GSPU湿式保温混输海管总传热系数设计与运行比较分析

张振鹏，陈文峰，于成龙，张淑艳，罗 彭

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

从海底采出的原油性质往往差异较大，油的品质常伴随有高凝、高粘、高含蜡、富含胶质、沥青质等，其流动性和加工性均与温度有关。若温度降低到一定值则可能使原油粘度增大、流动性变差、含蜡原油在管壁上析出结晶成蜡，或在高压输送天然气条件下，气体形成水合物致使管线堵塞；当管线输送距离较长或在海水中当管线关停到重新启动期间，均要求管道内流体保持一定温度，防止管内输送流体凝固或形成水合物。给管线保温维持输送流体温度可以减少流体与周围环境发生热交换而导致的热损失，是海底管线安全运行的重要保障之一。

对于保温管道来说，其总传热系数是管线设计的一个十分重要的参数[1]，直接影响着管道的安全运行。文章将结合国内渤海某油田首条新建设的24寸GSPU湿式保温混输海管的运行情况，分析其设计阶段的总传热系数选取并和管道实际总传热系数进行比较分析，以验证设计阶段总传热系数选取的合理性，对更广泛的开展GSPU湿式保温管的工程应用提供参考。

1 GSPU湿式保温管简介

聚氨酯复合涂层体系在国外海洋石油管道保温工程中已有多年的应用，其由特殊性能的聚氨酯弹性体与不同类型的空心微球等复合而成，使保温和防护作用合二为一，从而使海底管道保持整体一致性。根据填充空心微球的类型不同，聚氨酯复合涂层体系可分为有机空心聚合物复合聚氨酯涂层(PSPU)和无机空心玻璃微珠复合聚氨酯涂层(GSPU)，图 1为聚氨酯复合涂层示意图。

图1 聚氨酯复合涂层示意图Fig.1 Schematic diagram of polyurethane composite coating

玻璃微珠复合聚氨酯(GSPU)是指在聚氨酯弹性体中添加直径约100 μm以下的空心玻璃微珠(壁厚几微米)形成的保温涂层，该类型保温涂层可适用的最大水深在3 000 m左右，长期最大使用温度可达110 ℃。表1为GSPU湿式保温材料的主要性能指标。

表1 GSPU湿式保温材料主要性能指标Tab.1 Main performance indexes of GSPU wet insulation material

GSPU具有优异的韧性、强度及耐浸泡性能，最外层不需要防水层及防护层，其结构示意图如图2。可采用在线旋转浇注或者模制方式进行涂敷预制，从浅海到深海，对各种直径的钢管都适用，而且可采用各种海管铺设方法进行施工，如S型、J型、卷筒铺设法等。国外多家公司已研制出能适应于深水的GSPU体系，如加拿大Bredero Shaw公司，瑞典Trelleborg公司，马来西亚PPSC公司等。GSPU体系已经在墨西哥湾、安哥拉海域和其它地区的海洋管道上得到大量应用[2-3]。

图2 GSPU保温管典型结构示意图Fig.2 Typical structure diagram of GSPU insulation pipe

2 GSPU湿式保温管总传热系数应用比较分析

渤海某油田的油品性质具有低凝、高粘及含蜡量高的特性，为保证原油在管道外输过程中不会因为流体温度降低造成粘度增大而使管输压力增加，以及管道停输后流体温度降低至析蜡点以下发生蜡析出等因素的考虑，该油田新建混输管道平管部分采用了GSPU涂层体系作为管道保温层，立管部分采用了常规聚氨酯双层夹克管，管道尺寸为24 寸(管道内径为568.8 mm)，壁厚为20.6 mm，GSPU涂层厚度为50 mm，水泥配重层厚度为45 mm，管道采用挖沟埋设，其埋设深度为1.5 m。该油田的原油性质为，油品在50 ℃的密度为907.6 kg/m3，凝点为-6 ℃，初始析蜡点19.8 ℃，含水60%时的最大粘度数据为25 762.9 mPa·s。油田所在区域的平均水深为27.6 m，冬夏季平均海水温度分别为0.5 ℃和27 ℃，平均海泥温度分别为23 ℃和4.8 ℃，平均空气温度为-16 ℃和33 ℃。

2.1 设计阶段总传热系数选取分析

在管道设计阶段，分别基于厂家提供的总传热系数公式(式1)、文献[4]中总传热系数(式2)对GSPU湿式保温管的总传热系数作了系统的计算分析。

(1)

式中：U——管道的总传热系数，W/m2·℃；λ——保温材料导热系数，W/m·℃；Rref——计算U值的参考半径，m，一般取管线外径的半径；Rins——保温层内径，m；thins——保温层厚度，m。

(2)

式中：K——管道的总传热系数，W/m2·℃；D——管道内径和外径的平均值,m；λ1——钢管导热系数,W/m·℃；D2——钢管外径,m；d1——管道内径,m；D3——保温层外径,m；λt——土壤导热系数,W/m·℃；λt——管道中心埋深，m；Dw——与土壤接触的管道外围直径，m。

通过式(1)和式(2)得到管道的总传热系数值分别为3.56 W/m2·℃和1.56 W/m2·℃，两个公式的计算结果差别较大，主要是式(1)中未考虑管道保温系统与周围环境的换热，仅考虑了管壁、保温层和外管壁的传热，这与管道保温体系在正式服役环境过程中换热过程是有差别的。为此，笔者在设计阶段也运用多相流动态模拟软件OLGA对该条管道的平均总传热系数作了数值模拟，模拟结果如图3所示，可以看出该条管道平管部分的平均总传热系数为2.21 W·m2·℃，小于式(1)的计算值而大于式(2)的计算值，软件的模拟值与式(2)的计算值吻合较好。

图3 GSPU保温管总传热系数模拟计算值Fig.3 Simulation caculation value of total heat transfer coefficient of GSPU insulated pipe

GSPU湿式保温管是首次应用于国内海洋油气田开发生产过程中，湿式保温材料加工工艺对总传热系数的影响以及管道实际运行阶段吸水老化后对总传热系数影响等存在不确定性，因此，管道在设计阶段的总传热系数选取结合公式计算及软件模拟，最终总传热系数保守选取5 W/m2·℃用于该管道的工艺设计。

2.2 管道实际总传热系数校核分析

该24寸新建混输管道于2018-10投产，投产后1 a的部分运行参数如表1所示，其中管道入口温度在47.4 ℃～51.1 ℃，管道出口温度在43.1 ℃～48 ℃。用PIPEFLO软件建立了该管道的热力学计算模型，得到了该管道在不同输量下管道总传热系数，如图4所示。

图4 某油田24寸混输管道投产后1 a的实际总传热系数计算值Fig.4 Caculation value of the actual total heat transfer coefficient of the 24 inch pipeline in an oil field

从图4的总传热系数计算值可以看出，其最大值为2.95 W/m2·℃，最小计算值为0.8 W/m2·℃，其平均值为1.93 W/m2·℃，应用数理统计的方法，得到该条管道近1 a实际运行过程中总传热系数正态分布情况如图5所示，可以看出当总传热系数值为1.9 W/m2·℃时，其概率密度值最大为0.9，也就是说该新建24寸GSPU湿式保温管道投产后一年内的实际平均总传热系数在1.93 W/m2·℃左右。

图5 总传热系数正态分布情况Fig.5 Caculation value of the actual total heat transfer coefficient of the 24 inch pipeline in an oil field

3 结论

通过比较分析该新建24寸GSPU湿式保温混输管道设计阶段总传热系数选取及管道运行阶段的实际总传热系数，可以看出：

1)设计阶段基于式(1)计算的总传热系数偏高，式(2)计算的总传热系数偏小，软件模拟值与实际运行过程中总传热系数较为接近，在设计阶段考虑GSPU湿式保温材料初次应用海洋油气管道中，总传热系数选取偏于保守。

2)该GSPU湿式保温混输管道实际运行过程中的总传热系数小于设计阶段总传热系数，管道的保温效果良好，GSPU实施保温材料吸水、蠕变和老化对管道总传热系数影响均在设计规格范围之内。