渤海油田油氣混輸撓性管應用分析

劉春悅

（中海油能源發展裝備技術有限公司，天津 300452）

1 項目背景

渤海某油田位于渤海西南部海域，油田在役設施包括一座帶處理設施的井口平臺WHPA和一座無人井口平臺WHPB，以及部分海底管線和海底電纜等。根據油田擴建開發方案，需要新建一座無人井口平臺WHPC和一座動力處理平臺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WHPC井產物流計量后直接外輸，通過新建的油氣水混輸海底管線，輸送到PAPD原油系統進行處理，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，與油田其他井產物流在WHPA生產分離器入口匯合后一起進入分離器處理，并將油相出口物流輸送至下游井口平臺，與下游平臺物流混合后一起輸送至FPSO處理成合格原油儲存。WHPC的注水來自PAPD處理合格的生產水，通過新建的注水海管輸送至WHPC回注。

本油田擴建項目為小型邊際油田開發項目，油田開發內部收益率不高，為了節省投資，降低成本，因對混輸管道采用國產撓性管的可行性進行了研究，并與常規采用雙層鋼管的方案進行了工藝結論對比，以為兩個方案實施的可行性提供技術支持。

2 設計基礎

2.1 環境參數

根據周邊區域水深數據，WHPC平臺水深約為18.9m（相對于海圖深度基準面），PAPD平臺水深約為20.2m（相對于海圖深度基準面）。其他環境參數見表1。

表1 環境參數

2.2 原油性質及含水原油黏度數據

原油屬于低硫、含蠟、含酸、易凝的中質原油。油品性質見表2。原油不同含水率的黏度與溫度關系數據見表3。天然氣組分分析數據見表4。

表2 原油物性

表3 含水原油黏溫性質（MPa·s）

表4 天然氣組分分析數據

3 海管方案分析

3.1 海管運行工況分析

雙層帶保溫鋼管的保溫層厚度為35mm，通過計算，管道的總傳熱系數按照1.2W/（m2·℃）考慮。管道內管外徑尺寸為219.1mm，管壁厚度12.7mm，平管段距離4.4km。根據典型年份的配產數據，海管運行年份，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℃，結果詳見表5。

表5 海管運行參數結果（雙層帶保溫鋼管）

帶保溫撓性管的管道的總傳熱系數由廠家提供，按照3W/（m2·℃）考慮。管道內管外徑尺寸為193.7mm，管壁厚度4.5mm，平管段距離4.4km。兩側立管段采用雙層帶保溫鋼管，保溫層厚度為35mm，管道的總傳熱系數按照1.2W/（m2·℃）考慮，管道內管外徑尺寸為219.1mm，管壁厚度12.7mm。根據典型年份的配產數據，海管運行年份，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℃，結果詳見表6。

表6 海管運行參數結果（撓性管）

3.2 海管流動保障分析

管線因相關平臺檢修等原因而實施計劃停輸或因不可預見因素而應急事故停輸后，若在管線允許的停輸時間范圍內仍不能恢復生產，除非另有辦法使管線再投產時得以恢復使用，否則必須對管線內存留介質在要求的時間內進行置換，以確保管線的安全。

WHPC平臺井產原油凝點為2℃，低于海底最低環境溫度5.2℃，因此當管道停輸時，管內原油不會凝固。但是當管線停輸時，需要同時考慮停輸溫降帶來的再啟動壓力的提高，因此應盡可能將管線的停輸時間控制在允許的停輸時間范圍內，并根據情況及早采取置換措施以保證管線再生產后的正常運行。

當管線采用雙層帶保溫鋼管時，WHPC發生計劃或者應急停產時，整個置換流程由WHPA和PAPD生產水作為置換介質。具體置換流程如下：

WHPA生產水→WHPA注水泵→注水海管→ WHPC→混輸海管→PAPD生產系統

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

當WHPA發生應急停產時，油田需要整體置換，置換流程由WHPA海水作為置換介質。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，WHPA起始端最大入口壓力3 500kPaA，置換海水流量65m3/h，油田總體置換時間14.5h。

當管線采用撓性管時，WHPC發生計劃或者應急停產時，整個置換流程與采用雙層帶保溫鋼管方案一致，由WHPA和PAPD生產水作為置換介質。

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

當WHPA發生應急停產時，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。由于輸送流量低，管線內介質溫降大，當溫度降低到一定程度時，管內介質黏度增大，置換時，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物流摻混，提海管內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，油田總體置換時間14h。

4 結論

根據雙層鋼管方案和撓性管方案的內容對比，可以看出有如下幾點不同。

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℃。根據原油物性實驗數據，原油高峰析蠟點-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范圍內，存在析蠟風險。

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

3）撓性管方案中，WHPC混輸海管置換流量較低，在油田應急置換時，該混輸海管物流需要置換到WHPA的下游平臺。由于物流的溫度低，黏度大，且WHPA混輸海管距離較長，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。