渤海油田油气混输挠性管应用分析

刘春悦

（中海油能源发展装备技术有限公司，天津 300452）

1 项目背景

渤海某油田位于渤海西南部海域，油田在役设施包括一座带处理设施的井口平台WHPA和一座无人井口平台WHPB，以及部分海底管线和海底电缆等。根据油田扩建开发方案，需要新建一座无人井口平台WHPC和一座动力处理平台PAPD，以及一条油气水混输海底管线、一条注水海底管线和一条集束海底 电缆。

新建井口平台WHPC井产物流计量后直接外输，通过新建的油气水混输海底管线，输送到PAPD原油系统进行处理，处理后含水8%~11%的原油通过栈桥管线输送至已建的WHPA井口平台，与油田其他井产物流在WHPA生产分离器入口汇合后一起进入分离器处理，并将油相出口物流输送至下游井口平台，与下游平台物流混合后一起输送至FPSO处理成合格原油储存。WHPC的注水来自PAPD处理合格的生产水，通过新建的注水海管输送至WHPC回注。

本油田扩建项目为小型边际油田开发项目，油田开发内部收益率不高，为了节省投资，降低成本，因对混输管道采用国产挠性管的可行性进行了研究，并与常规采用双层钢管的方案进行了工艺结论对比，以为两个方案实施的可行性提供技术支持。

2 设计基础

2.1 环境参数

根据周边区域水深数据，WHPC平台水深约为18.9m（相对于海图深度基准面），PAPD平台水深约为20.2m（相对于海图深度基准面）。其他环境参数见表1。

表1 环境参数

2.2 原油性质及含水原油黏度数据

原油属于低硫、含蜡、含酸、易凝的中质原油。油品性质见表2。原油不同含水率的黏度与温度关系数据见表3。天然气组分分析数据见表4。

表2 原油物性

表3 含水原油黏温性质（MPa·s）

表4 天然气组分分析数据

3 海管方案分析

3.1 海管运行工况分析

双层带保温钢管的保温层厚度为35mm，通过计算，管道的总传热系数按照1.2W/（m2·℃）考虑。管道内管外径尺寸为219.1mm，管壁厚度12.7mm，平管段距离4.4km。根据典型年份的配产数据，海管运行年份，最大入口压力2 515kPaA，最大出口压力2 000kPaA，最高入口温度55℃，最低出口温度26.9℃，结果详见表5。

表5 海管运行参数结果（双层带保温钢管）

带保温挠性管的管道的总传热系数由厂家提供，按照3W/（m2·℃）考虑。管道内管外径尺寸为193.7mm，管壁厚度4.5mm，平管段距离4.4km。两侧立管段采用双层带保温钢管，保温层厚度为35mm，管道的总传热系数按照1.2W/（m2·℃）考虑，管道内管外径尺寸为219.1mm，管壁厚度12.7mm。根据典型年份的配产数据，海管运行年份，最大入口压力3 306kPaA，最大出口压力2 000kPaA，最高入口温度55℃，最低出口温度18.1℃，结果详见表6。

表6 海管运行参数结果（挠性管）

3.2 海管流动保障分析

管线因相关平台检修等原因而实施计划停输或因不可预见因素而应急事故停输后，若在管线允许的停输时间范围内仍不能恢复生产，除非另有办法使管线再投产时得以恢复使用，否则必须对管线内存留介质在要求的时间内进行置换，以确保管线的安全。

WHPC平台井产原油凝点为2℃，低于海底最低环境温度5.2℃，因此当管道停输时，管内原油不会凝固。但是当管线停输时，需要同时考虑停输温降带来的再启动压力的提高，因此应尽可能将管线的停输时间控制在允许的停输时间范围内，并根据情况及早采取置换措施以保证管线再生产后的正常运行。

当管线采用双层带保温钢管时，WHPC发生计划或者应急停产时，整个置换流程由WHPA和PAPD生产水作为置换介质。具体置换流程如下：

WHPA生产水→WHPA注水泵→注水海管→ WHPC→混输海管→PAPD生产系统

置换时，海管最大入口压力3 200kPaA，置换流量60m3/h，置换时间2.5h。

当WHPA发生应急停产时，油田需要整体置换，置换流程由WHPA海水作为置换介质。通过注水海管，首先置换WHPB和WHPC混输海管，完成后再置换WHPA混输海管。置换时，WHPA起始端最大入口压力3 500kPaA，置换海水流量65m3/h，油田总体置换时间14.5h。

当管线采用挠性管时，WHPC发生计划或者应急停产时，整个置换流程与采用双层带保温钢管方案一致，由WHPA和PAPD生产水作为置换介质。

置换时，海管最大入口压力3 400kPaA，置换流量20m3/h，置换时间8h。

当WHPA发生应急停产时，油田需要整体置换，置换流程与采用双层带保温钢管方案一致，由WHPA海水作为置换介质。由于输送流量低，管线内介质温降大，当温度降低到一定程度时，管内介质黏度增大，置换时，置换海水流量65m3/h，WHPA起始端最大入口压力3 500kPaA不能满足要求，需要采用水源井水与海管内物流掺混，提海管内原油高含水率和温度。置换水源井水流量120m3/h，WHPA起始端最大入口压力3 500kPaA，油田总体置换时间14h。

4 结论

根据双层钢管方案和挠性管方案的内容对比，可以看出有如下几点不同。

1）双层钢管方案入口压力最高2 515kPaA，出口温度最低27℃；挠性管方案入口压力最高3 306kPaA，出口温度最低18.1℃。根据原油物性实验数据，原油高峰析蜡点-7~27℃，因此挠性管方案的部分年份出口温度处于高峰析蜡点范围内，存在析蜡风险。

2）挠性管方案和双层钢管方案对比，在满足最小停输时间2h后，管线物流温度下降更快，考虑物流输送压降对温度敏感性较强，因此在置换压力恒定的情况下，置换流量降低，置换时间延长。

3）挠性管方案中，WHPC混输海管置换流量较低，在油田应急置换时，该混输海管物流需要置换到WHPA的下游平台。由于物流的温度低，黏度大，且WHPA混输海管距离较长，在置换压力恒定的情况下，无法正常置换。在保证正常置换情况下，需要提高物流温度或提高物流含水率，因此增加水源井水掺混，提高物流温度和含水率。