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，王保群，楊新明，張 偉

（1.中國石油海洋工程有限公司工程設(shè)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(shè)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(rèn)為，當(dāng)輸送流體的氣液比處于某一區(qū)域內(nèi)，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(shè)計中應(yīng)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(dān)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(wù)。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(jìn)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(jìn)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(chǔ)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(zhì)原油，采用雙層保溫管道結(jié)構(gòu)，具體參數(shù)見表1。

表1 管道結(jié)構(gòu)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(jìn)行油氣水三相混輸，島上不設(shè)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(yīng)影響，進(jìn)而影響了電潛泵負(fù)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(jìn)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(jìn)行相應(yīng)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(shè)計計算的基礎(chǔ)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(shè)計計算中，應(yīng)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(jìn)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(dá)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(jié)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(yīng)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(dǎo)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(jìn)入低于傾點溫度對應(yīng)的高黏區(qū)域，起輸壓力將隨之上升。因此，關(guān)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(dāng)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(chǔ)，采用PIPEFLO 8.5多相流軟件進(jìn)行模擬計算。

從計算結(jié)果中可以看出，當(dāng)管徑為254 mm時，該管道起輸壓力達(dá)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(shù)規(guī)范》對井口壓力的要求。當(dāng)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(dāng)起輸壓力超過1 400 kPa（絕壓）時，會導(dǎo)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(dǎo)致電潛泵電量的增加。當(dāng)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(dāng)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(jìn)行模擬計算，取得管道沿程壓降計算結(jié)果如圖3所示。

從圖3中可以看出，當(dāng)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(dāng)氣液比在20%～30%區(qū)間內(nèi)，管道沿程壓降隨著氣液比的上升呈下降趨勢；當(dāng)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(dǎo)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(dǎo)致壓降呈減小的趨勢，但無法超越由于氣量上升導(dǎo)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(dá)到最佳降壓效果[5]。

5 起輸溫度對壓降的影響

當(dāng)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(jié)果如圖4所示。

從圖4可以看出，當(dāng)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(yuǎn)小于溫升幅度；當(dāng)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(dǎo)致黏度下降；而當(dāng)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(dǎo)致壓降增大。這一現(xiàn)象說明，設(shè)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(yīng)盡可能降低起輸溫度，以求較低的起輸壓力。在設(shè)計氣體流量較大的混輸管道時，也應(yīng)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(jié)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(jié)論

（1）對于低黏、高凝原油，當(dāng)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(dǎo)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(jìn)入低于傾點溫度對應(yīng)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(shè)計中應(yīng)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小；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(yīng)進(jìn)行一定的敏感性變量分析和結(jié)果預(yù)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(shè)計指南》編委會.海洋石油工程設(shè)計指南第5冊——海洋石油工程海底管道設(shè)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(shù)規(guī)范[S].

[4]SY/T 4085-95，灘海油田油氣集輸技術(shù)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(xué)油氣儲運專業(yè)，碩士，現(xiàn)從事海洋工程設(shè)計工作。

2011-08-23；

2011-09-01