气液混输海底管道的流动保障设计

石婷婷

（中海油能源发展装备技术有限公司设计研发中心，天津 300452）

海底管道，作为输送海洋平台油气田开采出的生产流体的重要方式，犹如海洋平台油气田开发的大动脉，将海洋平台油气田、油气处理平台、储油储气设施或陆上处理终点连接成了一个统一的整体，使海洋平台油气生产的各个环节形成了相互关联、相互协调作业的生产操作系统。海底管道设计的合理性、可行性和系统完整性，关乎海洋平台油气田是否能正常开采、处理和生产，是整个油气田物流储运方案的核心。

1 项目概况

由于SZ36-1 WHPB平台改造生产处理流程，井口物流直接经海管输送至SZ36-1 App平台进行处理，需将原外输输液海管改为气液混输海管。为确保海管安全稳定运行，对该海管进行流动保障校核设计。

2 设计基础数据

根据项目实际情况，需确定以下基础数据：①平台水深；②最高及最低环境温度，包括气温、海水表层及底层温度、海管埋深处泥温；③原油物性（表1）；④原油黏温数据；⑤天然气组分。确定如下设计参数：①海管构成及尺寸；②海管长度；③海管埋深；④海管内壁粗糙度；⑤总传热系数。确认设计依据：①海管输量；②海管入口温度；③海管出口压力。

表1 原油物性表

海管的内壁粗糙度，新建管道一般取0.05mm，而旧管可取0.2～1mm，本项目取1mm。该项目因海管年头较久，故总传热系数依据海管日报反算。

3 稳态分析

3.1 水热力计算

根据逐年输量，水热力计算结果如表2所示。

表2 海管逐年水热力计算数据

据上表可知，海管入口最大压力和温度均未高于原海管最大操作参数，满足使用要求。

3.2 最小输量分析

管输流体温度会随着输量的减少而降低，当减少到最小输量时，应保证最低出口温度高于原油凝点3℃以上。且流体可能因低温导致黏度剧增，要保证管输压力不超过海管入口处所能提供的最大压力或管道允许的最大操作压力。

经计算，当输量降至2027年输量的0.2%时，入口压力1 109kPa不高于海管入口处所能提供的最大压力2 360kPa；出口温度1℃高于原油凝点3℃以上。故该海管最小输量不受限制。

3.3 水合物生成分析

湿气在一定的压力和温度下会产生天然气水合物，给管道运行造成一定的风险。从模拟的水合物生成曲线（图1）可知，最大操作压力2 123kPa下，水合物生成温度1.1℃，远低于海管冬季出口温度58.6℃，故不会产生天然气水合物。

图1 水合物生成曲线图

3.4 冲蚀流速分析

出砂量按照5 000lb/月考虑时，冲蚀流速为4m/s。各年混合流速均低于冲蚀流速，故不会产生冲蚀现象。

4 动态分析

4.1 停输再启动分析

该项目原油的凝点低于管线埋深处最低泥温。输送温度降低时，管内原油不会凝固，但黏度会随着温度降低而变大。通过计算可知，当管输流体温度降低到管线埋深处最低泥温时，最大再启动压力为2 083kPa，不超过平台所能提供的最大压力2 360kPa。故当管输温度降低到管线埋深处最低泥温时，仍可再启动。

4.2 水击压力计算

该海管各年管输流体的气液比均大于5%，故不会出现水击工况。

4.3 段塞工况分析

管输流体为油气混合物，输送过程中气液量变化可能引起段塞工况，对平台工艺设施造成一定影响。选取2021年（最大输气年）和2027年（最大滞液年）作为典型年进行分析。

4.3.1 正常工况段塞分析

由图2、图3可知，2021年和2027年的出口累计液量无明显波动，管线滞液量稳定，因此正常运行情况基本无段塞影响。

图2 2021年管道出口累计液量、滞液量和液体体积流量随时间变化趋势图

图3 2027年管道出口累计液量、滞液量和液体体积流量随时间变化趋势图

4.3.2 清管工况段塞分析

由图4、图5可知，2021年，清管段塞时间为21.8min，期间出口累计液量为53.7m3。2027年，清管段塞时间为14.7min，期间出口累计液量为68.3m3。根据工艺数据，清管段塞期间下游平台设备能够处理的液量大于段塞液量，故段塞流可被下游接收。

图4 2021年管道出口累计液量、滞液量和液体体积流量随时间变化趋势图

图5 2027年管道出口累计液量、滞液量和液体体积流量随时间变化趋势图

5 结束语

依据设计基础，经过模拟计算，该海管未来运行期间的温度压力满足设计要求，无最小输量和停输时间的限制，不具备天然气水合物形成条件，不会产生水击工况和冲蚀现象。正常运行时无段塞影响，清管期间段塞流可被下游端接收处理。