溫管典型結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2 Typical structure diagram of GSPU insulation pipe

2 GSPU濕式保溫管總傳熱系數(shù)應用比較分析

渤海某油田的油品性質(zhì)具有低凝、高粘及含蠟量高的特性，為保證原油在管道外輸過程中不會因為流體溫度降低造成粘度增大而使管輸壓力增加，以及管道停輸后流體溫度降低至析蠟點以下發(fā)生蠟析出等因素的考慮，該油田新建混輸管道平管部分采用了GSPU涂層體系作為管道保溫層，立管部分采用了常規(guī)聚氨酯雙層夾克管，管道尺寸為24 寸(管道內(nèi)徑為568.8 mm)，壁厚為20.6 mm，GSPU涂層厚度為50 mm，水泥配重層厚度為45 mm，管道采用挖溝埋設，其埋設深度為1.5 m。該油田的原油性質(zhì)為，油品在50 ℃的密度為907.6 kg/m3，凝點為-6 ℃，初始析蠟點19.8 ℃，含水60%時的最大粘度數(shù)據(jù)為25 762.9 mPa·s。油田所在區(qū)域的平均水深為27.6 m，冬夏季平均海水溫度分別為0.5 ℃和27 ℃，平均海泥溫度分別為23 ℃和4.8 ℃，平均空氣溫度為-16 ℃和33 ℃。

2.1 設計階段總傳熱系數(shù)選取分析

在管道設計階段，分別基于廠家提供的總傳熱系數(shù)公式(式1)、文獻[4]中總傳熱系數(shù)(式2)對GSPU濕式保溫管的總傳熱系數(shù)作了系統(tǒng)的計算分析。

(1)

式中：U——管道的總傳熱系數(shù)，W/m2·℃；λ——保溫材料導熱系數(shù)，W/m·℃；Rref——計算U值的參考半徑，m，一般取管線外徑的半徑；Rins——保溫層內(nèi)徑，m；thins——保溫層厚度，m。

(2)

式中：K——管道的總傳熱系數(shù)，W/m2·℃；D——管道內(nèi)徑和外徑的平均值,m；λ1——鋼管導熱系數(shù),W/m·℃；D2——鋼管外徑,m；d1——管道內(nèi)徑,m；D3——保溫層外徑,m；λt——土壤導熱系數(shù),W/m·℃；λt——管道中心埋深，m；Dw——與土壤接觸的管道外圍直徑，m。

通過式(1)和式(2)得到管道的總傳熱系數(shù)值分別為3.56 W/m2·℃和1.56 W/m2·℃，兩個公式的計算結(jié)果差別較大，主要是式(1)中未考慮管道保溫系統(tǒng)與周圍環(huán)境的換熱，僅考慮了管壁、保溫層和外管壁的傳熱，這與管道保溫體系在正式服役環(huán)境過程中換熱過程是有差別的。為此，筆者在設計階段也運用多相流動態(tài)模擬軟件OLGA對該條管道的平均總傳熱系數(shù)作了數(shù)值模擬，模擬結(jié)果如圖3所示，可以看出該條管道平管部分的平均總傳熱系數(shù)為2.21 W·m2·℃，小于式(1)的計算值而大于式(2)的計算值，軟件的模擬值與式(2)的計算值吻合較好。

圖3 GSPU保溫管總傳熱系數(shù)模擬計算值Fig.3 Simulation caculation value of total heat transfer coefficient of GSPU insulated pipe

GSPU濕式保溫管是首次應用于國內(nèi)海洋油氣田開發(fā)生產(chǎn)過程中，濕式保溫材料加工工藝對總傳熱系數(shù)的影響以及管道實際運行階段吸水老化后對總傳熱系數(shù)影響等存在不確定性，因此，管道在設計階段的總傳熱系數(shù)選取結(jié)合公式計算及軟件模擬，最終總傳熱系數(shù)保守選取5 W/m2·℃用于該管道的工藝設計。

2.2 管道實際總傳熱系數(shù)校核分析

該24寸新建混輸管道于2018-10投產(chǎn)，投產(chǎn)后1 a的部分運行參數(shù)如表1所示，其中管道入口溫度在47.4 ℃～51.1 ℃，管道出口溫度在43.1 ℃～48 ℃。用PIPEFLO軟件建立了該管道的熱力學計算模型，得到了該管道在不同輸量下管道總傳熱系數(shù)，如圖4所示。

圖4 某油田24寸混輸管道投產(chǎn)后1 a的實際總傳熱系數(shù)計算值Fig.4 Caculation value of the actual total heat transfer coefficient of the 24 inch pipeline in an oil field

從圖4的總傳熱系數(shù)計算值可以看出，其最大值為2.95 W/m2·℃，最小計算值為0.8 W/m2·℃，其平均值為1.93 W/m2·℃，應用數(shù)理統(tǒng)計的方法，得到該條管道近1 a實際運行過程中總傳熱系數(shù)正態(tài)分布情況如圖5所示，可以看出當總傳熱系數(shù)值為1.9 W/m2·℃時，其概率密度值最大為0.9，也就是說該新建24寸GSPU濕式保溫管道投產(chǎn)后一年內(nèi)的實際平均總傳熱系數(shù)在1.93 W/m2·℃左右。

圖5 總傳熱系數(shù)正態(tài)分布情況Fig.5 Caculation value of the actual total heat transfer coefficient of the 24 inch pipeline in an oil field

3 結(jié)論

通過比較分析該新建24寸GSPU濕式保溫混輸管道設計階段總傳熱系數(shù)選取及管道運行階段的實際總傳熱系數(shù)，可以看出：

1)設計階段基于式(1)計算的總傳熱系數(shù)偏高，式(2)計算的總傳熱系數(shù)偏小，軟件模擬值與實際運行過程中總傳熱系數(shù)較為接近，在設計階段考慮GSPU濕式保溫材料初次應用海洋油氣管道中，總傳熱系數(shù)選取偏于保守。

2)該GSPU濕式保溫混輸管道實際運行過程中的總傳熱系數(shù)小于設計階段總傳熱系數(shù)，管道的保溫效果良好，GSPU實施保溫材料吸水、蠕變和老化對管道總傳熱系數(shù)影響均在設計規(guī)格范圍之內(nèi)。