高氣液比大直徑海底管道運行參數的快速計算

趙喜峰，王彥瑞，高秀敏

海洋石油工程股份有限公司，天津 300451

高氣液比大直徑海底管道運行參數的快速計算

趙喜峰，王彥瑞，高秀敏

海洋石油工程股份有限公司，天津 300451

為保證平臺油氣的持續平穩生產，生產工藝可能會增加如壓縮機等一些設備進行增壓，這就需要設計人員搜集、輸入大量的基礎數據，運用商業軟件進行計算，故會耗費大量時間。若能采用單氣相計算公式進行計算，則可大大減少數據輸入量和計算量。在給出了必要的設計數據的基礎上，探討了兩相公式/單氣相公式選取的判別準則，計算了現場運行數據與單氣相公式計算數據的誤差；而后根據配產數據，采用單氣相計算公式、OLGA軟件對生產工藝進行模擬計算，并對比了計算結果；最后指出，單氣相公式計算結果與實際運行數據、OLGA模擬結果的誤差都比較小，工程應用上可以接受，采用單氣相公式進行快速計算，可以大大節約計算的時間。

海底管道；快速計算；單氣相公式；OLGA；誤差

某平臺根據實際生產情況，對未來的生產情況及產量進行預測，發現未來井口油壓會下降到流程壓力以下，這種情況不能滿足正常生產要求。為了保障氣田正常生產，持續給下游用戶提供原料氣及產品，需新增濕氣壓縮機等設備，以保障當井口壓力降低時，仍能正常進行生產。

該平臺所在的油氣田的井流是以氣為主兼有少量的凝析油和水，氣和水經脫水塔處理后干氣外輸，凝析油經凝析油處理系統處理合格后與干氣一起輸送至終端。

在上述生產過程中，通常情況需要專業人員進行模擬計算來確定平臺至陸地終端的海底管道是否能滿足本次開發要求。海底管道工藝專業人員通常采用靜態軟件PIPEFLO、流動保障軟件OLGA或是其他軟件作設計，需要搜集大量的基礎數據，如環境數據、管輸介質物性數據等用于輸入，然后建立模型，這會花費大量時間。在開發前期決策階段，時間非常寶貴，能不能找到一種方法，既能滿足這個階段的需要，又能節省大量的時間，需要進行研究。

該油氣田主要開發設施包括平臺、海底管道和陸地終端，本文以海上平臺到陸地終端的干氣/凝析油混輸海底管道為對象，研究、探討和驗證快速計算該海底管道運行參數的可行性，為工程的迅速決策提供支持。

1 設計基礎

若采用單氣相計算公式（API RP 14E，下文將詳細描述）進行計算，則只需輸入管道物理參數（管長、管徑、壁厚）、進出口位差、輸送介質物性（摩爾質量、壓縮因子）、輸量、入口介質溫度、管道出口壓力即可。若是采用PIPEFLO、OLGA等商業軟件，輸入的數據則要多得多。因此若能采用單氣相計算公式進行計算，則可節省大量時間，這是本研究的目的。

本文因需要使用OLGA計算做數據對比，因而列出一些必要數據，這些數據可由HYSYS軟件計算得到。而諸如環境參數等，為節省篇幅未列出。

（1）HYSYS輸入的天然氣/凝析油海底管道輸量和入口全組分數據見表1。

表1 HY SY S軟件輸入的天然氣/凝析油海底管道輸量和入口全組分數據

（2）HYSYS輸入的外輸流體假組分數據見表2。

表2 外輸流體的假組分數據

（3）HYSYS輸入的管輸凝析油性質見表3。

表3 管輸凝析油性質

（4）輸入的外輸天然氣/凝析油海底管道實際運行參數見表4。

（5）API RP 14E公式輸入的預測配產及氣/液物性數據見表5。

（6）輸入的海底管道規格參數。1區管道外徑323.9 mm，壁厚12.7 mm；2區管道外徑323.9 mm，壁厚14.3 mm。海上平臺、海底管道與終端處理廠示意見圖1。

圖1 海底管道示意

2 水力熱力計算模型確定

對海底管道而言，壓力系統由背壓建立，管道的起點輸入溫度T1的值，然后再輸入管道的終點壓力P2（邊界條件）的值，運行程序得到起點壓力P1的值（有些時候也可以輸入P1，計算得到P2） 和終點溫度T2的值，如圖2所示。

表4 外輸天然氣/凝析油海底管道實際運行參數

表5 預測配產及氣/液物性數據

圖2 管道計算原理示意[1]

OLGA便是基于此建立模型，但是單氣相計算公式（下文將詳細描述）不計算管道出口的溫度值，對于壓力也是調整入口壓力值使之滿足管道出口壓力邊界條件。對于不保溫長輸管道而言，由于焦耳-湯姆遜效應，海底管道出口的溫度要比環境溫度略低，可根據環境溫度大致判斷，本文不再論述。

2.1 公式選取判別準則

該管道是氣和凝析油混輸的管道，采用氣液兩相公式（API RP 14E）試算，發現與公式的適用條件存在差異，進一步研究發現，混合相密度是一個比較關鍵的參數，因此對其進行專項研究，改變氣液比考察其混合密度的變化規律，進行氣液混合相密度敏感性分析，結果見表6。將氣液比和混合相密度的關系繪制成圖，見圖3。

從圖3可以看出，當氣液比大于2 000 m3/m3時，氣液混合相密度變化很小，這使氣液比大的管輸介質作為單氣相近似計算成為可能。

表6 氣液比與混合相密度

圖3 氣液比和混合相密度的關系

2.2 現場數據的單氣相計算公式擬合

輸送介質的氣油比很高，混合相密度變化很小，所以考慮用單氣相計算模型，應用現場數據進行校正。

在選擇計算公式時，為了避免求解莫氏摩擦系數，進一步簡化計算步驟，選擇Weymouth經驗公式進行計算[2]，見式（1），該公式以壓縮空氣的測量為基礎，測量管徑范圍0.8～11.8in（1in=25.4mm），本文的目標海底管道直徑為12 in。

式中：Qg為 14.7 psi（1 psi=6.89 kPa） 和60塒（塒=℃×1.8+32）時氣體的流量，mmscfd（1 mmscfd=2.83萬m3/d）；d為管道內徑，in；p1、p2分別為點1、點2的壓力，psi；L為管道的長度，ft（1 ft=0.305 m）；S為氣體在標準條件下的相對密度，無量綱；T1為氣體的入口溫度，°R（°R=℃×1.8+491.67）；Z為氣體的壓縮系數，無量綱。

應用式（1）進行計算，其結果見表7。

表7 單氣相Weymouth經驗公式的計算結果

把表7壓降計算結果與表4實際運行壓降數據相減，結果見表8。從表8中可以看出，絕對誤差在235～353 kPa之間，均為正誤差，說明單氣相公式計算結果偏保守，對項目前期開發活動的影響偏向正面，誤差百分比在3.582%～5.324%之間，精度可以滿足工程的要求。

表8 誤差分析

3 配產數據模擬計算

3.1 單氣相計算公式模擬

應用單氣相公式對預測配產進行靜態水力計算，結果見表9。由表9的計算結果可以看出，按照校核工況計算的外輸天然氣/凝析油海底管道操作壓力范圍為5 726～7 228 kPa。

表9 配產量的單氣相計算公式水力計算結果

3.2 OLGA模擬

采用OLGA建立模型，對該管道進行靜態的水力和熱力計算，結果見表10～11。

由表10及11的計算結果可以看出，按照校核工況計算的外輸天然氣/凝析油海底管道操作壓力范圍為5 820～7 160 kPa。

3.3 單氣相公式與OLGA軟件計算結果對比

將表9入口壓力計算結果與表10（夏季）及11（冬季）入口壓力計算結果相減，得到誤差（見圖4），并除以OLGA計算結果得出誤差百分數（見圖5）。從圖4～5可以看出，單氣相公式計算結果與OLGA計算結果的誤差為-124～128 kPa，誤差百分比為-2.12%～1.8%。因此，無論是夏季工況還是冬季工況，兩者數值非常接近，單氣相計算公式計算結果可用性較強。

表10 外輸天然氣/凝析油海底管道水力和熱力計算結果（夏季工況）

表11 外輸天然氣/凝析油海底管道水力和熱力計算結果（冬季工況）

圖4 單氣相公式計算結果與OL GA計算結果誤差

圖5 單氣相公式結果與OL GA計算結果誤差百分比

4 結論

（1）首次提出兩相公式/單氣相公式選取判別準則。在該海底管道現場實際運行數據條件下，通過對氣液兩相計算公式（API RP14E）中密度的分析，棄用了兩相公式，選擇單氣相公式（API RP14E）進行擬合，得出單氣相公式的模擬精度滿足開發項目前期決策需要的結論。

（2）單氣相公式相對于實際運行數據，無論絕對誤差（235～ 353 kPa） 還是誤差百分比（3.582%～5.324%）都比較小，工程上可以接受。

（3）單氣相公式計算結果與OLGA模擬結果十分接近（誤差百分比-2.12%～1.8%），結果可用性強。

（4）通過快速核算不僅可以減少前期費用，而且還大大簡化項目管理程序，節約時間，為管理層快速決策提供支持[3-5]。

（5）計算過程中發現摩爾質量、壓縮因子的敏感性較強，對壓降的計算結果影響較大。

[1]余智，王彥瑞，高秀敏，等.BZ19-4海底混輸管網優化算法探討[J].海洋石油，2009，29（3）：96-102.

[2]API RP 14E-1991，Recommended practice design and installation of offshore production platform piping systems[S].

[3]王文光，萬宇飛，曲兆光，等.海底混輸管道清管段塞影響因素分析及控制[J].石油工程建設，2017，43（4）：44-46.

[4]戴磊，劉培林，余智，等.海上井口平臺超壓保護動態模擬研究[J].石油工程建設，2017，43（3）：35-39.

[5]盧學飛，董鳳娟，陳小寧.基于AHM法的海底輸油管道運行風險定量分析[J].石油工程建設，2017，43（2）：50-53.

Rapid calculation of operating parameters of subsea pipeline with high gas/ liquid ratio and large diameter

ZHAO Xifeng，WANG Yanrui，GAO Xiumin
China Offshore OilEngineering Co.，Ltd.，Tianjin 300451，China

In order to ensure smooth production of oil and gas fields，some equipment such as compressor may be added for supercharging.Thus，the designers must collect and input large number of basic data and perform calculations with business software，which will spend large amount of time.If the single gas phase calculation formula can be used to perform the calculation，the amount of data input and calculation will decrease greatly.In this paper，based on necessary data，the assessing criterion for selecting the two-phase formula or the single-phase formula is discussed.The errors between the field operation data and the calculated data by the single-phase calculation formula are compared.Then，the simulative calculation of production process is performed by using the single-phase formula and OLGAsoftware respectively and the results are compared.It is concluded that the result errors got from the single-phase formula，the practical operation data and the OLGA software are small and acceptable in engineering application；The rapid calculation can be realized by using the single-phase formula and can greatly save calculation time.

subsea pipeline；rapid calculation；single-phase formula；OLGA；error

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.06.010

趙喜峰（1982-），男，山東日照人，工程師，2007年畢業于中國石油大學（北京）油氣儲運工程專業，現主要從事海洋石油平臺工藝設計工作。Email：zhaoxf@mail.cooec.com.cn

2017-10-09