高凝高粘原油输送技术
我国从海底管道工程起步阶段就开始研究和引进海底高凝高粘原油的管道输送技术。从80年代初渤海埕北和渤中28-1到渤中34-2/4油田和卫10-3油田，海底输油管道工程都涉及如何解决原油输送技术问题。根据油田原油的特点，与日本、法国石油工程界合作，研究并采取了安全可靠的工程对策，学习并引进了相关的设计、施工和运行管理技术。随后，在渤海湾和北部湾开发的多个油田开发项目中，设计并铺设了多条海底输油管道，形成了我国一套完整的高凝高粘原油海底管道输送技术。通过大量的工程实践应用和测试，证明该技术实用可靠。
第一，输送过程
针对高凝高粘原油的管道输送，国内外油田和外输管道工程采用了多种减阻降粘方法，如加药、乳化降粘、水悬浮输送、粘弹性液膜等。，并进行了大量的研究和实验，但由于各种技术和经济原因，一直没有得到广泛应用。目前最实用可靠的方法还是加热降粘防凝固的输送工艺。
对于高凝原油，为了防止原油在管道输送过程中冻结，通过加热使管道内原油的温度始终保持在冰点以上。
对于高粘度原油，采用加热降低粘度，满足管道压降需求，节省泵送能耗。当然，采用热油输送工艺时，一般也相应采用保温管道结构。
(一)流程模拟分析
海上油田开发工程所涉及的海底输油管道输送过程的模拟计算，一般要根据油田地质开发提供的年产量预测(并考虑一定的设计因素)，计算不同条件下(管径、输量、入口温度等)管道内的压降、温降、液体滞留量以及一些必要的工艺参数。).据此选择最佳管径，并确定工艺参数(输送压力、温度等。在不同的生产年份)。
近年来，原油管道输送过程的模拟计算和分析一般采用计算机模拟程序进行。中国海洋石油从加拿大NEOTEC公司引进PIPEFLOW软件，与PIPESIM、PIPEPHASE等流行的商业软件相似，编制了各种计算方法、部分修正系数和参考数据库，供设计人员和分析人员选择。
(2)保温材料的选择和厚度的确定
热力计算是热油输送海底管道的一个非常重要的环节，管道传热系数K值是管道热力状况的综合表现。除了管道结构的影响外，埋地温度条件、保温材料导热系数和保温材料厚度是三大影响因素。
从计算分析结果来看，由于地温变化不明显，只有在吞吐量较低时才需要注意对K值的影响。
保温材料的性能和保温层的厚度是影响K值和管道最终温度的最关键因素。目前国内选用的保温材料和国外最常用的一样，都是聚氨酯泡沫。这是一种有机聚合物泡沫，可以形成开孔或闭孔蜂窝结构。其优点是导热系数低(≤0.03 W/m2·h℃)，密度低(40 ~ 100 kg/m3)，吸水率低(≤3%)，化学稳定性好，工业化生产成熟，价格相对便宜。考虑到保温效果，当然保温层厚度越大越好。但是，当保温层的厚度达到一定值时，保温效果的增加和厚度的增加不再是线性的，而是非常平缓地增加。特别是对于海底管道，保温层厚度的增加意味着外径的增加。对于长输管道来说，外径增加一个等级，增加的钢管用量和建设成本都是非常可观的。因此，根据计算分析和优化设计，选择保温层厚度为50 mm是合理的。
(3)停机和再启动的计算和分析
停输和再启动的计算分析是高凝高粘原油海底管道工艺设计的重要内容，将直接影响管道输送运行的安全性和可靠性。
停输后的温降分析作为管道安全时间的最终确定。采用热油输送技术的管道停输后，随着储油热量的损失，原油会从管壁向管中心凝固，凝析油层的增厚和冷凝时释放的潜热会延缓全段凝固过程。储存油的凝固时间取决于管道的保温条件、油品的热容量、停止输送时的温度和截面直径。一般来说，这些值越大，全断面凝固时间就越长。一般来说，凝液层厚度在管道轴向上是一个变量值，通常取管道最后一段的凝液厚度作为安全停输时间的控制值。
对于加热输送的高凝高粘原油管道，预计在安全停输时间内管道不能恢复输油，保证管道安全的最有效措施是当管道内的油开始凝固时，用水或低凝油进行置换。
停输后的再启动分析是考虑管道停输后可能出现的最不利工况和环境条件。此时，要恢复油流，必须计算所需的重启压力，提出实现重启应采取的措施，并添加必要的设备和设施。
通常，重启压力(P)通过以下公式计算:
中国海洋石油高新技术与实践
式中:p为重启压力(Pa)；p .为管道出口压力(Pa)；Di是管道的内径(m)；τ为关断环境温度下原油的屈服应力(Pa );l是管道可能的凝固长度(m)。
(4)水合物和侵蚀预防措施
海上油田开发工程所涉及的输油管道是一种不同于陆上长输原油管道和海上原油输送管道的管道。它是油田的内部集输管道，从井口平台产出的原油在此与气、水混合，并输送到中央处理平台或浮式生产储存装置。这种海底管道伴随着从井口抽取的水和气，属于混输管道。对于这种输油管道，还采用了加热输送技术和保温管道结构。
在这种混油管道的工艺设计中，除了通常净化原油管道所需的模拟计算和分析外，还应增加段塞流分析和防止水合物和腐蚀的分析。
段塞流是油气混输过程中的一个重要问题。目前有一种通用的分析计算方法来判断是否存在严重的段塞流，以及如何确定正常输送时段塞流的长度。在清管过程中，由于管道内存在一定量的滞止液体，清管前会形成液体段塞流。在下游分离设备的设计中，必须考虑清管操作引起的段塞流。一般设计一定的缓冲容量，使容器运行保持在正常液位和高液位报警线之间，以保证正常生产。
水合物是影响海底混输管道运行的一大隐患，尤其是以下三种工况。因此，提出了防止水合物形成的措施:①低输量，为了防止水合物形成，要求管道内油气温度在输送过程中始终在水合物形成温度以上。但在低输量条件下，温度下降很快，根据水合物生成曲线，可能会形成水合物。此时应及时注入甲醇等防冻剂(水合物抑制剂)，防止水合物生成；(2)关断过程中，在长期关断状态下，由于管道内油气温度已降至环境温度，而管道内压力保持在高压状态，可能会生成水合物。此时应采取的措施，一是释放管道压力，二是向管道内注入水合物抑制剂；(3)重新启动，一般是在停输后，要求启动压力高于正常操作压力，而此时温度往往很低，容易生成水合物。此时，应连续注入水合物抑制剂，直到管道内的温度达到正常操作温度。
防止腐蚀是油气混输管道工艺设计中不可忽视的问题。对于多相管道，如果流速超过一定值，液体中所含的固体颗粒会对管道内壁形成强烈的冲刷和腐蚀，特别是在海底管道的立管、膨胀弯等急弯处。因此，设计时应计算避免冲刷的最大流速，公式为:
中国海洋石油高新技术与实践
式中:Ve为侵蚀速度(ftlft=0.3048m)。/s)；
Pm为输送状态下多相混合物的密度(lb 65438+lb 0 = =0.453592kg)。
/立方英尺l立方英尺= 20831685× 10-2m3。
);c为经验系数，连续运行为100，间断运行为125。
侵蚀速度是混合物密度的函数。混合物密度越大，侵蚀速度越小，混合物密度越小，侵蚀速度越大。为了保证管道不被冲蚀，管道内的流体速度应控制在低于计算的最小冲蚀速度。
(5)运营管理
对于海底高凝高粘原油管道，应特别注意以下操作管理问题。
1.初始启动
初次操作一般采用以下操作步骤:①用热水或热柴油预热管道，建立适合操作的温度场；(2)实测出口温度达到设计要求后，按要求开井投产。
2.停止传输并重启
停车一般分为两类:紧急停车和计划停车。不同的停机条件会导致不同的重启方式。为了保证管道停输后的重启，井口平台上一般安装一台高压重启泵。
A.短时关断是指管道内流体的最低温度在某一设计值(如原油凝固点)以上，使井口油气直接进入管道或被高压泵启动。
b .对于长期停车，停车前应启动高压泵，完成管道内的补液操作。如果没有提前做好准备，那就是意外的、突然的关机。一旦长时间停输，管道内部降至环境温度，原油析蜡凝固。此时，启动高压泵，用柴油替换原油，然后遵循初始启动步骤。
3.生铁
在正常生产过程中，应根据生产情况经常进行清管作业，清除管道内的蜡沉积和滞液，以提高输送效率，减少腐蚀。
4.压注化学溶液
在正常运输过程中，应注入以下化学品:
防垢剂——防止因原油中的水含量而在管道中结垢，这会降低输送量；
防蜡剂——防止原油中的蜡在管道中凝结和沉积；
防腐剂——可在管道内壁形成保护膜，将腐蚀性液体与管道内壁隔离，起到保护作用；
防冻剂-甲醇等。，以防止水合物形成。
二、保温海底管道结构
对于采用热油输送技术的高凝高粘海底管道，为了减缓管道沿线的温降，将输油钢管做成保温结构是最常见也是最实用的。我们已经广泛应用了海底保温管道结构，并形成了完整的设计和施工技术。
(A)已经应用的结构的类型和特征
海底钢管保温管道结构(这里不涉及柔性软管海底管道)可以归纳为两种:一种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。
或多壁管结构，管身截面如图15-3所示。在这种类型中，有三种形式。
图15-3双钢管保温结构
图15-4带填料法兰的双层钢管保温结构
第一种形式:管道结构如图15-4所示。单个管接头(通常长度为12米或40英尺)的每一端都配有一个坚固的密封法兰。在内外管之间的环形空间内，注入发泡材料，形成封闭的止水保温单元。该机组的内外管由两端的密封法兰连接成一个整体，内管的热胀冷缩被密封法兰强制约束，使内外管互不相对移动。海上铺管时，相邻两个管接头的外管由两个半瓦木偶连接。这种形式的优点是，如果管道的外管或接头损坏，绝缘失效将被限制在最小范围内。缺点是接口焊接工作量大，采用铺管法铺管，无法提高速度，导致工程成本高。
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:保温管接头两端的内外管用特殊接头连接，如图15-5所示。最早由壳牌石油公司提出，后发展成为意大利Snamprogetti公司的专利产品，已在一些海底管道工程中投入使用。显然，这种形式保留了第一种形式的优点，克服了它的缺点。在铺管船上，可以像铺设单层钢管一样，多个焊接工位进行流水线作业，大大提高了海上铺管的速度。这种形式的问题是接头是专利产品，成本高。该专利产品已应用于南海东部惠州26-1油田海底输油管道。
第三种形式如图156所示。在这种形式下，内管和外管可以相对移动。海上连接时，内管接口焊接后，加接口保温材料，再拉外管对接，不必使用半瓦管。相对来说，可以减少海上焊接的工作量，提高铺管速度。通过与日本公司的合作，中海油中国引进了这种保温海底管道设计和海上安装技术，已铺设的多条海底输油管道采用了这种技术。
2.单层钢管保温结构。
这种结构与双层钢管保温结构的区别在于外护套管不使用钢管。根据外套材质的不同，可分为以下五种。
首先，高密度聚乙烯护套。高密度聚乙烯(HDPE)是一种超高分子量聚合物，是防止水蒸气通过的优良材料。这种超高分子量提高了钢管的机械性能，如耐磨性、抗冲击性、抗撕裂性和整体物理强度。与钢管导管架相比，这种预制导管架系统具有重量轻、无需防腐保护的特点。暴露在管接头两端的隔热泡沫由热缩聚合物端盖保护，热缩套管也用于现场接头的水封和防腐。该导管架系统已被欧美公司应用于阿拉伯湾和加蓬近海的海底管道项目。近年来，应用水深已达43m。
第二，锁定螺旋钢护套。这种夹套的特点是用钢量远低于常规钢管的管道夹套。现场接口不需要对焊，暴露在管接头端部的泡沫绝缘材料仍然受到热缩端盖的保护。这种导管架系统在国外已得到广泛应用，最大应用水深已达55 m。
第三，模压聚氨酯护套。这种护套结合了防腐材料和PVC泡沫绝缘材料(图15-7)。它的优点是:①管道能保持良好的柔韧性，可以用缠绕船铺设。②如果导管架在海底损坏，几乎没有保温材料暴露在水中，不像其他系统那样会浸泡整个管接头。③确保泡沫干燥的可靠性高。
图15-7模制聚氨酯护套绝缘结构
图15-8橡胶护套绝缘结构
第四，橡胶夹克。类似于模制聚氨酯护套(图15-8)。只是外套由PVC泡沫和橡胶层组成。每层PVC约5 ~ 8 mm厚，橡胶层1mm厚。层数取决于隔热要求，但PVC泡沫的最外层应覆盖和保护较厚的橡胶层。
第五，取消外鞘系统。应用在输油管道钢管外的保温材料，既能防水又有良好的保温性能，同时能抵抗高静水压和强机械损伤。这种结构应该说是真正的单层钢管保温结构。
(2)设计和施工的关键技术
我国修建的海底钢管保温管道多为双钢管保温结构。保温结构的设计和施工技术是中海油从日本引进的。
1.设计的关键技术
双钢管保温结构海底管道设计的关键技术是扁管的结构分析和立管伸缩弯曲系统的整体分析。
对于扁平管的结构分析，应用由日本新日铁公司开发的计算机分析程序“DPIPE”。分析程序的结构模型如图15-9所示。
图15-9扁管结构分析模型
A，A，A’——外管的固定点；B、B’、E、E’内管和外管之间的锚固点(隔板)；D—内管的固定点；KB，KB？-弹簧常数；wf——与土壤的摩擦荷载；A-A-A’——固定件(外管)；Li+lm，Li '+lm '-可移动部分(外管)
图中，弹簧刚度KB，KB？它是通过后面解释的立管膨胀弯曲和扁管连接的整体分析模型得到的。
对于埋地管道，管道和土壤之间的摩擦荷载Wf通过以下公式计算:
中国海洋石油高新技术与实践
其中:w = r ' hdoμ是摩擦系数；Do是管道的外径；Ws是管道的水下单位重量；r？是土壤的水下容重；h是埋深。
对于立管膨胀和弯曲系统的整体分析，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是根据该软件建立三维结构分析模型的工程实例。
图15-10立管伸缩弯曲系统结构分析模型示意图
图15-11工况联合分析案例图
对于已建立的体系结构分析模型，需要根据规范要求和工程实际情况，对各种荷载工况进行充分必要的组合分析。通常，要考虑的载荷包括功能载荷(压力、温度、质量等。)、环境载荷(风、波浪、水流、冰等。)、特殊载荷(如地震)和平台位移附加在立管上以及立管伸缩所施加的载荷。
图15-11给出了立管膨胀系统工况组合分析的例子，载荷作用方向是需要考虑的重要因素。
2.关键施工技术
从日本引进的双钢管保温结构海底管道陆上预制和海上安装技术，主要特点是预制时在内管上固定单个管接头(12m长)，保温材料与外管内壁之间有一定的空气层，使内外钢管可以相互移动。只有当长度为2km或1km时，才设置刚性锚固法兰，在环形空间内形成水密隔舱。这样，在海上安装铺管法时，管接头连接将如前面的图15-6所示。内管焊接合格后，增加接口防腐涂层和相应的保温材料，采用外管对焊，将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19-3油田一期海底管道工程中的应用。
双钢管保温结构海底管道已被国内许多工程实践证明安全可靠，但也存在海上用钢量大、安装速度慢等缺点，导致工程造价高。研究和采用单管保温结构是保温海底管道技术的发展方向。
其中，以锁定螺旋钢板(厚度1mm)为夹套的单管保温结构于2002年在菲利普斯公司运营的蓬莱19-3油田一期海底管道工程中成功应用。图15-12为保温管道的横断面结构。
中国海洋石油总公司正在研究试制以高密度聚乙烯(pe)为护套的单管保温管道。这项技术在国外已经应用很久了。结合我国的具体情况，特别是在渤海水深小于30m，甚至很多滩海油田水深小于5m的情况下，采用这种保温结构经济可靠，使用的材料和技术可以本地化、国产化，具有很好的应用前景。
图15-13为正在开发的PE夹套保温管道截面结构图。
图15-12 PL19-3海底管道横断面结构图
图15-13聚乙烯护套保温管横截面结构
表15-3给出了已开发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取消外护套系统，在输油钢管外应用防水、保温性能好、抗静水压力和机械损伤能力强的保温材料。毫无疑问，这是这项技术发展的最终方向。目前，南海东部惠州26-1北油田(水深约120米)一条直径254毫米、长约8.7公里的海底保温输油管道，经过深入调研和招标，已经具备了实际工程基础，其技术可行性和价格可接受性已经有了较好的结论。