渤海油田油氣混輸撓性管應(yīng)用分析

劉春悅

（中海油能源發(fā)展裝備技術(shù)有限公司，天津 300452）

1 項(xiàng)目背景

渤海某油田位于渤海西南部海域，油田在役設(shè)施包括一座帶處理設(shè)施的井口平臺(tái)WHPA和一座無人井口平臺(tái)WHPB，以及部分海底管線和海底電纜等。根據(jù)油田擴(kuò)建開發(fā)方案，需要新建一座無人井口平臺(tái)WHPC和一座動(dòng)力處理平臺(tái)PAPD，以及一條油氣水混輸海底管線、一條注水海底管線和一條集束海底 電纜。

新建井口平臺(tái)WHPC井產(chǎn)物流計(jì)量后直接外輸，通過新建的油氣水混輸海底管線，輸送到PAPD原油系統(tǒng)進(jìn)行處理，處理后含水8%~11%的原油通過棧橋管線輸送至已建的WHPA井口平臺(tái)，與油田其他井產(chǎn)物流在WHPA生產(chǎn)分離器入口匯合后一起進(jìn)入分離器處理，并將油相出口物流輸送至下游井口平臺(tái)，與下游平臺(tái)物流混合后一起輸送至FPSO處理成合格原油儲(chǔ)存。WHPC的注水來自PAPD處理合格的生產(chǎn)水，通過新建的注水海管輸送至WHPC回注。

本油田擴(kuò)建項(xiàng)目為小型邊際油田開發(fā)項(xiàng)目，油田開發(fā)內(nèi)部收益率不高，為了節(jié)省投資，降低成本，因?qū)燧敼艿啦捎脟?guó)產(chǎn)撓性管的可行性進(jìn)行了研究，并與常規(guī)采用雙層鋼管的方案進(jìn)行了工藝結(jié)論對(duì)比，以為兩個(gè)方案實(shí)施的可行性提供技術(shù)支持。

2 設(shè)計(jì)基礎(chǔ)

2.1 環(huán)境參數(shù)

根據(jù)周邊區(qū)域水深數(shù)據(jù)，WHPC平臺(tái)水深約為18.9m（相對(duì)于海圖深度基準(zhǔn)面），PAPD平臺(tái)水深約為20.2m（相對(duì)于海圖深度基準(zhǔn)面）。其他環(huán)境參數(shù)見表1。

表1 環(huán)境參數(shù)

2.2 原油性質(zhì)及含水原油黏度數(shù)據(jù)

原油屬于低硫、含蠟、含酸、易凝的中質(zhì)原油。油品性質(zhì)見表2。原油不同含水率的黏度與溫度關(guān)系數(shù)據(jù)見表3。天然氣組分分析數(shù)據(jù)見表4。

表2 原油物性

表3 含水原油黏溫性質(zhì)（MPa·s）

表4 天然氣組分分析數(shù)據(jù)

3 海管方案分析

3.1 海管運(yùn)行工況分析

雙層帶保溫鋼管的保溫層厚度為35mm，通過計(jì)算，管道的總傳熱系數(shù)按照1.2W/（m2·℃）考慮。管道內(nèi)管外徑尺寸為219.1mm，管壁厚度12.7mm，平管段距離4.4km。根據(jù)典型年份的配產(chǎn)數(shù)據(jù)，海管運(yùn)行年份，最大入口壓力2 515kPaA，最大出口壓力2 000kPaA，最高入口溫度55℃，最低出口溫度26.9℃，結(jié)果詳見表5。

表5 海管運(yùn)行參數(shù)結(jié)果（雙層帶保溫鋼管）

帶保溫?fù)闲怨艿墓艿赖目倐鳠嵯禂?shù)由廠家提供，按照3W/（m2·℃）考慮。管道內(nèi)管外徑尺寸為193.7mm，管壁厚度4.5mm，平管段距離4.4km。兩側(cè)立管段采用雙層帶保溫鋼管，保溫層厚度為35mm，管道的總傳熱系數(shù)按照1.2W/（m2·℃）考慮，管道內(nèi)管外徑尺寸為219.1mm，管壁厚度12.7mm。根據(jù)典型年份的配產(chǎn)數(shù)據(jù)，海管運(yùn)行年份，最大入口壓力3 306kPaA，最大出口壓力2 000kPaA，最高入口溫度55℃，最低出口溫度18.1℃，結(jié)果詳見表6。

表6 海管運(yùn)行參數(shù)結(jié)果（撓性管）

3.2 海管流動(dòng)保障分析

管線因相關(guān)平臺(tái)檢修等原因而實(shí)施計(jì)劃停輸或因不可預(yù)見因素而應(yīng)急事故停輸后，若在管線允許的停輸時(shí)間范圍內(nèi)仍不能恢復(fù)生產(chǎn)，除非另有辦法使管線再投產(chǎn)時(shí)得以恢復(fù)使用，否則必須對(duì)管線內(nèi)存留介質(zhì)在要求的時(shí)間內(nèi)進(jìn)行置換，以確保管線的安全。

WHPC平臺(tái)井產(chǎn)原油凝點(diǎn)為2℃，低于海底最低環(huán)境溫度5.2℃，因此當(dāng)管道停輸時(shí)，管內(nèi)原油不會(huì)凝固。但是當(dāng)管線停輸時(shí)，需要同時(shí)考慮停輸溫降帶來的再啟動(dòng)壓力的提高，因此應(yīng)盡可能將管線的停輸時(shí)間控制在允許的停輸時(shí)間范圍內(nèi)，并根據(jù)情況及早采取置換措施以保證管線再生產(chǎn)后的正常運(yùn)行。

當(dāng)管線采用雙層帶保溫鋼管時(shí)，WHPC發(fā)生計(jì)劃或者應(yīng)急停產(chǎn)時(shí)，整個(gè)置換流程由WHPA和PAPD生產(chǎn)水作為置換介質(zhì)。具體置換流程如下：

WHPA生產(chǎn)水→WHPA注水泵→注水海管→ WHPC→混輸海管→PAPD生產(chǎn)系統(tǒng)

置換時(shí)，海管最大入口壓力3 200kPaA，置換流量60m3/h，置換時(shí)間2.5h。

當(dāng)WHPA發(fā)生應(yīng)急停產(chǎn)時(shí)，油田需要整體置換，置換流程由WHPA海水作為置換介質(zhì)。通過注水海管，首先置換WHPB和WHPC混輸海管，完成后再置換WHPA混輸海管。置換時(shí)，WHPA起始端最大入口壓力3 500kPaA，置換海水流量65m3/h，油田總體置換時(shí)間14.5h。

當(dāng)管線采用撓性管時(shí)，WHPC發(fā)生計(jì)劃或者應(yīng)急停產(chǎn)時(shí)，整個(gè)置換流程與采用雙層帶保溫鋼管方案一致，由WHPA和PAPD生產(chǎn)水作為置換介質(zhì)。

置換時(shí)，海管最大入口壓力3 400kPaA，置換流量20m3/h，置換時(shí)間8h。

當(dāng)WHPA發(fā)生應(yīng)急停產(chǎn)時(shí)，油田需要整體置換，置換流程與采用雙層帶保溫鋼管方案一致，由WHPA海水作為置換介質(zhì)。由于輸送流量低，管線內(nèi)介質(zhì)溫降大，當(dāng)溫度降低到一定程度時(shí)，管內(nèi)介質(zhì)黏度增大，置換時(shí)，置換海水流量65m3/h，WHPA起始端最大入口壓力3 500kPaA不能滿足要求，需要采用水源井水與海管內(nèi)物流摻混，提海管內(nèi)原油高含水率和溫度。置換水源井水流量120m3/h，WHPA起始端最大入口壓力3 500kPaA，油田總體置換時(shí)間14h。

4 結(jié)論

根據(jù)雙層鋼管方案和撓性管方案的內(nèi)容對(duì)比，可以看出有如下幾點(diǎn)不同。

1）雙層鋼管方案入口壓力最高2 515kPaA，出口溫度最低27℃；撓性管方案入口壓力最高3 306kPaA，出口溫度最低18.1℃。根據(jù)原油物性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，原油高峰析蠟點(diǎn)-7~27℃，因此撓性管方案的部分年份出口溫度處于高峰析蠟點(diǎn)范圍內(nèi)，存在析蠟風(fēng)險(xiǎn)。

2）撓性管方案和雙層鋼管方案對(duì)比，在滿足最小停輸時(shí)間2h后，管線物流溫度下降更快，考慮物流輸送壓降對(duì)溫度敏感性較強(qiáng)，因此在置換壓力恒定的情況下，置換流量降低，置換時(shí)間延長(zhǎng)。

3）撓性管方案中，WHPC混輸海管置換流量較低，在油田應(yīng)急置換時(shí)，該混輸海管物流需要置換到WHPA的下游平臺(tái)。由于物流的溫度低，黏度大，且WHPA混輸海管距離較長(zhǎng)，在置換壓力恒定的情況下，無法正常置換。在保證正常置換情況下，需要提高物流溫度或提高物流含水率，因此增加水源井水摻混，提高物流溫度和含水率。