氣液混輸海底管道的流動保障設計

石婷婷

（中海油能源發展裝備技術有限公司設計研發中心，天津 300452）

海底管道，作為輸送海洋平臺油氣田開采出的生產流體的重要方式，猶如海洋平臺油氣田開發的大動脈，將海洋平臺油氣田、油氣處理平臺、儲油儲氣設施或陸上處理終點連接成了一個統一的整體，使海洋平臺油氣生產的各個環節形成了相互關聯、相互協調作業的生產操作系統。海底管道設計的合理性、可行性和系統完整性，關乎海洋平臺油氣田是否能正常開采、處理和生產，是整個油氣田物流儲運方案的核心。

1 項目概況

由于SZ36-1 WHPB平臺改造生產處理流程，井口物流直接經海管輸送至SZ36-1 App平臺進行處理，需將原外輸輸液海管改為氣液混輸海管。為確保海管安全穩定運行，對該海管進行流動保障校核設計。

2 設計基礎數據

根據項目實際情況，需確定以下基礎數據：①平臺水深；②最高及最低環境溫度，包括氣溫、海水表層及底層溫度、海管埋深處泥溫；③原油物性（表1）；④原油黏溫數據；⑤天然氣組分。確定如下設計參數：①海管構成及尺寸；②海管長度；③海管埋深；④海管內壁粗糙度；⑤總傳熱系數。確認設計依據：①海管輸量；②海管入口溫度；③海管出口壓力。

表1 原油物性表

海管的內壁粗糙度，新建管道一般取0.05mm，而舊管可取0.2～1mm，本項目取1mm。該項目因海管年頭較久，故總傳熱系數依據海管日報反算。

3 穩態分析

3.1 水熱力計算

根據逐年輸量，水熱力計算結果如表2所示。

表2 海管逐年水熱力計算數據

據上表可知，海管入口最大壓力和溫度均未高于原海管最大操作參數，滿足使用要求。

3.2 最小輸量分析

管輸流體溫度會隨著輸量的減少而降低，當減少到最小輸量時，應保證最低出口溫度高于原油凝點3℃以上。且流體可能因低溫導致黏度劇增，要保證管輸壓力不超過海管入口處所能提供的最大壓力或管道允許的最大操作壓力。

經計算，當輸量降至2027年輸量的0.2%時，入口壓力1 109kPa不高于海管入口處所能提供的最大壓力2 360kPa；出口溫度1℃高于原油凝點3℃以上。故該海管最小輸量不受限制。

3.3 水合物生成分析

濕氣在一定的壓力和溫度下會產生天然氣水合物，給管道運行造成一定的風險。從模擬的水合物生成曲線（圖1）可知，最大操作壓力2 123kPa下，水合物生成溫度1.1℃，遠低于海管冬季出口溫度58.6℃，故不會產生天然氣水合物。

圖1 水合物生成曲線圖

3.4 沖蝕流速分析

出砂量按照5 000lb/月考慮時，沖蝕流速為4m/s。各年混合流速均低于沖蝕流速，故不會產生沖蝕現象。

4 動態分析

4.1 停輸再啟動分析

該項目原油的凝點低于管線埋深處最低泥溫。輸送溫度降低時，管內原油不會凝固，但黏度會隨著溫度降低而變大。通過計算可知，當管輸流體溫度降低到管線埋深處最低泥溫時，最大再啟動壓力為2 083kPa，不超過平臺所能提供的最大壓力2 360kPa。故當管輸溫度降低到管線埋深處最低泥溫時，仍可再啟動。

4.2 水擊壓力計算

該海管各年管輸流體的氣液比均大于5%，故不會出現水擊工況。

4.3 段塞工況分析

管輸流體為油氣混合物，輸送過程中氣液量變化可能引起段塞工況，對平臺工藝設施造成一定影響。選取2021年（最大輸氣年）和2027年（最大滯液年）作為典型年進行分析。

4.3.1 正常工況段塞分析

由圖2、圖3可知，2021年和2027年的出口累計液量無明顯波動，管線滯液量穩定，因此正常運行情況基本無段塞影響。

圖2 2021年管道出口累計液量、滯液量和液體體積流量隨時間變化趨勢圖

圖3 2027年管道出口累計液量、滯液量和液體體積流量隨時間變化趨勢圖

4.3.2 清管工況段塞分析

由圖4、圖5可知，2021年，清管段塞時間為21.8min，期間出口累計液量為53.7m3。2027年，清管段塞時間為14.7min，期間出口累計液量為68.3m3。根據工藝數據，清管段塞期間下游平臺設備能夠處理的液量大于段塞液量，故段塞流可被下游接收。

圖4 2021年管道出口累計液量、滯液量和液體體積流量隨時間變化趨勢圖

圖5 2027年管道出口累計液量、滯液量和液體體積流量隨時間變化趨勢圖

5 結束語

依據設計基礎，經過模擬計算，該海管未來運行期間的溫度壓力滿足設計要求，無最小輸量和停輸時間的限制，不具備天然氣水合物形成條件，不會產生水擊工況和沖蝕現象。正常運行時無段塞影響，清管期間段塞流可被下游端接收處理。