林燕紅，王保群，楊新明，張 偉

（1.中國(guó)石油海洋工程有限公司工程設(shè)計(jì)院，北京 100028；2.中國(guó)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(guó)石油海洋工程有限公司工程設(shè)計(jì)院，北京 100028；2.中國(guó)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(jì)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(duì)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(duì)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(duì)混輸管道壓降影響重大，在設(shè)計(jì)中應(yīng)綜合考慮油田整體開發(fā)規(guī)劃和特點(diǎn)，合理確定混輸管道的管徑。

海底管道；多相混輸；壓降計(jì)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(hào)人工島至1號(hào)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(hào)人工島和南堡NP1-5P平臺(tái)井流物的上岸輸送任務(wù)。該管輸流程簡(jiǎn)要描述為：來(lái)自NP1-5P的井口產(chǎn)出物，在平臺(tái)上經(jīng)過(guò)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(lái)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(hào)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(diǎn) 28℃。屬于低黏度、凝點(diǎn)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(dòng)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(shí)也對(duì)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(jì)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(jì)算，分別依據(jù)流體黏度、管徑、氣液比及起輸溫度等因素對(duì)該海底管道壓降的影響進(jìn)行相應(yīng)分析計(jì)算[1]。

2 流體黏度對(duì)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^(guò)程中，油水乳狀液的黏度是設(shè)計(jì)計(jì)算的基礎(chǔ)參數(shù)。這是因?yàn)楹Ｉ暇魑镌谳斔颓敖?jīng)過(guò)泵剪切會(huì)形成較為穩(wěn)定的油水乳狀液，它的黏度在反相點(diǎn)前可能是純油黏度的很多倍，而反相點(diǎn)后黏度又將迅速下降。因此，多相管輸設(shè)計(jì)計(jì)算中，應(yīng)特別注意油水乳狀液黏度對(duì)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(jì)算，取得管道沿程壓降見圖2。模擬計(jì)算中管道起始溫度為40℃，終點(diǎn)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(yàn)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(shì)。在含水量為20%時(shí)黏度達(dá)到峰值，在30℃時(shí)，含水量為20%時(shí)的黏度為純油黏度的8.5倍。

從圖2的壓降模擬計(jì)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?yàn)樵摴艿浪斔偷脑途哂械宛?、高凝的物性特點(diǎn)，凝點(diǎn)為28℃。對(duì)于此類高凝原油，正常工況下輸送時(shí)，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(diǎn)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(shí)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(diǎn)溫度對(duì)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(duì)所輸送流體的物性特點(diǎn)具體問題具體分析[3]。

3 管徑對(duì)壓降的影響

當(dāng)影響管道壓降的流體物性不變時(shí)，海底管道管徑是影響起輸壓力的首要因素。對(duì)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(jì)算。

從計(jì)算結(jié)果中可以看出，當(dāng)管徑為254 mm時(shí)，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(duì)井口壓力的要求。當(dāng)管徑為305 mm和356 mm時(shí)，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(tái)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(guò)1 400 kPa（絕壓）時(shí)，會(huì)導(dǎo)致NP1-5P和NP1-1P平臺(tái)上井口壓力上升至2 000 kPa（絕壓）以上，這不僅超過(guò)了規(guī)范對(duì)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(shí)，該管道起輸壓力較小，在滿足未來(lái)各井口平臺(tái)壓力輸送要求的同時(shí)，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(duì)壓降的影響

對(duì)于氣液混輸管道，當(dāng)管徑、流量不變時(shí)，所輸送流體的氣液比會(huì)影響海底管道起輸壓力。針對(duì)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(diǎn)，經(jīng)PIPEFLO 8.5多相流軟件進(jìn)行模擬計(jì)算，取得管道沿程壓降計(jì)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(shí)，管道沿程壓降隨氣液比的增大呈上升趨勢(shì)；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(shì)；當(dāng)氣液比超過(guò)30%時(shí)，管道沿程壓降又隨著氣液比的增大呈上升趨勢(shì)。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?yàn)樵诙嘞嗔鞴艿垒斔瓦^(guò)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(duì)黏度變化并不敏感，因此壓降的下降幅度非常有限。對(duì)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(huì)增高，這是由于氣體溶于原油中導(dǎo)致壓降呈減小的趨勢(shì)，但無(wú)法超越由于氣量上升導(dǎo)致壓降上升的趨勢(shì)，因此，總體上看壓降仍然呈上升趨勢(shì)。目前，在工程上通過(guò)摻氣降黏來(lái)降低管道壓降依然處于實(shí)驗(yàn)研究階段，很難利用它在操作運(yùn)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(duì)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(shí)，對(duì)NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道壓降計(jì)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(shí)，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?yàn)闇囟壬仙龝?huì)導(dǎo)致黏度下降；而當(dāng)起輸溫度上升到某一值時(shí)，壓降反而開始增大，這是由于起輸溫度的上升會(huì)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(shuō)明，設(shè)計(jì)低黏原油混輸管道時(shí)，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(jì)氣體流量較大的混輸管道時(shí)，也應(yīng)該重視起輸溫度變化對(duì)管道壓降的影響 [6]。

6 其他因素對(duì)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(huì)對(duì)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(jì)算模型、粗糙度等。

總傳熱系數(shù)對(duì)NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道壓降計(jì)算幾乎沒有影響。這是因?yàn)?，總傳熱系?shù)的變化，歸根到底是通過(guò)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(duì)黏度的敏感性很低。但是對(duì)黏—溫特性較為敏感的稠油來(lái)說(shuō)，無(wú)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(qiáng)的稠油時(shí)，需采用良好的保溫措施來(lái)保證管道起輸壓力的正常。

管道粗糙度對(duì)單相液體管道的壓降影響是顯著的，尤其對(duì)于高流速的單相輸水管道。而對(duì)于NP1-3D至NP1-1D海底混輸管道來(lái)說(shuō)，從模擬計(jì)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(duì)于低黏、高凝原油，當(dāng)管道處于高于凝點(diǎn)3～5℃運(yùn)行時(shí)，管道壓降對(duì)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(diǎn)溫度對(duì)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(duì)所輸送流體的物性特點(diǎn)具體問題具體分析。

（2）管徑對(duì)混輸管道壓降影響很大，在設(shè)計(jì)中應(yīng)綜合考慮油田整體開發(fā)規(guī)劃和特點(diǎn)，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(duì)壓降的影響比較??；對(duì)于高黏原油，氣液比對(duì)管道壓降變化影響則比較顯著。

（4）對(duì)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(duì)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(cè)，以保證管道具有一定的抗波動(dòng)能力。

[1]周曉紅，葉兵.海底多相流混輸管道壓降計(jì)算主要影響因素分析[J].中國(guó)海上油氣，2007，19（1）：56-59.

[2]《海洋石油工程設(shè)計(jì)指南》編委會(huì).海洋石油工程設(shè)計(jì)指南第5冊(cè)——海洋石油工程海底管道設(shè)計(jì)[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(guó)石油大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)，碩士，現(xiàn)從事海洋工程設(shè)計(jì)工作。

2011-08-23；

2011-09-01