某稠油管输运行与设计差异分析

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(中海石油(中国)有限公司 天津分公司， 天津 300459)

0 引 言

海底管道所处环境复杂、条件恶劣，且要求安全系数高，一旦发生问题，将是破坏性的，不仅造成资产的损失还会引起无法挽回的生态环境问题，在设计阶段需要较陆上管道更高的完整性和可靠性。在海洋石油几十年的开发进程中，已逐步建立了可靠的参数取值原则(如总传热系数、管壁粗糙度等)和流动保障关键技术体系(如置换、预热、段塞等)。随着国家和海洋石油工业对高质量发展的要求，需要工程设计人员进一步缩小设计裕量，在保守与可靠中寻求平衡，利用海洋石油在开发过程中累积的运行数据、经验和做法，反演设计取值的差异，进一步缩小生产与设计之间的差距，为今后海底管道的设计和在役管道的优化运行提供技术指导和借鉴。

1 管道概况

渤海某油田A位于渤海中部海域，平均水深为12.2 m，年平均气温为10.2 ℃。该油田分为南北2区，南区建造1座井口平台WHPB，物流输送至北区的中心平台CEP处理为合格原油后通过1条长为29.5 km的管道输送至浮式生产储卸油装置(Floating Production Storage and Offloading, FPSO)上进行储存和外输。该油田的管道和2座平台于2005年9月建成投产。中心平台CEP至FPSO的输油海管为双层保温结构，内管规格为323.9 mm O.D×14.3 mm W.T，外管规格为457.2 mm O.D×10.3 mm W.T，保温层厚度为50 mm，保温层材料为聚氨酯泡沫材料。该管道输送介质为高黏度重质合格原油，原油的基本物性见表1，原油黏温曲线如图1所示。

表1 A油田原油基本性质

图1 A油田原油黏温曲线

2 管道运行情况及与设计的差异

该油田自2005年投产以来，输油海管一直平稳运行。该管道实际运行数据和设计输送参数分别见表2和表3。其中，值得注意的是表2为降低计量因素引起的误差影响，对数据进行月数值平均处理。

对比表2管道实际运行参数与表3管道设计管输参数，可以明显看出输量、输送压力、输送温度等均存在较大差异。

(1) 输量。从图2可以明显看出：该海管设计最大输量为3 338 m3/d，但实际运行近10年基本稳定在1 000 m3/d左右。

表2 输油管道实际运行参数

表3 输油管道设计输送参数

图2 设计外输量与实际外输量对比图

图3 输油管道管路特性曲线

图4 设计参数下管道输量与沿程压降的关系曲线

(2) 沿程压降。该管道设计最大操作压力为6 125 kPa，但该管道投产运行十余年，操作压力在1 500～2 500 kPa。由于输量不同会影响压力的变化，绘制设计参数下的水力特性曲线与实际运行参数进行详细对比。

对于热油管道，当起输温度一定时，管道的水力特性曲线呈“N”型，如图3所示。“N”型曲线的2个极点把曲线分成3个区域[1]：I区为小输量区；II区为不稳定区；III区为热油管道工作区。对于高黏原油而言，黏温数值对温度非常敏感，温度的微小变化会引起黏度的急剧变化，黏度是影响摩阻的主导因素，因此高黏原油的水力特性曲线II区更为明显[2]。

按照设计数值建模并进行模拟，绘制在外输温度为70 ℃和80 ℃时的输量与沿程压降曲线，如图4所示。可以看出：当输量低于2 000 m3/d时，沿程压降急剧上升，进入不稳定输送区。但是在实际运行中，输量基本在800～1 000 m3/d范围内，沿程压降仅为1 500～2 500 kPa，设计值与实际运行值存在较大偏差。

图5 设计参数下管道输量与沿程温降关系曲线

(3) 沿程温降。绘制在外输温度为70 ℃和80 ℃时的输量与沿程温降关系曲线，如图5所示。可以看出：在相同的输量下，实际运行参数与外输温度为70 ℃的曲线较为接近，以2015年的设计资料参数为例，当外输量为1 204 m3/d时，沿程温降为50.7 ℃。2015年实际运行参数显示，输量为931.66 m3/d，沿程温降为45.52 ℃，与设计参数相差较大，但与外输温度为70 ℃时的温降(42.5 ℃)较为接近。

(4) 掺水年份。根据该海管的设计资料，在2016年后需掺水外输，含水率为60%～85%。实际运行数据显示，2016年外输量已低于设计最小输量，但海管并未掺水外输，依然平稳运行。

3 差异产生的原因

根据上述分析，在已经考虑输量差异的情况下，管道的实际压降与温降均低于设计值。究其原因，主要是以下2点：

图6 设计时黏温数据与运行间黏温数据对比(含水率0%)

(1) 油品黏温性质改变。对于稠油输送管道而言，黏度为影响管输压降的主导因素，推测该管道的黏温性质发生改变。为此取该平台外输泵前油样进行化验，根据化验结果对比含水率为0%时的黏温数据(以下称运行黏温数据)与设计时的黏温数据(以下称设计黏温数据)，如图6所示。可以看出实际运行间化验值低于设计时化验值，且随着温度降低，差距增大。

对黏度不同导致的压力变化进行研究。在其他输入条件相同的情况下，采用2种黏度建立管输模型分别对比管路沿程油品黏度变化值，如图7所示。可以看出：由于输入的黏温性质不同，沿程黏温值差别越来越大，到管段末端差距在2倍以上，对压降的影响非常巨大。而采用运行间黏温数值计算的起输压力显著低于采用设计黏温数据计算的压力。

图7 不同黏温数据下管道沿程压力与黏度的变化曲线

两次测量的黏温数据不同，可能是由以下2个因素导致的：

① 试验油样差异。设计时的试验油样是采用南区与北区的探井7井和8井油样按1∶1的比例配制而成的。随着投产后生产运行，该油田井数不断增多，截至2016年，南区共33口井，北区共24口井，该油田共57口井，运行时试验油样取自外输泵前，即该油田所有的油井混合的油样，与设计时的试验油样存在差异在所难免。采用运行黏温数据进行计算更符合实际情况。

② 化学药剂影响。设计试验油样取自探井，测试结果并未考虑化学药剂的影响。而在实际生产过程中，不可避免地需要加注一些化学药剂，如破乳剂等，这些药剂在实现其主要功能的同时，还会影响流体的黏温性质。有文献表明：在脱水处理中加入的破乳剂对黏度降低效果明显，尤其是在温度较低的时候[3-4]。运行试验油样取自外输泵前，该油样是自井筒到处理添加了各种化学药剂的油样，试验结果已考虑了化学药剂的影响。

(2) 总传热系数取值。该管道实际运行温降值低于设计值，这是由于在设计阶段的总传热系数取值较为保守。该管道已运行10多年，生产数据较为详细，考虑到计量因素引起的误差，对数据进行月数值平均处理，通过生产数据对该管道的总传热系数K值进行反算[5]，结果见表4。

表4 根据管道运行数据反算的总传热系数

管道设计时总传热系数取值为0.95 W/(m2·℃)，对根据生产数据进行反算的总传热系数进行验证，建立模型对比不同总传热系数取值对管道压力和温度的影响，结果如图8、图9所示。

图8 不同总传热系数取值计算入口压力与实际运行对比

图9 不同总传热系数取值计算出口温度与实际运行对比

从图8、图9可以看出：总传热系数对管道的起输压力和终点温度影响很大，总传热系数越小，管道的终点温度越高，所需的起输压力越小。采用反算的总传热系数计算的入口压力和出口温度与实际运行参数相比较为接近，验证了前文对生产运行与设计值出现差异的原因分析。在后期生产预测和生产项目依托校核中，建议采用管道实际运行数据反算的总传热系数和运行试验黏温数据作为设计基础对该管道进行计算研究。

4 管道运行状况预测

根据油藏预测数据，采用实际运行数据反算的总传热系数和运行试验黏温数据作为设计基础对该管道外输参数进行计算，逐年外输温度按照处理系统温度为80.0 ℃考虑，计算结果见表5。

表5 管道运行情况预测

管线沿程温降随输送量减小而降低，进而引起输送条件下原油黏度和摩阻增大[6-7]。当需要克服的摩阻达到或超过外输泵所能提供的压力时，油品将无法输送，此时需进行掺水输送。根据原设计文件掺水外输年份为2016年。但是根据新的油藏配产和新拟合模型计算，到2030年时，外输压力达外输泵所能提供的最大压力，到该年份需进行掺水输送。

5 结 论

(1) 该稠油输送管道设计与实际运行压降和温降差异的主要因素为设计时总传热系数取值过于保守及油品黏温发生改变。分析认为油品黏温改变是由测试油样的非均值性差异和化学药剂的影响导致的。

(2) 采用管道运行数据反算的总传热系数和运行黏温数据建立模型，计算结果与实际运行数据吻合较好。在后期生产预测和生产项目依托校核中，建议采用管道实际运行数据反算的总传热系数和运行试验黏温数据作为设计基础对该管道进行计算研究。

(3) 根据试验黏温数据和反算的总传热系数建立模型为该管道未来运行数据进行了预测，在2030年需要掺水输送。