２０１１年 第３期 管 技 木 Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ ５ 设 备 ａｎｄ Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ２０１１ Ｎｏ．３
流动保障技术在海底热油管道上的应用
龙大平，于达
（中国石油大学（北京）城市油气输配技术北京市重点实验室，北京１０２２４９）
摘要：为保障海上终端装卸船海底热油管道安全经济运行，引入了国外始于深海油气田开发的流
动保障的概念，建立了海底热油管道的水力、热力模型。为了提高计算的准确性，在建立热力模型时，
采用变化的比热容进行计算，考虑了含蜡原油结晶潜热的影响；建立水力模型时，考虑了含蜡原油在管
内流动的温降过程是蜡结晶的相变过程，采用了分段计算方法。同时，介绍了国外相关流动保障最新
技术，包括防止管道堵塞技术和流动恢复技术等，并提出提高国内流动保障技术水平的建议。
关键词：流动保障技术；海底热油管道；轴向温降；模型
中图分类号：ＴＥ８３２ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００４—９６１４（２０１１）０３—０００１—０３
Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ Ｆｌｏｗ Ａｓｓｕｒａｎｃｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｔｏ Ｓｕｂｍａｒｉｎｅ Ｈｏｔ Ｏｉｌ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ
ＬＯＮＧ Ｄａ—ｐｉｎｇ．ＹＵ Ｄ
（Ｂｅｉｊｉｎｇ Ｋｅｙ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｕｒｂａｎ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｄｉｓｔｄｂｕｆｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ（Ｂｅｉｊｉｎｇ），Ｂｅｉｊｉｎｇ １０２２４９，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｏ ｐｒｏｔｅｃｔ ｔｈｅ ｓａｆｅ ａｎｄ ｅｃｏｎｏｍｉｃａｌ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｆ ｍａｒｉｎｅ ｔｅｒｍｉｎａｌ ｌｏａｄｉｎｇ ａｎｄ ｕｎｌｏａｄｉｎｇ ｓｕｂｍａｒｉｎｅ ｈｏｔ ｏｉｌ ｐｉｐｌｉｎｅｓ， ｔｈｅ ｃｏｎｃｅｐｔ ｏｆ ｆｌｏｗ ａｓｓｕｒａｎｃｅ ｉｓ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ ｉｎ ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ，ａｎｄ ｉｔｓ ｈｙｄｒａｕｌｉｃ ａｎｄ ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃ ｍｏｄｅｌｓ ａｒｅ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ．Ｗｈｅｎ ａ ｈｙｄｒａｕｌｉｃ ｍｏｄｅｌ ｉｓ ｂｅｉｎｇ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ，ｔｈｅ ｈｅａｔ ｃａｐａｃｉｔｙ ｖａｒｉｅｓ ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ，ＳＯ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｔｈｅ ｌａｔｅｎｔ ｈｅａｔ ｏｆ ｃｒｙｓｔａｌｌｉｚａｔｉｏｎ ｈａｓ ｔｏ ｂｅ ｃｏｎｓｉｄｅｒｅｄ．Ｗｈｅｎ ａ ｔｈｅｒｍｏｄｙｎａｍｉｃ ｍｏｄｅｌ ｉｓ ｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄ，ｉｔ ｕｓｅｓ ｔｈｅ ｓｕｂ—ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ．Ｔｈｅ ｌａｔｅｓｔ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ ｏｆ ｆｌｏｗ ａｓｓｕｒａｎｃｅ，ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ ｐｌｕｇ ｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ ｆｌｏｗ ａｓｓｕｒａｎｃｅ ｒｅｃｏｖｅｒｙ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，ａｒｅ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ．Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄａｔｉｏｎｓ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｄｏｍｅｓｔｉｃ ｆｌｏｗ ａｓｓｕｒａｎｃｅ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｒｅ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ ａｓ ｗｅｌ１．
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｆｌｏｗ ａｓｓｕｒａｎｃｅ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ；ｓｕｂｍａｒｉｎｅ ｈｏｔ ｏｉｌ ｐｉｐｅｌｉｎｅ；ａｘｉａｌ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｄｒｏｐ；ｍｏｄｅｌ
０ 引言 含蜡原油凝点高、低温流动性差，一般采用加热
管输工艺 ｌ 进行输送。蜡沉积是含蜡热油管道面临
的首要问题，蜡在管壁上不断沉积，会减小管道的有
效流通面积和增加管壁的粗糙度，从而降低管道的输
送能力，增加管道的动力消耗，严重时甚至会造成蜡
堵，导致凝管的恶性事故发生。由于海底管道的热力 条件恶劣，结蜡趋势远高于陆上管道，由结蜡造成的
后果也比陆上管道严重。为解决开发墨西哥湾深水
石油遇到的技术问题，多个石油生产及服务公司组成 了一个名为Ｄｅｅｐｓｔａｒ的组织，该组织于１９９１年提出了
“流动保障”一词 Ｊ，并将其定义为“在任何环境下，在
油田整个开发期内，将石油经济地从油藏中开采出来
并输送至生产处理设施的能力。”同时，指出了流动保
障的两个目标：确保管道无堵塞，主要控制蜡、沥青
质、矿物垢等的沉积；控制油气管道输送工况，优化流
收稿日期：２ＯｌＯ一０３—２２ 收修改稿日期：２０１０—１２一ｏ４ 动行为 Ｊ。
流动保障最初是针对深海和超深海油气田开发
提出的，为实现含蜡原油在海上终端或大型原油码头
的安全装卸，将流动保障引入到海上终端海底热含蜡
原油管道（以下简称海底热油管道）上来，保障海底热
油管道安全经济的运行。
１海底热油管道的流动保障技术
满足水力、热力条件和解决蜡在管内沉积堵塞问
题是海底热油管道流动保障的重点 。
１．１模拟技术
模拟技术是指对流体流动过程进行水力和热力
分析，为生产系统提供可靠的运行方案 Ｊ。模拟技术
的关键是建立海底热油管道的水力、热力模型。
１．１．１ 热力模型
为确定海底热油管道轴向温降，需计算管内油品
与周围介质的总传热系数，邢晓凯 对海底管道的总
传热系数进行研究后认为，影响海底双重钢管保温管
道传热过程的热阻主要为保温层的导热热阻、环形空 ２ Ｐｉｐｅｌｉｎｅ Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ ａｎｄ Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ Ｍａｖ．２０１１
间的传热热阻和环境换热热阻３部分。所以总传热系
数可按式（１）计算：
，， １ １ １ ／，、 ’ ｕ，
式中：Ｋ为总传热系数，Ｗ／（ｍ ・ｏＣ）；Ｄ为内管外径，
ｍ；Ｒ为总热阻，ｍ・￣Ｃ／Ｗ；Ｒ Ｒ 、Ｒ 分别为保温层导
热热阻、空气夹层导热热阻、环境换热热阻，ｍ・℃／
Ｗ． 在热油管道的温降计算时，为提高计算的准确
性，考虑结晶潜热的影响，采用变化的比热容进行计
算。不同原油的比热容随温度变化的趋势大致相同，
比热容一温度曲线可分为３个区¨ ，如图１所示。
圈１原油比热窨一温度曲线 （１）温度高于析蜡温度 时为Ｉ区，该区比热容
可按式（２）拟合：
ｃ＝— （ｉ．６８７＋３．３９×１０ Ｔ） （２） √ｄ：
式中：ｃ为比热容，ｋＪ／（ｋｇ・ｃＣ）； 为１５℃时油品的
相对密度；Ｔ为油品温度，℃．
（２）从 到比热容达最大值的温度 ． 为Ⅱ
区，该区比热容按式（３）拟合：
Ｃ＝４．１８６一Ａｅ （３）
式中：Ａ为常数，ｋＪ／（ｋｇ・ｏＣ）；ｍ为常数，１／％；Ａ和ｍ
由比热容实验测试结果拟合确定。
（３）从 一 到０ ｏＣ为Ⅲ区，该区比热容可按式
（４）拟合： ｃ＝４．１８６一Ｂｅ （４）
式中：Ｂ为常数，ｋＪ／（ｋｇ・ｏＣ）；ｎ为常数，１／￣（２；Ｂ和ｎ
由比热容实验测试结果拟合确定。
忽略摩擦热的影响，则可得ｄＺ段内的热平衡关系
为
Ｋ订Ｄ（ 一 ）ｄｌ＝一ＧｃｄＴ （５）
式中：Ｔｏ为环境温度，ｏＣ；Ｇ为质量流量，ｋ ｓ；ｄＴ为流
经ｄｚ段原油产生的温降，℃．
将式（１）带入式（５），并进行积分计算得到３个区
的计算公式：
Ｉ区： 一 ［１．６８７１ｎ ＋３．３９ ｘ １０－３（ＴＬ ＋
３．３９×１０ １ｎ ］ （６）
式中： 为出站距离，ｍ； 为离出站距离为 处管内
原油温度，ｏＣ；ＴＲ为出站温度，。【＝ ＝ＲＧ／．ｒｒ．
Ⅱ区： Ｌ＝Ｌ 一ｘＡ［ｅｍＴｗ￣Ｉｎ（Ｔｗ 一Ｔｏ）一ｅｍＴｔＩｎ（ 一ｒ，ｎ）一
ｍ Ｉｎ ４．１８６ｘｌｎ １ Ｌ １ ０（７） Ｊ ｎ 一 式中：Ｌ 为管内原油开始析蜡时距出站ｌＹｌ距离，ｍ；
为原油析蜡温度，℃． 当原油出站温度 ＜Ｔｗ 时，Ｌ 。 ＝０，积分上限
Ｔｗ ＝ＴＲ．
Ⅲ区：
Ｌ＝Ｌ ． 一ＸＢ［ｅ－ｎＴｃ＇ｍａｘＩｎ（Ｔｏ． 一Ｔｏ）一
ｅ一 吒ｌｎ（ 一Ｔｏ）＋凡ｌ ｉｎ（Ｔ—Ｔｏ）ｅ一 ｄｒ，］＋
４．１８６ｘｌｎ （８）
式中 。．…为管内原油比热容达最大值时距出站口距
离。
式（６）一式（８）为考虑油品比热容随温度变化时
的海底热油管道沿程温降计算公式。在计算时，积分
式可采用梯形求积法计算。按以上方法可使管道轴 向温降计算更为准确 Ｊ。
１．１．２水力模型
热油管道的水力计算、热力计算是相关联的。含
蜡原油在管内流动的温降过程是蜡结晶的相变过程，
热油管道高温段属于牛顿流体，低温段属于非牛顿流
体，为提高水力计算准确性，可采用分段计算的方法。 分段计算时，可按式（９）进行水力计算：
Ｈ ：ＨＴ ：卢 ．△ｆ．△ｒ（９）
式中：日 为计人黏度随温度变化时管道摩阻； 为油
温是 时等温管道摩阻；Ａ１、Ａｒ分别为轴向、径向温
降摩阻修正系数…；Ｌ 为加热站间距离； 为油品的
运动黏度；ｇ 为油品在管路中的体积流量； 、ｍ 为系 数；ｄ为管道内径。
在进行水力计算时，将原油黏温曲线划分为３段 直线，黏度坡度指数分别为ｕ。，“ ，ｕ，。分界点油温分
别是析蜡点、反常点油温（可由试验测定）。根据热力
计算求得轴向温度分布，结合析蜡点、反常点油温，可
反求对应管段长度Ｚ ，ｚ ，Ｚ，。△ｚ
、△ 分别为第ｉ段对 第３期 龙大平等：流动保障技术在海底热油管道上的应用 ３
应轴向、径向温降产生的摩阻修正系数。于是可以求
３ 得各段的水力摩阻日 则Ｈ ＝∑ ．实践表明：在计
算水力摩阻损失时，此方法计算结果更为准确 。 １．２防止管道堵塞技术
保温技术和清管技术是目前用于防止海底热油
管道堵塞的主要技术。
１．２．１保温技术 目前，全世界范围内用于海底热油管道保温的方
法可分无源和有源两种 。
无源保温技术，即较通用的海底管道保温方法，
绝大多数海底热油管道都采用保温层进行保温。目
前，海底热油管道通常使用的保温层有：聚丙烯复合
保温体系、不发泡聚氨酯复合保温体系、单层管保温 体系和钢套钢保温体系 ｊ。其中，钢套钢保温体系在
浅水管道和深水管道中均有广泛应用，国内海底热油
管道大都采用这种保温体系。
用于海底热油管道的有源保温技术主要是电加
热技术。目前，集肤效应电伴热是一种较受关注的技
术，它利用通电导体在电磁场作用下的集肤效应产生 热量，达到伴热的目的¨ 。集肤效应电伴热用于海底
管道的工程实例还较少，但由于其具有系统控制简
单、结构坚固、使用寿命长、热效率接近１００％和无污 染¨ 等特点，研究人员积极研究其在海底管道中的应
用。 １．２．２清管技术
清管是海底热油管道除垢、清蜡，提高输送能力，
防止管道堵塞，延长管道使用寿命等最普遍和有效的
技术。清管器已有１００多年的使用历史，但由于海底
管道清管风险大、费用高，且滞留清管器疏通难度大。
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、海底清管器发送器技术、智能清管技术和 海底清管跟踪技术等Ｈ 。
１．３流动恢复技术
若热力、水力不能满足要求，防止管道堵塞的措
施没有预期有效时，管道将会出现部分堵塞乃至完全
堵塞的恶性事故 。为处理这种极端的情况，提出了
流动恢复技术。 Ｔｏｒｒｅｓ Ｊ Ｍ＿４ 提出，海底管道的流动恢复技术包括
堵塞位置确定和堵塞消除两方面。
１．３．１ 确定堵塞位置的技术
传统的确定管道堵塞位置的方法有钻孔法和敲
击法。这些方法需开挖管道，工作量大，操作费用高，
并不适用于海底管道堵塞位置的确定。目前，国外出 现了新的海底管道堵塞位置确定技术，包括应变测量 仪技术、放射线照相技术和声波技术＿４ 等。
１．３．２解堵技术 当前，用于海底管道解堵的技术不多，主要有物 理消除法和热感应法 ｊ。
物理消除法是指更换堵塞段或采用缠绕管消除
管道堵塞。Ａｍｂａｒｈ公司和ＳＰＳ公司已经掌握用缠绕
管解堵的技术，并已在工程实际中得到成功应用 。
热感应法利用热流体或电流加热并溶解堵塞
物 ｊ。若管道没有设计使用该方法，可使用装有专用
仪器的Ｒｏｖ（遥控潜水器）对管道供热。海底管道服
务公司（ＳＰＳ）试验了一种装有加热器的ＲＯＶ，但它不 适用于管中管结构 』。
２结束语 随着国内大型油码头的大规模建设和深海油气
田的大规模开发，海底热油管道的安全输送越来越重
要。目前，国内的流动保障技术研究与国外尚存在很
大差距，应进一步提高国内海上油气田的开发能力。 参考文献： ［１］严大凡．输油管道设计与管理．北京：石油工业出版社， １９８９． ［２］ ＦＵ Ｂ．Ｍａｎａｇｉｎｇ ｆｌｕｉｄ ｂｅｈａｖｉｏｒ，ｓｏｌｉｄｓ ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ ｔｏ ｅｎｓｕｒｅ ｏｐｔｉｍｕｍ ｆｌｏｗ．Ｏｆｆｓｈｏｒｅ，２０００，６０（４０）：８８；９０；２２５． ［３］ 侯磊，张劲军．基于流动保障的海底油气管道安全策略与 技术．中国海上油气，２００４，１６（４）：２８５—２８８． ［４］ＴＯＲＲＥＳ Ｊ Ｍ，ＴＵＣＫＥＲ Ｃ，ＫＨＵＲＡＮＡ Ｓ，ｅｔ ａ１．Ｄｅｅｐ ｗａｔｅｒ ｃｈａｌｌｅｎｇｅｓ ｆｏｒ ｅｎｓｕｒｉｎｇ ｐｉｐｅ ｆｌｏｗ．Ｈａｒｔ’Ｓ Ｅ＆Ｐ，２０００，７３（７）： ４２—４８． ［５］ 邢晓凯．海底管道总传热系数的研究与确定．中国海上油 气（工程），２００１，１３（２）：２６—２８． ［６］ 王凯，吴明．热油管道输送含蜡原油的轴向温降计算．管 道技术与设备，２００５（２）：８—９． ［７］ 周国雄．热油管道的基本工艺特性．油气储运，１９８６，５ （５）：９—１５． ［８］ ＣＨＩＮ Ｙ Ｄ．Ｍａｉｎｔａｉｎｉｎｇ ｐｌｕｇ ｆｒｅｅ ｆｌｏｗ ａｎｄ ｒｅｍｅｄｉａｔｉｎｇ ｐｌｕｇｇｅｄ ｐｉｐｅｌｉｎｅｓ．Ｏｆｆｓｈｏｒｅ，２００１，６１（２）：６８；７０；１０４． ［９］ 张红磊，韩文礼．国外海洋管道防腐保温技术现状与发展 趋势．石油工程建设，２００９（２）：２６—２９． ［１０］ 陈维刚，逯怀斌．集肤效应电伴热技术的应用．当代化 工，２００４，３３（３）：１７９—１８１． ［１ １］ 郭秀翠．海底管道集肤效应电伴热在渤南油气田中的应 用初探．中国海上油气（工程），２００３，１５（２）：２０—２３． ［１ ２］ ＩＬＬＥＭＡＮ Ｊ Ｒ．Ｐｉｐｅｌｉｎｅ ｂｌｏｃｋａｇｅ ｒｅｍｅｄｉａｔｉｏｎ ｃａｎ ｒｅａｃｈ ｆｉｖｅ ｍｉｌｅｓ．Ｏｆｆｓｈｏｒｅ，１９９８，５８（３）：１０６—１０７． 作者简介：龙大平（１９８５一），硕士研究生，主要从事油气长距离 管输技术方面的研究。