郭庆丰

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

海底输气管道反向输油可行性研究

郭庆丰

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

该文采用水力热力分析的方法研究了BZ26-3至BZ26-2海底输气管道反向输油的可行性。结果表明，海底输气管道反向输油是可行的，为了满足海底管道安全输送要求，需要BZ26-2油气田与BZ13-1区域的混合原油不脱水直接输送，加注降凝剂使所输原油凝固点不高于18℃以及原油最小输量为588 m3/d。海底输气管道反向输油过程中可能出现BZ13-1油气田、BZ26-2油气田或BZ26-3油田停产的工况，因此需要分别采取掺水输送和加热输送的应对措施。

海底输气管道；反向输油；水力热力分析；凝固点；最小输量

0 引言

海底管道作为一种输送流体的工具，具有连续、快捷、经济、安全、节能、输送量大及受气候影响小等诸多优点[1-3]，因此被广泛应用，成为海上油气输送的主要方式。渤南油气田位于渤海西南部海域，包括BZ28-1、BZ26-2、BZ13-1、CFD18-1和CFD18-2油气田，以BZ28-1油气田为中心进行联合开发，开发依托BZ28-1油气田浮式生产储油装置“友谊号”。BZ26-3油田北距BZ26-2油气田5 km，所产的原油处理达到要求后(含水≤30%)通过海底管道输往BZ25-1油田WHPD平台，与该平台的油、气和水混合输至BZ25-1油田浮式生产储油装置“HYSY113”，所产的天然气经海底管道输往BZ26-2油气田，与BZ26-2、BZ13-1、CFD18-1和CFD18-2油气田处理合格的混合原油(含水≤30%)及天然气一并输至友谊号，油气田群及其海底管道关联关系如图1所示。

图1 油气田群及其海底管道关联图

友谊号单点系泊系统系泊腿发生故障，需要实施22天停运更换，这样渤南油气田就不得不停产22天。为了减少渤南油气田在友谊号单点系泊系统系泊腿更换期间的产油量损失，拟将BZ26-3至BZ26-2海底输气管道实施22天反向输油，以实现BZ26-2、BZ13-1、CFD18-1和CFD18-2油气田不停产而将混合原油输往BZ26-3油田，与该油田原油混合输至HYSY113，由HYSY113实施付油于油轮进行外输。针对上述问题，该文开展BZ26-3至BZ26-2海底输气管道反向输油前期研究，为输气管道反向输油是否可行提供科学依据。

1 基础数据

1.1 环境数据

海水表层温度-0.95℃～28.78℃，海水底层温度-0.54℃～27.2℃，海底泥面下1.5 m处温度3.73℃～22.6℃。

1.2 海底管道数据

BZ26-3至BZ26-2海底输气管道为单层无保温管，埋深1.5 m，长度5 km，公称直径6 in，外径168.3 mm，壁厚12.7 mm，绝对粗糙度0.1 mm，总传热系数14 W/(m2·℃)，设计压力6.6 MPa，设计温度60℃。

BZ26-3至BZ25-1WHPD海底油水混输管道为双层保温管，埋深1.5 m，长度13.1 km，内管公称直径10 in，外径273.1 mm，壁厚12.7 mm，绝对粗糙度0.2 mm，总传热系数0.8 W/(m2·℃)；外管公称直径16 in，外径406.4 mm，壁厚12.7 mm，内外管环空保温材料为聚氨酯泡沫，厚度50 mm，密度50 kg/m3,设计压力3.4 MPa，设计温度75℃。

1.3 油气田产能数据

BZ26-2油气田产液量580 m3/d，含水率48.2%，产油量300 m3/d，产水量280 m3/d；BZ13-1区域(包括BZ13-1油气田、CFD18-1油气田和CFD18-2油气田)产液量1 196 m3/d，含水率44.3%，产油量666 m3/d，产水量530 m3/d。

1.4 原油物性数据

BZ26-2油气田原油密度842.1 kg/m3(20℃)，粘度4.616 MPa·s(50℃)，凝固点29℃；BZ13-1区域原油密度801.4 kg/m3(20℃)，粘度2.068 MPa·s(50℃)，凝固点20℃；BZ26-2油气田与BZ13-1区域的混合原油密度830.6 kg/m3(20℃)，粘度3.848 MPa·s(50℃)，凝固点24℃。

2 原油输送分析

2.1 原油输送方式分析

BZ26-3至BZ26-2海底管道反向输油后，使用PIPEFLO多相流模拟软件对其进行水力热力计算，该计算是基于目前BZ26-2油气田与BZ13-1区域的总产油量为966 m3/d、混合原油温度为56℃以及极端低温的环境条件，结果见表1。

表1 BZ26-3至BZ26-2海底管道反向输油水力热力计算结果

由表1可知，对于BZ26-3至BZ26-2海底管道输油量为966 m3/d的反向输油工况，海底管道入口压力为1.45 MPa、入口温度为56℃，分别低于设计压力和设计温度，满足安全输送要求；海底管道出口温度为10.6℃，明显低于所输原油凝固点24℃，会造成凝管事故。

采取BZ26-2油气田与BZ13-1区域的混合原油不脱水直接输送而在BZ26-3油田进行脱水处理，使海底管道所输原油含水率增大，原油的比热容增大，散热速率减慢，从而提高原油温度，减少轴向温降。基于以上，使用PIPEFLO软件对海底管道进行水力热力计算，结果见表2。

表2 原油不脱水工况下的BZ26-3至BZ26-2海底管道反向输油水力热力计算结果

由表2可知，在BZ26-2油气田与BZ13-1区域的混合原油不脱水直接输送的条件下，BZ26-3至BZ26-2海底管道反向输油后入口压力为2.03 MPa、入口温度为56℃，分别低于设计压力和设计温度，满足安全输送要求；海底管道出口温度为30.6℃，比所输原油凝固点高6.6℃，满足海底管道出口温度高于原油凝固点3℃～5℃的规范要求[4]。

2.2 原油最小输量分析

BZ26-3至BZ26-2海底管道反向输油过程中，当输量减少时，流体流速降低，与周围环境热交换时间变长，使得海底管道的热损失加快，轴向温降加大[5-7]，输量持续减少将会使原油温度降至凝固点以下，造成凝管事故的发生。为了防止凝管，应对海底管道原油最小输量予以确定。经模拟分析得出，所输原油不脱水直接输送的条件下，海底管道安全停输时间仅为10 min，小于停输置换操作的准备时间，不能满足停输置换要求，因此采取对所输原油加注降凝剂进行改性处理，当原油凝固点降至18℃时，海底管道安全停输时间为30 min，可以满足停输置换要求。

BZ26-3至BZ26-2海底管道原油最小流量的确定是以所输原油不脱水直接输送和加注降凝剂后安全停输时间为30 min为前提条件，为了满足安全输送要求，海底管道出口温度必须不低于21℃。基于以上因素，使用PIPEFLO 软件对海底管道进行水力热力计算，结果见表3。由表3可知，BZ26-3至BZ26-2海底管道原油最小输量为588 m3/d。

表3 BZ26-3至BZ26-2海底管道反向输油最小输量计算结果

3 原油停输分析

3.1 BZ13-1油气田停产工况分析

如果BZ13-1油气田停产，则CFD18-1油气田和CFD18-2油气田就会被动停产，该工况下，BZ26-3至BZ26-2海底管道只反向输送BZ26-2油气田流体，其中输油量为300 m3/d，低于海底管道原油最小输量，不能满足安全输送要求，因此，采取加入BZ26-2油气田的水源井60℃地下水输送以降低海底管道的温度。使用PIPEFLO 软件对海底管道进行水力热力计算，该计算是基于海底管道出口温度为32℃，即海底管道出口温度比所输原油凝固点高3℃，结果见表4。

表4 BZ13-1油气田停产工况下的BZ26-3至BZ26-2海底管道反向输油水力热力计算结果

由表4可知，在BZ13-1油气田停产的工况下，为了满足安全输送要求，BZ26-3至BZ26-2海底管道最低输水量为1 030 m3/d，而BZ26-2油气田产水量为280 m3/d，因此，BZ26-2油气田原油不脱水直接输送时需最低掺水量为750 m3/d。

3.2 BZ26-2油气田停产工况分析

如果BZ26-2油气田停产，则BZ26-3至BZ26-2海底管道只反向输送BZ13-1区域流体，将BZ13-1区域流体输至BZ26-2油气田后引入外输原油加热器加热至60℃。使用PIPEFLO 软件对海底管道进行水力热力计算，结果见表5。

表5 BZ26-2油气田停产工况下的BZ26-3至BZ26-2海底管道反向输油水力热力计算结果

由表5可知，在BZ26-2油气田停产的工况下，将BZ13-1区域流体在BZ26-2油气田加热至60℃后再进行外输，BZ26-3至BZ26-2海底管道反向输油后出口温度为24.7℃，比所输原油凝固点高4.7℃，满足安全输送要求。

3.3 BZ26-3油田停产工况分析

如果BZ26-3油田停产，则只有BZ26-2油气田与BZ13-1区域的混合流体通过BZ26-3至BZ25-1WHPD海底管道，将该混合流体引入BZ26-3油田外输原油加热器加热至44℃。使用PIPEFLO 软件对海底管道进行水力热力计算，结果见表6。

表6 BZ26-3油田停产工况下的BZ26-3至BZ25-1WHPD海底管道输油水力热力计算结果

由表6可知，在BZ26-3油田停产的工况下，将BZ26-2油气田与BZ13-1区域的混合流体在BZ26-3油田加热至44℃后再进行外输，BZ26-3至BZ25-1WHPD海底管道出口温度为37.9℃，相对于所输原油凝固点24℃，满足安全输送要求。

4 结论

(1) 海底输气管道反向输油是可行的，为了满足海底管道安全输送要求，需要BZ26-2油气田与BZ13-1区域的混合原油不脱水直接输送、加注降凝剂使所输原油凝固点不高于18℃以及原油最小输量为588 m3/d。

(2) 海底输气管道反向输油过程中可能出现BZ13-1油气田、BZ26-2油气田或BZ26-3油田停产的工况，届时需要分别采取掺水输送和加热输送的应对措施。

[1] 王茜,赵建平.海底管道第三方破坏失效分析及对策[J].石油化工设备,2007,36(3):18-21.

[2] 焦冬梅,于文太,杜永军,等.海底管道S-Lay铺设过程中的质量控制[J].中国海洋平台,2013,28(3):23-26.

[3] 徐学武.海底油气管道内腐蚀分析与防护[J].腐蚀与防护,2014,35(5):500-504.

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[6] 梁常华.低输量热油管道的安全分析及措施[J].辽宁化工,2008,37(2):122-123,130.

[7] 林永刚,于涛,李增财.长呼原油管道低输量运行分析研究[J].天然气与石油,2014,32(4):16-19.

Study on the Feasibility of Crude Oil Reverse Transportation through Submarine Gas Pipeline

GUO Qing-feng

(CNOOC China Limited,Tianjin Branch，Tianjin 300452，China)

The feasibility of crude oil reverse transportation through submarine gas pipeline from BZ26-3 to BZ26-2 for 22d has been studied with hydraulic and thermal analysis. The results show that this measure is feasible，to meet the requirements of the submarine pipeline safe transportation，it demands that the mixed crude oil of BZ26-2 oil-gas field and BZ13-1 region is not dehydrated、pour point depressants are injected into the submarine pipeline to make pour point of transportation crude oil no more than 18℃ and the minimum throughput of the submarine pipeline is 588m3/d；BZ13-1 oil-gas field、BZ26-2 oil-gas field or BZ26-3 oilfield is likely to stop production during the submarine pipeline reverse transportation，the countermeasures of blending water transportation and heating transportation have to be taken respectively at that time.

submarine gas pipeline；crude oil reverse transportation；hydraulic and thermal analysis；pour point；minimum throughput

2015-02-12

郭庆丰(1975-)，男，工程师。

1001-4500(2015)05-0024-04

TE832.3

A