高气液比大直径海底管道运行参数的快速计算

赵喜峰，王彦瑞，高秀敏

海洋石油工程股份有限公司，天津 300451

高气液比大直径海底管道运行参数的快速计算

赵喜峰，王彦瑞，高秀敏

海洋石油工程股份有限公司，天津 300451

为保证平台油气的持续平稳生产，生产工艺可能会增加如压缩机等一些设备进行增压，这就需要设计人员搜集、输入大量的基础数据，运用商业软件进行计算，故会耗费大量时间。若能采用单气相计算公式进行计算，则可大大减少数据输入量和计算量。在给出了必要的设计数据的基础上，探讨了两相公式/单气相公式选取的判别准则，计算了现场运行数据与单气相公式计算数据的误差；而后根据配产数据，采用单气相计算公式、OLGA软件对生产工艺进行模拟计算，并对比了计算结果；最后指出，单气相公式计算结果与实际运行数据、OLGA模拟结果的误差都比较小，工程应用上可以接受，采用单气相公式进行快速计算，可以大大节约计算的时间。

海底管道；快速计算；单气相公式；OLGA；误差

某平台根据实际生产情况，对未来的生产情况及产量进行预测，发现未来井口油压会下降到流程压力以下，这种情况不能满足正常生产要求。为了保障气田正常生产，持续给下游用户提供原料气及产品，需新增湿气压缩机等设备，以保障当井口压力降低时，仍能正常进行生产。

该平台所在的油气田的井流是以气为主兼有少量的凝析油和水，气和水经脱水塔处理后干气外输，凝析油经凝析油处理系统处理合格后与干气一起输送至终端。

在上述生产过程中，通常情况需要专业人员进行模拟计算来确定平台至陆地终端的海底管道是否能满足本次开发要求。海底管道工艺专业人员通常采用静态软件PIPEFLO、流动保障软件OLGA或是其他软件作设计，需要搜集大量的基础数据，如环境数据、管输介质物性数据等用于输入，然后建立模型，这会花费大量时间。在开发前期决策阶段，时间非常宝贵，能不能找到一种方法，既能满足这个阶段的需要，又能节省大量的时间，需要进行研究。

该油气田主要开发设施包括平台、海底管道和陆地终端，本文以海上平台到陆地终端的干气/凝析油混输海底管道为对象，研究、探讨和验证快速计算该海底管道运行参数的可行性，为工程的迅速决策提供支持。

1 设计基础

若采用单气相计算公式（API RP 14E，下文将详细描述）进行计算，则只需输入管道物理参数（管长、管径、壁厚）、进出口位差、输送介质物性（摩尔质量、压缩因子）、输量、入口介质温度、管道出口压力即可。若是采用PIPEFLO、OLGA等商业软件，输入的数据则要多得多。因此若能采用单气相计算公式进行计算，则可节省大量时间，这是本研究的目的。

本文因需要使用OLGA计算做数据对比，因而列出一些必要数据，这些数据可由HYSYS软件计算得到。而诸如环境参数等，为节省篇幅未列出。

（1）HYSYS输入的天然气/凝析油海底管道输量和入口全组分数据见表1。

表1 HY SY S软件输入的天然气/凝析油海底管道输量和入口全组分数据

（2）HYSYS输入的外输流体假组分数据见表2。

表2 外输流体的假组分数据

（3）HYSYS输入的管输凝析油性质见表3。

表3 管输凝析油性质

（4）输入的外输天然气/凝析油海底管道实际运行参数见表4。

（5）API RP 14E公式输入的预测配产及气/液物性数据见表5。

（6）输入的海底管道规格参数。1区管道外径323.9 mm，壁厚12.7 mm；2区管道外径323.9 mm，壁厚14.3 mm。海上平台、海底管道与终端处理厂示意见图1。

图1 海底管道示意

2 水力热力计算模型确定

对海底管道而言，压力系统由背压建立，管道的起点输入温度T1的值，然后再输入管道的终点压力P2（边界条件）的值，运行程序得到起点压力P1的值（有些时候也可以输入P1，计算得到P2） 和终点温度T2的值，如图2所示。

表4 外输天然气/凝析油海底管道实际运行参数

表5 预测配产及气/液物性数据

图2 管道计算原理示意[1]

OLGA便是基于此建立模型，但是单气相计算公式（下文将详细描述）不计算管道出口的温度值，对于压力也是调整入口压力值使之满足管道出口压力边界条件。对于不保温长输管道而言，由于焦耳-汤姆逊效应，海底管道出口的温度要比环境温度略低，可根据环境温度大致判断，本文不再论述。

2.1 公式选取判别准则

该管道是气和凝析油混输的管道，采用气液两相公式（API RP 14E）试算，发现与公式的适用条件存在差异，进一步研究发现，混合相密度是一个比较关键的参数，因此对其进行专项研究，改变气液比考察其混合密度的变化规律，进行气液混合相密度敏感性分析，结果见表6。将气液比和混合相密度的关系绘制成图，见图3。

从图3可以看出，当气液比大于2 000 m3/m3时，气液混合相密度变化很小，这使气液比大的管输介质作为单气相近似计算成为可能。

表6 气液比与混合相密度

图3 气液比和混合相密度的关系

2.2 现场数据的单气相计算公式拟合

输送介质的气油比很高，混合相密度变化很小，所以考虑用单气相计算模型，应用现场数据进行校正。

在选择计算公式时，为了避免求解莫氏摩擦系数，进一步简化计算步骤，选择Weymouth经验公式进行计算[2]，见式（1），该公式以压缩空气的测量为基础，测量管径范围0.8～11.8in（1in=25.4mm），本文的目标海底管道直径为12 in。

式中：Qg为 14.7 psi（1 psi=6.89 kPa） 和60埘（埘=℃×1.8+32）时气体的流量，mmscfd（1 mmscfd=2.83万m3/d）；d为管道内径，in；p1、p2分别为点1、点2的压力，psi；L为管道的长度，ft（1 ft=0.305 m）；S为气体在标准条件下的相对密度，无量纲；T1为气体的入口温度，°R（°R=℃×1.8+491.67）；Z为气体的压缩系数，无量纲。

应用式（1）进行计算，其结果见表7。

表7 单气相Weymouth经验公式的计算结果

把表7压降计算结果与表4实际运行压降数据相减，结果见表8。从表8中可以看出，绝对误差在235～353 kPa之间，均为正误差，说明单气相公式计算结果偏保守，对项目前期开发活动的影响偏向正面，误差百分比在3.582%～5.324%之间，精度可以满足工程的要求。

表8 误差分析

3 配产数据模拟计算

3.1 单气相计算公式模拟

应用单气相公式对预测配产进行静态水力计算，结果见表9。由表9的计算结果可以看出，按照校核工况计算的外输天然气/凝析油海底管道操作压力范围为5 726～7 228 kPa。

表9 配产量的单气相计算公式水力计算结果

3.2 OLGA模拟

采用OLGA建立模型，对该管道进行静态的水力和热力计算，结果见表10～11。

由表10及11的计算结果可以看出，按照校核工况计算的外输天然气/凝析油海底管道操作压力范围为5 820～7 160 kPa。

3.3 单气相公式与OLGA软件计算结果对比

将表9入口压力计算结果与表10（夏季）及11（冬季）入口压力计算结果相减，得到误差（见图4），并除以OLGA计算结果得出误差百分数（见图5）。从图4～5可以看出，单气相公式计算结果与OLGA计算结果的误差为-124～128 kPa，误差百分比为-2.12%～1.8%。因此，无论是夏季工况还是冬季工况，两者数值非常接近，单气相计算公式计算结果可用性较强。

表10 外输天然气/凝析油海底管道水力和热力计算结果（夏季工况）

表11 外输天然气/凝析油海底管道水力和热力计算结果（冬季工况）

图4 单气相公式计算结果与OL GA计算结果误差

图5 单气相公式结果与OL GA计算结果误差百分比

4 结论

（1）首次提出两相公式/单气相公式选取判别准则。在该海底管道现场实际运行数据条件下，通过对气液两相计算公式（API RP14E）中密度的分析，弃用了两相公式，选择单气相公式（API RP14E）进行拟合，得出单气相公式的模拟精度满足开发项目前期决策需要的结论。

（2）单气相公式相对于实际运行数据，无论绝对误差（235～ 353 kPa） 还是误差百分比（3.582%～5.324%）都比较小，工程上可以接受。

（3）单气相公式计算结果与OLGA模拟结果十分接近（误差百分比-2.12%～1.8%），结果可用性强。

（4）通过快速核算不仅可以减少前期费用，而且还大大简化项目管理程序，节约时间，为管理层快速决策提供支持[3-5]。

（5）计算过程中发现摩尔质量、压缩因子的敏感性较强，对压降的计算结果影响较大。

[1]余智，王彦瑞，高秀敏，等.BZ19-4海底混输管网优化算法探讨[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，万宇飞，曲兆光，等.海底混输管道清管段塞影响因素分析及控制[J].石油工程建设，2017，43（4）：44-46.

[4]戴磊，刘培林，余智，等.海上井口平台超压保护动态模拟研究[J].石油工程建设，2017，43（3）：35-39.

[5]卢学飞，董凤娟，陈小宁.基于AHM法的海底输油管道运行风险定量分析[J].石油工程建设，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

赵喜峰（1982-），男，山东日照人，工程师，2007年毕业于中国石油大学（北京）油气储运工程专业，现主要从事海洋石油平台工艺设计工作。Email：zhaoxf@mail.cooec.com.cn

2017-10-09