晏 妮 王晓东 胡红梅

中国石油大学(北京)机械与储运工程学院， 北京 102200



海底管道深水流动安全保障技术研究

晏 妮 王晓东 胡红梅

中国石油大学(北京)机械与储运工程学院， 北京 102200

当前海上油田的开发逐步向深水区扩展，对位于高压低温深水环境中的混输海底管道提出了更高的要求。介绍了几种类别的海底混输管道现状，针对各种复杂流型提出了相适应的压降求解方法；阐述了段塞流产生的危害及其预测和预防方法；多相流计量的精度因为其不均匀性而受到了影响，因此虚拟计量成为了主流发展对象。同时，低温环境可能导致生成天然气水合物而堵塞管道，针对该问题提出相应的解决方法，从而保证深水中设备和海底管道的流动安全。

深水流动安全保障；多相流技术；天然气水合物；海底管道

0 前言

随着油气资源需求的日益增大，陆地油田的开采陆续枯竭，海上油田的开采范围也逐渐由浅水区向深水区发展，但由于深水区开采环境与陆地相比更恶劣，因此，极大地增加了深水开采的难度，使油田开发的经济效益受到了很大的影响。针对该问题，深水流动安全保障这一名词被提出。其中，多相流、深水环境中水合物生成的控制、相关流动安全技术等问题都需要重点探讨，从而实现深水油田的安全、经济开发。

1 深水流动安全保障的概念

在海洋开发中，常以水深300m为界线，低于300m的海洋开发区域为浅海开发，高于300m的海洋开发区域为深海开发。由于深水是一个高压低温的环境，高压会使油气产品在运送过程中存在较大的阻力，低温容易造成蜡沉积物和生成天然气水合物堵塞海底管道，并且高静水压力的存在会产生焦耳汤姆逊效应[1]，使深水的环境温度进一步降低。由此可见，深水中的环境是十分恶劣和复杂的，高压低温的环境给井筒、设备、海底管道的流动安全增加了一定的难度。

深水流动安全保障主要涉及解决油气在流动过程中因水合物的产生、石蜡和沥青质的沉积、腐蚀等造成的海底管道堵塞及渗漏，它主要集中处理因油气的不稳定流动导致油品在整个生产、处理、运输过程中出现的不经济、不安全的运行工况。深水流动安全保障的目标[2]是防止水合物的产生、石蜡和沥青质的沉积影响各个部件的正常工作，并将油气的流动控制在一个稳定的范围内，降低油气输送费用成本，实现安全、经济输送的目的。

2 多相流技术

2.1 混输海底管道类别及其技术进展

由于油品产出后所得的流体中，除原油外，还有伴生气、水及部分杂质的存在，从而构成了多相流[3]体。根据管道内流动介质是否一致，将管道划分为单相、两相和多相流管道。当前国内外已建成的混输海底管道类别主要包括：气液两相流、液液两相流和油气水的气液多相流管道等。

多相流体具有变化多，传质及流动不稳定[4]等特点。因此，要根据流型的划分来选取计算公式计算流动介质的能量交换及能量损失。多相流体划分的两种方法[5]：

1)根据流体外观形状可分为：气团流、段塞流、气泡流、雾状流、分层光滑流、分层波浪流、环状流。

2)根据相分布特点可分为：间歇流(气团流和段塞流)、分散流(气泡流和雾状流)、分离流(分层光滑流、分层波浪流和环状流)。

目前，国内外已建成的多相流管道多为凝析气液[6]管道，它是一种高压力、大气油比的管道，属于气液两相流的类别。由于相态模型的引入不仅可以实现油气流动的稳态和瞬态模拟，而且还可以获得大量的数据，因此通过对稳态和瞬态模拟的理论分析，基于水动力学原理和各类不同流型的特点，提出了一系列的原理方程并开发了用于混输管道模拟的软件。

属液液两相流类别的油水两相流管道[7]的研究源于稠油的减阻输送，其研究进展相对落后，对油水分层的两相流动可以通过简化过的模型计算其压降，但相对复杂的流型压降求解及其流型的转换规律还处于研究中。

对于油气水的气液多相流管道的研究也只是在水平管道的流型和压降计算取得了成果，尚无三相流压降计算的方法，用漂移模型[8]处理了油气水多相流的持液率，但尚未得到认可。

当前混输海底管道模拟软件的开发基于双流体模型[9]和漂移模型，其中稳态计算软件：pipephase、pipesim[10]、pipeflow，瞬态计算软件：OLGA[11]、PLAC、TACIT、traflow。它们都为混输管道的模拟实验及设计提供了参考依据。

2.2 混输海底管道严重段塞流研究

段塞流经常发生在混输海底管道的立管部分，是由于液体不能到达立管顶部，造成液体在立管底部积累，随着液体的积累造成压力不断上升带动液体向立管的顶部流动，其中的气泡也随着液体向立管顶部流动。但当气泡到达立管顶部时，管内的压力降低，液体回落到立管底部，并具有一定的周期性[12]。如此循环下去不利于管内流体的输送，使管道发生堵塞，造成能量的大量浪费，同时也影响设备的使用寿命，因此对混输管道中段塞流的处理和研究是十分必要的。

段塞流的表现一般是气体和液体交替流动，导致了流动流体各项参数指标发生波动。为了避免段塞流产生的不良影响，通常在管道的末站或增压站安放段塞流捕集器，它起到储存部分液体的作用，实现良好的气液分离，避免由于流动指标的波动对工作设备造成的不良影响，一般分为容器式和管式两种[13]。容器式段塞流捕集器的构造与油气分离器相同，常用在空间受限的工作平台，处理易凝高黏油品和带有泡沫的油品，目前使用较广泛；管式段塞流捕集器较之容器式段塞流捕集器处理的液体要多，适用于大管径及需要清管的凝析气液管道，其操作简单，占地面积大，但由于流体在管中的分配和流速等问题都会造成液体的夹带，因此使用较少。使用管式段塞流捕集器也存在气液夹带、三维流动未能解释、不能处理带有气阻的流体等问题。

控制严重段塞流的其他方法：

1)节流法有末端节流和PID控制节流两种方式。末端节流是在立管的顶端安放节流阀，通过调节节流阀[14]来改变管中的流型；PID控制节流是在分离器入口设置节流阀，通过反馈，实现对段塞流的控制。由各项实例可以看出，节流法可以减少管路中流体的波动，保护了工作设备，节约了能源。目前，节流法是用于消除段塞流最常用的方法。

2)气举法[15]包括上升管底部注气法和下倾管末安装压缩机法。上升管底部注气法是在立管底部注入大量气体，使液体不积聚在立管底部，液体可以从立管顶部流出；下倾管末安装压缩机法是通过压缩机增加注入气体流量达到充分消除段塞流的目的，但一定要有充足的气源才能采用，该方法容易产生焦耳汤姆逊效应，通常要在注入气前将气体加热，避免天然气水合物的大量形成。改进的立管底多相流举升法是将周围的多相流管段中的气流集中引入到立管部，不仅节约能源而且可以避免传统气举法的缺点，但该方法需要引入的多相流管段中的气流流动必须是稳定的。

3)节流和气举结合法是应用节流可使立管顶部产生稳定流动，并产生可以用于消除段塞流的回压，而气举法可通过注气来消除段塞流，将二者结合可实现小注气量与节流法结合达到消除段塞流的效果，但该方法尚未被采用。

4)泵控制法中泵的安装位置有立管顶部安装和立管底部安装[16]两种方式。顶部装泵的方式操作方便，底部装泵所需泵的级数相对小并且消除段塞流的效果较好。

5)海底分离法[17]是将混输海底管道中的流体进行气液分离，通过各自的管道输送到作业平台，该方法可以很好地消除段塞流，但需要额外铺设管线，投资较大。

当前，段塞流的理论研究尚处初步阶段，需要通过各项实践来不断完善，对于段塞流的预测及预防方法还需与现场操作结合，优选最佳方法。目前已有用于研究立管段塞流的室内混输立管实验环路[18]，完成了立管段塞流形成的研究，并在数值模拟方向也有新的突破[19]。

3 天然气水合物和石蜡的处理

由于深水区的高压低温环境，海底管道内的流体温度多低于混输油品的析蜡点，因此会有部分石蜡从油品中析出并附着在海底管道内壁上，若不进行清管处理，随着石蜡沉积的增多，流体在管内流通的面积就会减小，就会导致流体在管道内所受的阻力不断变大，造成能量的浪费。同时流体中的天然气会因温度较低极易与管道中的水分共同生成天然气水合物而堵塞管道，尤其当输送管道中存在某些杂质时，这些杂质极易形成晶核，加速天然气水合物的形成[20]。虽然天然气水合物的产生在管道运输中有一定危害，但当前它已作为一种储量客观、有较好开发前景的资源，因此对待天然气水合物应进行积极的应用与防治。

3.1 天然气水合物的储存与运输

天然气水合物作为新型能源具有良好的开发前景，它是一种笼型结构的晶体，具有比液化天然气和压缩天然气更大的压缩比，可储运大量的天然气用于调峰和作为固体燃料使用。实验证明，在-5～15 ℃的绝热条件下的天然气水合物，状态稳定。天然气水合物在初步分解时，会在表面生成保护层防止其进一步分解，因此天然气水合物易于保存。通常在分解时天然气水合物的储存总体原则是保证其不从外界吸热，因此通常采取的保存措施是通过使用保温材料与外界隔离或是采用冷剂制冷，以保持较低的温度。

天然气水合物通常采用与原油混合后管输或是采用固态冷冻输送的方法，还有新提出的水合物球[21]的储运方法。为了保证天然气水合物在储运过程中的安全，需要对气体参数进行测定，如果接近爆炸极限范围，需要立刻采取紧急防护措施，在其装卸过程中也应尽量避免天然气水合物和外界长时间的接触，但天然气水合物和气态、液态状态下的天然气相比相对安全。在资金投入上，天然气水合物的基础建设投入小于管道运输的投入，但运行费用很高，目前只适用于短距离的输送。

目前天然气水合物技术尚未成熟，尤其在储运过程中的低温技术还是一个挑战，研究天然气水合物储存与运输的突破点在于研究其是否分解。由于天然气水合物的储量十分可观，因此大力发展天然气水合物技术可以缓解我国对能源需求的现状。

3.2 海底管道堵塞的应对措施

处于深水区域的海底输送管道，由于高压低温形成天然气水合物造成管道堵塞，导致管内形成高压，影响流体的输送安全，因此采取一定的措施来避免天然气水合物的危害十分必要。

保温技术[22]是通过在管道外覆盖具有保温效果的材料，并采用管道内包热源和热感应法的辅助措施来减少生成天然气水合物。但传统的保温层不仅在堵塞时难以确定其位置，并且也会对流体的流动产生一定的阻碍。现在采用在管道内壁设置一种新型陶瓷材料的涂层来保持管道的蓄热量，实践证明，其保温效果不仅好于传统的保温层，而且在发生堵塞时也不会阻碍流体的流动。通过电缆与管道连接可以实现管道的加热，但随输送距离的加大费用也增多，因此多用在短距离输送。

添加化学试剂[23]的主要目的是抑制天然气水合物的形成，并最好能引起放热反应以提高管道温度。注入化学试剂前应该对流体的组成及其特性有一定的了解，再决定化学试剂的用量，达到在避免堵塞的情况下实现良好的经济效益的目的。在混输管道中，加入热力学天然气水合物抑制剂形成水合物的时间与未加入相比基本改变不大，而动力学天然气水合物抑制剂能够明显延长天然气水合物形成的时间，并且动力学天然气水合物抑制剂在较低的过冷度下使用仍有良好的效果。根据化学试剂使用成本比较(见表1)可以得出：单独使用动力学天然气水合物抑制剂和动力学天然气水合物抑制剂与热力学天然气水合物抑制剂联合使用与单独使用热力学天然气水合物抑制剂相比成本投入较小，其经济效益较好。

表1 天然气水合物抑制剂成本比较

为了避免天然气水合物和石蜡堵塞管道，需要对海底管道进行定期清管，但常规的清管方式不适用于海底管道，因此，出现了一些用于海底管道的新型清管技术，如凝胶技术、海底清管器发送技术、智能清管技术和海底清管跟踪技术等。其中，凝胶技术是对管壁上的沉积层进行化学处理，并由清管器推动凝胶，使凝胶旋转发生形变，这样在凝胶的中部出现空间，沉积物进入此空间从而达到输送的目的。

除此之外，还有利用生产N2产生的热量来融化管壁上的石蜡的清蜡方法。在采取必要技术措施的同时，还应通过自动控制系统实时对水露点等各项参数进行监测，便于采用应对措施。对已经发生堵塞的管道，通过带有发射器和接收器的ROV[24]装置确定管道的堵塞位置，采用加热法融化堵塞物或是通过物理方法清除堵塞物。但如果发生堵塞的管段难以处理时，可采取割掉堵塞管段换新管段的方法。

4 深水海底管道防止天然气水合物生成实例

4.1 渤海某海底管道

根据对该管道的气体组分和2009年1月管道运行数据分析可知：当不加入抑制剂时，管道处于水合物生成区。因此，该管道采用加入甲醇抑制水合物的生成。但在冬季的清管作业中发现仍存在少量的水合物，说明管道沿线的局部会出现甲醇浓度小于所要求浓度的可能。针对这种情况，冬季甲醇注入量需在理论值的基础上增加安全余量[25]，并以一定周期的清管方式加以辅助抑制水合物的生成。同时在北海和墨西哥湾深海混输管道也普遍采用甲醇、乙二醇等热力学抑制剂。

4.2 北海天然气盆地的海底管道

该管道加入动力学抑制剂VC-713[26]，它是由ARCO公司研发的一种聚合物。试验表明，VC-713对水合物的生成有很好的抑制作用，并比甲醇更经济。

4.3 欧洲Zee海底管道

输气管道在投产前会进行水试压，会在管道内壁残留一部分水，在深水海洋的环境中，会加速水合物的形成从而堵塞管道。因此，海底管道投产前进行干燥脱水是十分必要的。Zee海底管道的干燥脱水采用甲醇作为干燥剂，干燥作业采用10个清管器构成的清管列车，其前部采用水基凝胶，后部采用油基凝胶，是凝胶干燥的第一例。除了采取相应的措施之外，在管道投产运行中，应充分利用SCADA[27]系统对管道的运行趋势进行分析，并定期检查沿线的水露点。

5 结论

随着海洋油气田由浅水区逐渐向深水区发展，由于深水环境与陆地环境相比更恶劣，尤其对于在深海进行更加复杂的多相流输送，其设备和管线的流动安全面临艰巨的挑战。我国海底混输管道技术发展与国外相比较为落后，且我国所产油品多为易凝高黏原油，因此应该在学习国外技术的基础之上结合我国的实际情况，形成一套符合我国油气特点的海底混输管道技术。对于天然气水合物和石蜡的处理，不仅要开发新技术，而且要充分利用天然气水合物的能源效应解决当前的能源需求危机。同时，复杂的多相流计量技术随之具有更大的发展前景。

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2015-08-28

晏 妮(1990-)女，辽宁锦州人，硕士研究生，从事油气田地面集输研究。

10.3969/j.issn.1006-5539.2015.06.005