用冰做管道输油现实吗

由于中国近海油田产出的原油多具有高凝固点、高黏度以及高含蜡特性，因此在渤海湾、北部湾和珠江口海域已开发的海上油田所铺设的海底输油管道，全部采用热油输送工艺和保温管道结构。

海底高凝、高黏原油管道输送技术，是我国从海底管道工程起步阶段就注意研究和引进的。从20世纪80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部湾涠10-3油田开发配套的海底输油管道工程，都涉及如何解决好原油输送技术的问题。我们结合油田原油特性，与日本和法国石油工程界合作，研究采用了安全可靠的工程对策，学习引进了相关设计、施工和运行管理技术。随后在渤海湾和北部湾自营开发的诸多油田开发工程中，设计、铺设了众多海底输油管道，形成了我国一套完整的海底高凝、高黏原油管道输送技术。通过大量工程实践应用和检验，证明该技术是实用和可靠的。

一、输送工艺

针对高凝、高黏原油的管道输送，国内外在油田及外输管道工程上使用了各种减阻、降黏方法，诸如加化学药剂、乳化降黏、水悬浮输送以及黏弹性液膜等，进行过大量研究和试验，但由于技术上、经济上的种种原因，均未得到广泛应用。目前，最实用、最可靠的方法仍是采用加热降黏防止凝固的输送工艺。

对高凝原油，为防止原油在管道输送过程中凝固，依靠加热使管道中的原油温度始终维持在凝固点以上。

对高黏原油，采用加热降低黏度，满足管道压降需求和节约泵送能耗。当然，在采用热油输送工艺的同时，一般都相应采用保温管道结构。

（一）工艺模拟计算分析

海上油田开发工程涉及到的海底输油管道，其输送工艺模拟计算，一般要根据油田地质开发提供的逐年产量预测（并考虑一定设计系数），计算不同情况（管径、输量、入口温度等）下的压降、温降以及管道内液体滞留量和一些必要的工艺参数。依此选择最佳管径，确定出不同情况下的工艺参数（不同生产年的输送压力、温度等）。

近年来，原油管道输送工艺模拟计算分析普遍采用计算机模拟程序进行。中国海油从加拿大NEOTEC公司引进了PIPEFLOW软件，该软件与流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商业软件类同，汇编了各种计算方法及一些修正系数、参考数据库，供设计分析者选用。

（二）保温材料的选择和厚度确定

对采用热油输送工艺的海底管道，热力计算是非常重要的环节，而其中管道传热系数K值又是管道热力条件的综合表现。K值除受管道结构影响外，埋地的地温条件、保温材导热系数和保温材厚度是三大影响因素。

从计算分析结果看，由于地温变化不大对K值影响不明显，只是在低输量时，要注意其对终温的影响。

保温材性质和保温层厚度是影响K值最关键的因素，也是影响管道终温的关键因素。目前国内选用的保温材料与国外最常用的一样，是采用聚氨酯泡沫塑料。这是一种有机聚合物泡沫，能形成开孔或闭孔蜂窝状结构，优点是导热系数小（≤0.03W/m2·h．℃）、密度低（40～100kg/m3）和吸水率小（≤3%），且化学稳定性好，同时工业生产成熟，价格相对便宜。从保温效果考虑，当然是保温层厚度越大越好，但是，当保温层厚度达到一定值时，保温效果的增加和厚度的增量不再呈线性增加的关系，而是增加十分平缓。特别是对海底管道，保温层厚度增加意味着外管直径增加，就长距离管道而言，外管增加一级管径，钢管用量和施工费增加都是十分可观的。因此，根据计算分析和优化设计，认为选用保温层厚度为50mm是合理的。

（三）停输和再启动计算分析

停输和再启动计算分析是高凝、高黏原油海底管道工艺设计的重要内容，将直接关系到管输作业的安全和可靠。

停输后的温降分析，视为最终确定管道安全时间。对于采用热油输送工艺的管道停输后，随着存油热量散失，原油将从管壁向管中心凝固，凝层的加厚及凝结时释放的潜热将延缓全断面凝固的过程。存油凝固时间取决于管道保温条件、油品热容、停输时的温度和断面直径。通常这些数值越大，全断面凝固时间就越长。一般凝油层厚度在管道轴向是一个变化值，通常以管道终断面凝油厚度作为安全停输时间的控制值。

对于加热输送的高凝、高黏原油管道发生停输，且预计在安全停输时间内时，不能恢复管道输油，为保证管道安全，最有效的措施是在管内存油开始凝固时，用水或低凝油将其置换。

停输后的再启动分析，是考虑管道发生停输后可能出现的最不利工况和环境条件，此时要恢复通油，需计算所需的再启动压力和提出实现再启动要采取的措施以及增设必要的设备和设施。

通常，再启动压力（P），用下式计算：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：P为再启动压力（Pa）;P。为管道出口压力（Pa）;Di为管道内径（m）；τ为原油在停输环境温度下的屈服应力（Pa）;L为管道可能凝固的长度（m）。

（四）水化物和冲蚀的防止措施

海上油田开发工程涉及的输油管道，是一种与陆上原油长输管道和海上原油转输管道不同的管道，它是从井口平台产出的原油气水混输至中心处理平台或浮式生产贮油装置的油田内部集输管道。该类海底管道输送时伴有从井口采出的水和气，属于混输管道，对这类油管道，也是采用加热输送工艺和保温管道结构。

做这类混输油管道的工艺设计，除做净化原油输送管道通常要进行的模拟计算分析外，还要增加段塞流分析和防止水化物和冲蚀产生的分析。

段塞流现象是油气混输过程中的一个重要问题。正常输送过程中，如何判定是否出现严重的段塞流，以及如何确定段塞流长度，目前已经有了通用的分析计算判断方法。在清管作业过程中，由于管道内存在一定的滞留液量，因此在清管器前将形成液体段塞流。在下游分离设备设计中必须考虑清管作业引起的段塞流影响，一般是设计一定的缓冲容量，使容器操作始终维持在正常液位与高液位报警线之间，确保生产正常。

水化物是影响海底混输管道操作的一大隐患，特别是在以下三种工况下可能出现水化物，为此提出了防止形成水化物的措施：①低输量状况，为防止水化物生成，要求在输送过程中，管道内油气温度始终维持在水化物生成温度以上。但在低输量状况下，温降很快，根据水化物生成曲线判断，可能会生成水化物。此时应及时注入甲醇之类的防冻液（水化物抑制剂），以防止水化物生成；②停输过程，在长期停输状态下，由于管道内油气温度降到了环境温度，且管内压力仍保持较高压力状态，所以可能生成水化物。此时，应采取的措施，一是给管道卸压，二是往管道内注入水化物抑制剂；③重新启动，通常停输后再启动，需要高于正常操作压力的启动压力，而这时温度又往往很低，故很容易生成水化物。此时应采取连续注入水化物抑制剂的做法，直到管道内温度达到正常操作温度为止。

防止产生冲蚀是油气混输管道工艺设计不容忽视的问题。对多相混输管道，若流速超过一定值时，液体中含有的固体颗粒会对管道内壁形成一种强烈的冲刷腐蚀，特别是在急转弯处如海底管道立管及膨胀弯处。因此设计时要计算避免冲蚀的最大流速，其公式为：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ve为冲蚀速度（ft

lft=0.3048m。/s）；pm为在输送状态下，多相混合物的密度（磅

1磅＝0.453592kg。/立方英尺

l立方英尺＝20831685×10-2m3。）；C为经验系数，连续运行取100，非连续运行取125。

冲蚀速度是混合物密度的函数，混合物密度越大，冲蚀速度越小，混合物密度越小则冲蚀速度越大。为保证在管道内不产生冲蚀现象，应控制管内流体流速一定低于计算出的最低冲蚀速度。

（五）操作管理

对海底高凝、高黏原油管道特别要注意以下操作管理问题。

1．初始启动

初始投产运营，一般采用以下作业步骤：①用热水或热柴油预热管道，使管道建立起适应投产作业的温度场；②待测得出口温度达到设计要求后，按要求开井投产。

2．停输及再启动

停输一般分应急停输和计划停输两大类，停输情况不同，再启动方式也不同。为确保管道停输后的再启动，一般在井口平台上设置高压再启动泵。

a．对短期停输，指管内流体最低温度在某个设计值（如原油凝固点）以上，可使井口油气直接进管道或用高压泵启动。

b．对长期停输，在停输之前，应启动高压泵完成管内流体置换作业。如果事先没有准备，属于意外突然停输，一旦停输时间较长，管道内降至环境温度，原油析蜡并凝固。此时，要采用启动高压泵，用柴油置换出原油，然后按初始启动步骤进行。

3．清管

在正常生产过程中，应根据生产情况经常进行清管作业，清除管内蜡沉积和滞留液体，以提高输送效率和减小腐蚀。

4．化学剂注入

在正常输送过程中，应考虑注入以下化学剂：

防垢剂——防止管内由于原油含水而结垢使输量减少；

防蜡剂——防止原油中蜡凝结在管内沉积；

防腐剂——可在管内壁形成一层保护膜，使腐蚀液与管内壁隔离，起到保护作用；

防冻剂——甲醇之类，为防止水化物生成。

二、保温海底管道结构

对采用热油输送工艺的海底高凝、高黏原油管道，为使沿程温降减慢减小，最常见也是最实用的是将输油钢管做成保温结构。我们广泛应用了海底保温管道结构，形成了完整的设计和施工技术。

（一）已应用的结构类型及特点

海底钢管保温管道结构（在此不涉及可挠性软管海底管道），可归结为两大类型：一是双层钢管保温结构；二是单层钢管保温结构。

1．双层钢管保温结构。

或称复壁管结构，其管体断面如图15-3所示。在这一类型中，又存在三种形式。

图15-3　双钢管保温结构

图15-4　带封隔法兰的双层钢管保温结构

第一种形式：管体结构如图15-4所示。单根管节（一般长度为12m或40ft）每端均设较强的封隔法兰。在内外管之间的环形空间，注入发泡材料，形成封闭止水保温单元。这个单元内外管靠两端封隔法兰连为一体，内管的热伸缩靠封隔法兰强行约束，使内外管不发生相对错动。海上铺管时，相邻两个管节的外管，用两个半瓦短节相接。这种形式的优点在于万一管道外管或接口处发生破损，保温失效就被限制在最小范围内。缺点是接口焊接工作量大，用铺管船法铺管，速度上不去，致使工程费用高。

图15-5　带特殊接头的双层钢管保温结构

图15-6　内外管可相对移动的双钢管保温结构

第二种形式：保温管节两端内外管采用特殊接头连接，如图15-5所示。最早是由壳牌石油公司等提出研究，后来为意大利Snamprogetti公司开发成专利产品，它已在一些海底管道工程中投入使用。显然，这种形式已经保留了第一种形式的优点，又克服了其不足。在铺管船上它可以像铺单层钢管一样，多个焊接站进行流水作业，使海上铺管速度大大增加。这种形式的问题在于接头是专利产品，费用高。我国南海东部惠州26-1油田的海底输油管道应用了该专利产品。

第三种形式，如图156所示。这种形式，内外管可做相对移动。在海上连接时，内管接口焊好后，补上接口保温材料，然后拉动外管进行对接，无需采用半瓦管。相对来讲，可减少海上焊接工作量，提高铺管速度。中国海油通过与日本的公司合作，引进了这种形式保温海底管道设计与海上安装技术，在已经铺设的诸多海底输油管道上均采用了这种结构形式。

2．单层钢管保温结构。

这类结构与双层钢管保温结构的区别在于外面的护套管不用钢管。按照外套管材料不同，又可分为以下五种。

第一种，高密度聚乙烯外套（Highdensity polyethylene jacket）。高密度聚乙烯是一种超高分子量聚合物，它是阻止水蒸气通过的极好材料。这种超高分子量改善了钢管抗磨、抗冲击、抗撕裂和整体物理强度力学性质。这种预成型的外套系统，与钢管外套相比，具有重量轻、无需作防腐蚀保护的特点。暴露在管节两端的保温泡沫采用热缩性聚合物端帽保护，现场接点处也用热收缩套作止水防腐蚀处理。这种外套系统已被欧美国家的公司在阿拉伯湾、加蓬外海的海底管道工程中应用，最近几年，应用水深已达43m。

第二种，锁接螺旋钢外套（Spirally crimped steel jacket）。这种外套的特点是用钢量远低于采用常规钢管的管道外套。现场接口处不需对焊，暴露在管节端部的泡沫保温材料仍用热缩性端帽保护。这种外套系统，在国外已广为应用，最大应用水深已达55m。

第三种，模制的聚氨酯外套（Molded polyurethane jacket）。这种外套将防腐蚀材料和聚氯乙烯（PVC）泡沫保温材料结合为一体（图15-7）。其优点是：①管道能保持较好的柔度，可用卷绕船铺设。②在海底万一外套被损伤，暴露在水中的保温材料很少，不像其他系统会整个管节泡水。③在保证泡沫干燥方面有较高可靠度。

图15-7　模制聚氨酯外套保温结构

图15-8　橡胶外套保温结构

第四种，橡胶外套（Rubberjacket）。与模制聚氨酯外套相似（图15-8）。只是外套是由PVC泡沫与橡胶层组成。大约每层PVC厚5～8mm，橡胶层厚1mm，层数的多少取决于保温要求，但最外层的PVC泡沫要用较厚的橡胶层来覆盖保护。

第五种，取消外护套系统。在输油钢管的外面施加的保温材料，既能防水也有良好的保温性能，同时又能抗较高的静水压力和具有抗机械破坏较强的能力。这种结构应该说是真正意义上的单层钢管保温结构。

（二）设计和施工关键技术

在我国建成的海底钢管保温管道绝大多数是双重钢管保温结构。该项保温结构的设计和施工技术是由中国海油从日本引进的。

1．设计关键技术

双重钢管保温结构的海底管道设计，关键技术是平管部分结构分析和立管膨胀弯系统的整体分析。

对平管部分的结构分析，应用日本新日铁公司开发的“DPIPE”计算机分析程序。该分析程序的结构模型如图15-9所示。

图15-9　平管结构分析模型

A,A′—外管的不动点；B,B′，E,E′一内外管之间的锚固点（隔舱壁）；D—内管的不动点；KB,KB´—弹簧常数；Wf—与土壤的摩擦荷载；A-A′—不动部分（外管）；Li+Lm,Li′＋Lm′—可动部分（外管）

图中，模拟两端立管膨胀弯约束的弹簧刚度KB、KB´由其后说明的立管膨胀弯和平管连接整体分析模型求出。

对埋地管道，管土之间的摩擦荷载Wf由下式计算：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：W=r'hDo；μ是摩擦系数；Do为管道外径；ws为管道水下单位重量；r´为土壤水下容重；h为埋深。

对立管膨胀弯系统的整体分析，采用日本新日铁公司开发的大型三维管道结构分析程序“PIDES”软件。

图15-10给出按该软件建立三维结构分析模型的一个工程实例图。

图15-10　立管膨胀弯系统结构分析模型实例示意图

图15-11　工况组合分析实例示意图

对所建立的系统结构分析模型，要按规范要求和工程实际情况进行充分和必要的多种荷载工况组合分析，一般要考虑的荷载有功能荷载（压力、温度、质量等）、环境荷载（风、浪、流、冰等）、特殊荷载（如地震）以及立管依附的平台位移和平管膨胀伸长施加的荷载。

图15-11给出了一个立管膨胀系统工况组合分析的实例，荷载作用方向是要考虑的重要因素。

2．施工关键技术

从日本引进的双重钢管保温结构的海底管道陆上预制和海上安装技术，主要特点是：预制时单根管节（12m长）保温材固定在内管上，保温材与外管内壁间有一定量空气层，允许内外钢管相互移动，只是在一定长度上（比如2km或1km）才设置刚性锚点法兰形成环形空间的水密隔舱。这样，在海上铺管法安装时，管节连接将能如前图15-6所示，内管焊接合格再补上接口防腐涂装和相应保温材后，采用拉移外管对口焊接的做法，会明显减少外管接口焊接工作量，提高海上铺管速度。

（三）在渤海蓬莱（PL)19-3油田I期海底管道工程中的应用

双重钢管保温结构的海底管道，通过我国诸多工程实践的检验表明是安全可靠的，但也存在用钢量大、海上安装速度慢导致工程造价高的缺点。研究和采用单管保温结构，是保温海底管道技术发展方向。

其中采用锁接螺旋薄钢板（厚1mm）作外套的单管保温结构在2002年由PHILLIPS公司操作的蓬莱19-3油田I期海底管道工程中成功地被应用了。图15-12给出了该保温管道的断面结构。

中国海油正在研究试制用高密度聚乙烯（PE）作外套的单管保温结构管道。这项技术在国外早有应用，结合我国具体情况，特别是在渤海水深小于30m，甚至诸多滩海油田水深小于5米的情况下，采用这种保温结构经济可靠，所用材料和技术均可实现本地化和国产化，有很好的应用前景。

图15-13示出正在研制的PE外套保温管道断面结构。

图15-12　PL19-3海底管道断面结构

图15-13　PE外套保温管断面结构

表15-3给出所研制保温管道的技术参数。

表15-3　保温管道技术参数表

当然，真正意义上的单管保温结构管道，应该是取消外护套系统，在输油钢管外面施加既能防水也具良好保温性能且有较强抗静水压力及抗机械破损能力的保温材，无疑这是该项技术发展的最终方向。目前，在我国南海东部惠州26-1北油田（水深约120m）一条直径为254mm、长约8.7km的海底保温输油管道，通过深入研究和招标推动，已经具备了工程实用基础，其技术可行性和价格被接受性都得出了较好的结论。