NP1-3D至NP1-1D海底混输管道稳态压降影响因素分析

林燕红，王保群，杨新明，张 伟

（1.中国石油海洋工程有限公司工程设计院，北京 100028；2.中国石油天然气股份有限公司规划总院，北京 100083）

NP1-3D至NP1-1D海底混输管道稳态压降影响因素分析

林燕红1，王保群2，杨新明1，张 伟1

（1.中国石油海洋工程有限公司工程设计院，北京 100028；2.中国石油天然气股份有限公司规划总院，北京 100083）

以NP1-3D至NP1-1D人工岛间海底混输管道为例，利用PIPEFLO多相流模拟软件，计算分析了影响油气水混输管道压降的主要因素，即流体黏度、管径、气液比及起输温度等对海底混输管道稳态压降的影响。分析认为，当输送流体的气液比处于某一区域内，能够降低混输管道沿程压降；对于气液混输管道，起输温度的升高并不一定引起压降的降低；管径对混输管道压降影响重大，在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点，合理确定混输管道的管径。

海底管道；多相混输；压降计算

1 NP1-3D至NP1-1D海底管道概况

NP1-3D至NP1-1D管道，是冀东南堡油田3号人工岛至1号人工岛之间的一条油气水海底混输管道。它承担着南堡3号人工岛和南堡NP1-5P平台井流物的上岸输送任务。该管输流程简要描述为：来自NP1-5P的井口产出物，在平台上经过加热后进入NP1-5P至NP1-3D海底混输管道，先被输送至NP1-3D，而后与来自该岛的井流物混合再经NP1-3D至NP1-1D海底混输管道输送上南堡1号人工岛进行生产工艺处理。该海底混输管道如图1所示。

该管道输送流体的基础物性参数为：密度825.5 kg/m3， 黏度 6.5 mPa·s （50℃）， 凝固点 28℃。属于低黏度、凝点较高的轻质原油，采用双层保温管道结构，具体参数见表1。

表1 管道结构基本参数

考虑到该海底管道采用NP1-3D人工岛井口压力为动力源进行油气水三相混输，岛上不设外输泵。因此，正常稳态操作工况下，管道入口压力的大小不仅决定海底管道的输送能力，同时也对各井口压力产生相应影响，进而影响了电潜泵负荷的选用。影响海底多相混输管道压降因素很多，例如黏度、流量、起输温度、压降计算模型、气液比等。笔者在此使用PIPEFLO 8.5稳态多相流软件进行模拟计算，分别依据流体黏度、管径、气液比及起输温度等因素对该海底管道压降的影响进行相应分析计算[1]。

2 流体黏度对压降的影响

稳态管输工况下，流体的黏度是影响管道起输压力大小的重要因素。存在油水混输的多相流管道输送过程中，油水乳状液的黏度是设计计算的基础参数。这是因为海上井流物在输送前经过泵剪切会形成较为稳定的油水乳状液，它的黏度在反相点前可能是纯油黏度的很多倍，而反相点后黏度又将迅速下降。因此，多相管输设计计算中，应特别注意油水乳状液黏度对管道压降的影响[2]。

以NP1-3D至NP1-1D油气水海底混输管道输送井流物为例，纯油和油水乳状液黏度见表2。在管径、流量、气液比等其他因素不变的情况下，分别选取纯油黏度和含水20%黏度进行模拟计算，取得管道沿程压降见图2。模拟计算中管道起始温度为40℃，终点压力为750 kPa（绝压）。

表2 原油含水黏度数据/mPa·s

从表2的原油黏度试验数据中可以看到，NP1-3D原油黏度在不同温度下随着含水量的上升，呈现出先增大后减小的趋势。在含水量为20%时黏度达到峰值，在30℃时，含水量为20%时的黏度为纯油黏度的8.5倍。

从图2的压降模拟计算结果可以看出，在含水量为20%和0%的工况下，该混输管道的沿程压降变化几乎相同。这是因为该管道所输送的原油具有低黏、高凝的物性特点，凝点为28℃。对于此类高凝原油，正常工况下输送时，为防止凝管事故发生，海底管道出口温度应维持在凝点以上3～5℃。在此温度边界条件下，管输流体的沿程黏度处于低黏区，同时NP1-3D至NP1-1D油气水海底混输管道的管径为406 mm （16 in），管径较大，故含水油黏度的变化并不能导致管道沿程压降发生剧烈变化。但一旦该管输流体黏度进入低于倾点温度对应的高黏区域，起输压力将随之上升。因此，关于海底混输管道起输压力的变化，需针对所输送流体的物性特点具体问题具体分析[3]。

3 管径对压降的影响

当影响管道压降的流体物性不变时，海底管道管径是影响起输压力的首要因素。对于NP1-3D至NP1-1D海底混输管道，分别选取254 mm （10 in）、305mm （12in）、 356mm （14in）、 406mm （16in）、457 mm（18 in）管径，以黑油模型为基础，采用PIPEFLO 8.5多相流软件进行模拟计算。

从计算结果中可以看出，当管径为254 mm时，该管道起输压力达到2 500 kPa（绝压），这就要求NP1-3D井口压力大于2 500 kPa（表压），不满足SY/T 4085-95《滩海油田油气集输技术规范》对井口压力的要求。当管径为305 mm和356 mm时，尽管该管道起输压力满足上述规范要求，但由于该管道属于上岸油气混输管道，它同NP1-5P和NP1-1P平台至NP1-3D的油气混输管道属于串联输送，当起输压力超过1 400 kPa（绝压）时，会导致NP1-5P和NP1-1P平台上井口压力上升至2 000 kPa（绝压）以上，这不仅超过了规范对井口压力的要求，还将导致电潜泵电量的增加。当管径为406 mm时，该管道起输压力较小，在满足未来各井口平台压力输送要求的同时，还具备一定增输能力。因此，综合考虑后该上岸混输管道选择406 mm管径最为适宜[4]。

4 气液比对压降的影响

对于气液混输管道，当管径、流量不变时，所输送流体的气液比会影响海底管道起输压力。针对NP1-3D至NP1-1D海底混输管道，分别选取气液比为2%～70%的数据点，经PIPEFLO 8.5多相流软件进行模拟计算，取得管道沿程压降计算结果如图3所示。

从图3中可以看出，当气液比低于20%时，管道沿程压降随气液比的增大呈上升趋势；当气液比在20%～30%区间内，管道沿程压降随着气液比的上升呈下降趋势；当气液比超过30%时，管道沿程压降又随着气液比的增大呈上升趋势。因此，可以断定该混输管道存在着某一气液比下压降最小的现象，即掺气降黏现象。这是因为在多相流管道输送过程中，在某一压力下，气体能够溶于液体中，降低了液体黏度，从而导致了管输压降减小。但由于NP1-3D原油属于低黏原油，压力对黏度变化并不敏感，因此压降的下降幅度非常有限。对于高黏原油，在某一气液比下气体能够完全溶于液体中，使得黏度降低，引起起输压力大幅下降。值得注意的是，一旦气液比高于一定区域，随着气液比的增大，压降依然会增高，这是由于气体溶于原油中导致压降呈减小的趋势，但无法超越由于气量上升导致压降上升的趋势，因此，总体上看压降仍然呈上升趋势。目前，在工程上通过掺气降黏来降低管道压降依然处于实验研究阶段，很难利用它在操作运行中控制某一合适的气液比以达到最佳降压效果[5]。

5 起输温度对压降的影响

当影响管道起输压力的其他因素不变，只改变起输温度时，对NP1-3D至NP1-1D海底混输管道压降计算结果如图4所示。

从图4可以看出，当起输温度从30℃上升到40℃，温升幅度为33.3%，压降减小幅度为2.1%，压降减小幅度远小于温升幅度；当起输温度从45℃上升到80℃时，温升幅度为77.8%，压降反而开始增大，压降增大幅度为4.4%。随着起输温度的上升，压降减小，这是因为温度上升会导致黏度下降；而当起输温度上升到某一值时，压降反而开始增大，这是由于起输温度的上升会造成气体体积增大，气体流速加快，从而导致压降增大。这一现象说明，设计低黏原油混输管道时，在满足管道终端温度要求的条件下，应尽可能降低起输温度，以求较低的起输压力。在设计气体流量较大的混输管道时，也应该重视起输温度变化对管道压降的影响 [6]。

6 其他因素对压降的影响

除了以上所述的流体黏度、管径、气液比及起输温度外，还有其他因素也会对海底管道稳态压降产生影响，如总传热系数、管输计算模型、粗糙度等。

总传热系数对NP1-3D至NP1-1D海底混输管道压降计算几乎没有影响。这是因为，总传热系数的变化，归根到底是通过影响流体黏度变化才引起管道压降的变化。而NP1-3D至NP1-1D海底混输管道的输送流体为低黏原油，管道压降对黏度的敏感性很低。但是对黏—温特性较为敏感的稠油来说，无论是单相输送还是多相混输，原油黏度的变化都是输送管道压降变化的重要原因之一。因此，在输送黏度敏感性较强的稠油时，需采用良好的保温措施来保证管道起输压力的正常。

管道粗糙度对单相液体管道的压降影响是显著的，尤其对于高流速的单相输水管道。而对于NP1-3D至NP1-1D海底混输管道来说，从模拟计算结果中可以看出，随着粗糙度的增大，压降也增大，但增大幅度并不明显。这是由于气液混输管道中气相占据一定的流通面积，减少了液相与管壁的接触面积。

7 结论

（1）对于低黏、高凝原油，当管道处于高于凝点3～5℃运行时，管道压降对黏度的敏感性非常弱。含水油黏度的变化并不能导致管道沿程压降发生剧烈变化。但一旦该管输流体黏度进入低于倾点温度对应的高黏区域，起输压力将随之上升。因此，海底混输管道起输压力的变化，需针对所输送流体的物性特点具体问题具体分析。

（2）管径对混输管道压降影响很大，在设计中应综合考虑油田整体开发规划和特点，合理确定混输管道的管径。

（3）NP1-3D原油属于低黏原油，气液比对压降的影响比较小；对于高黏原油，气液比对管道压降变化影响则比较显著。

（4）对于气液混输管道，起输温度的升高并不一定引起压降的降低。

（5）对NP1-3D至NP1-1D海底混输管道应进行一定的敏感性变量分析和结果预测，以保证管道具有一定的抗波动能力。

[1]周晓红，叶兵.海底多相流混输管道压降计算主要影响因素分析[J].中国海上油气，2007，19（1）：56-59.

[2]《海洋石油工程设计指南》编委会.海洋石油工程设计指南第5册——海洋石油工程海底管道设计[M].北京：石油工业出版社，2007.

[3]SY/T 0305-96，滩海管道系统技术规范[S].

[4]SY/T 4085-95，滩海油田油气集输技术规范[S].

[5]DNV，Rules for Submarine Pipeline System（1981）[S].

[6]DNV OS-F101，Submarine Pipeline System（2000）[S].

Analysis of Influence Factors Affecting Static Pressure Drop in NP1-3D to NP1-1D Subsea Multiphase Pipeline

LIN Yan-hong（China National Petroleum Offshore Engineering Co.,Ltd.,Beijing 100028,China）,WANG Bao-qun,YANG Xin-ming,et al.

Taking the NP1-3D to NP1-1D subsea multiphase pipeline for example,PIPEFLO multiphase flow simulation software is utilized to analyze the influences of different diameter,fluid viscosity,gas-oil ratio and inlet temperature on the pressure drop calculation for subsea multiphase pipeline.When gas-oil ratio is within a certain range,the multiphase pressure drop along the pipeline can be reduced;when the inlet temperature goes up,the pressure drop in subsea oil-gas multiphase pipeline does not always reduce;the diameter of multiphase pipeline produces an important effect on the pressure drop,so the overall oilfield development planning and characteristics should be considered in order to determine the diameter of a subsea oil-gas multiphase pipeline.

subsea pipeline;multiphase tranportation;calculation of pressure drop

TE832.3

B

1001－2206（2011）增刊－0021－04

林燕红 （1983-），女，福建福州人，助理工程师，2008年毕业于中国石油大学油气储运专业，硕士，现从事海洋工程设计工作。

2011-08-23；

2011-09-01