油田不加熱集輸管網(wǎng)設(shè)計(jì)探討

趙仲慧等

摘 要：該文通過(guò)pipesim模型建立了站外集輸管網(wǎng)模型，對(duì)其中井口產(chǎn)物數(shù)據(jù)及管線輸入設(shè)置進(jìn)行了說(shuō)明，并根據(jù)pipesim模型模擬結(jié)果探討了計(jì)量站集輸半徑與管轄井口數(shù)量、計(jì)量站至集中處理站距離等的關(guān)系，得出計(jì)量站離集中處理站的距離越近，其集輸半徑越大，可接入的井口數(shù)目也越多，結(jié)合其關(guān)系數(shù)據(jù)表，從而為該油田未來(lái)站外集輸管網(wǎng)擴(kuò)建及新建提供依據(jù)，根據(jù)模擬結(jié)果也探討了投產(chǎn)初期管線內(nèi)流體的低速腐蝕問(wèn)題，給出了相應(yīng)的處理建議。

關(guān)鍵詞：站外集輸 pipesim模型 集輸管徑 低速腐蝕

中圖分類號(hào)：TE972 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1672-3791（2015）03（b）-0069-02

某油田地層儲(chǔ)油量豐富，主要地質(zhì)油層包括Mishrif層，Sadi層，Khasib層等，每油層性質(zhì)有很大差異，并隨著開采年份的增加，油井地層產(chǎn)量及性質(zhì)都會(huì)發(fā)生很大的變化。油田站外集輸管網(wǎng)設(shè)計(jì)應(yīng)考慮利于油田持續(xù)安全生產(chǎn)，節(jié)省工程投資，降低生產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用，積極采用新工藝、新設(shè)備、新技術(shù)、新材料[1]。

1 集輸管網(wǎng)流程設(shè)計(jì)

1.1 集輸流程選擇

目前，常用的幾種油氣集輸流程包括不加熱集油流程、加熱集油流程、熱水伴熱集油流程等[2]。根據(jù)開發(fā)數(shù)據(jù)，該油田井口溫度約為45～80℃，原油傾點(diǎn)約為-20℃，管道埋深1.2～1.6m處土壤冬季溫度為15℃，夏季為33.6℃，且各層粘度不高（最高油層粘度為136cP@50℃），因此集輸管線溫度遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于工藝上要求的管道沿線溫度應(yīng)高于原油傾點(diǎn)5℃的要求，該油田采用不加熱，不保溫的集輸方式。

集油流程主要分為三個(gè)類型：第一類在每口油井上設(shè)分離計(jì)量計(jì)，有些情況下還設(shè)有單獨(dú)的處理設(shè)備，此流程適用于高產(chǎn)油井，但投資高，經(jīng)濟(jì)型較差；第二類為多井串聯(lián)集油流程，單井串聯(lián)輸送到集中處理站，此流程計(jì)量設(shè)置在單井井場(chǎng)上；第三類單井集油管線輸送至計(jì)量站，在計(jì)量站內(nèi)進(jìn)行計(jì)量，然后輸送至集中處理站[3]。目前采用最多的為第三類管線，經(jīng)濟(jì)性好，計(jì)量也比較靈活。

該油田采用不加熱及上述第三類集油流程，根據(jù)開發(fā)方案給出的井位、產(chǎn)量、井口產(chǎn)物組成等參數(shù)，規(guī)劃各級(jí)站的數(shù)量及管線管徑等參數(shù)。

1.2 集輸管網(wǎng)流程設(shè)計(jì)輸入

PIPESIM模型廣泛應(yīng)用于水力熱力計(jì)算領(lǐng)域，其具有油井模型、節(jié)點(diǎn)分析、人工智能提升優(yōu)化、管道和工藝設(shè)備模型等穩(wěn)態(tài)和多相流油氣生產(chǎn)系統(tǒng)計(jì)算和模擬功能[4]。建立模型時(shí)需要輸入管道管徑、管道長(zhǎng)度、壁厚、總傳熱系數(shù)K、地溫、起點(diǎn)溫度、集中處理站的進(jìn)站壓力等。

考慮集中處理站用燃料氣的需要，將酸性井和非酸性井油井產(chǎn)物分輸，以便非酸性井產(chǎn)物進(jìn)入集中處理站分離出燃料氣以供站內(nèi)使用。在計(jì)量站設(shè)立兩套多通閥（該油田用多通閥為8個(gè)接口，同時(shí)預(yù)留一個(gè)接口維修使用）?？紤]到計(jì)量站周圍未來(lái)接井及以后非酸性井轉(zhuǎn)變?yōu)樗嵝跃男枰?，每個(gè)計(jì)量站設(shè)置兩套酸性多通閥，一套非酸性多通閥。若井平臺(tái)上酸性井或非酸性井?dāng)?shù)很少，也可能考慮酸性與非酸性井產(chǎn)物混輸。

該油田某集中處理站周圍共包括77口井，18口新井，油井產(chǎn)量約為1000～4500BO

PD，設(shè)計(jì)時(shí)考慮最大井口回壓為2.0MPag（保證油井產(chǎn)能），集中處理站進(jìn)站壓力為1.1MPag，單井計(jì)量周期≤15d，最遠(yuǎn)的井口距離集中處理站為12.2km。具體參數(shù)輸入根據(jù)油田提供的開發(fā)方案設(shè)定。其中對(duì)于管道管徑、壁厚確定是根據(jù)管道強(qiáng)度及剛度計(jì)算及該油田項(xiàng)目常用的管道等級(jí)確定的，具體初選管徑見表1。

77口井分布于Mishrif層，Sadi層，Khasib層等，其中Mishrif層為酸性井層，根據(jù)開發(fā)方案數(shù)據(jù)可知其含H2S的摩爾分?jǐn)?shù)為0.5%，CO2的摩爾分?jǐn)?shù)含量為3.46%，初選Mishrif單井集輸管線為8”，其他層單井集輸管線為6”，計(jì)量站至集中處理站建酸性井集輸干線20”和非酸性集輸干線12”，特殊情況下建酸性非酸性井混輸干線20。

井口的溫度按照給出的開發(fā)數(shù)據(jù)方案來(lái)設(shè)定。開發(fā)方案給出了不同含水率情況下井口節(jié)流閥前的溫度，用hysys軟件根據(jù)井口流量，井口節(jié)流閥前溫度，氣油比等算出節(jié)流閥后的溫度作為pipesim模型井口的溫度。

根據(jù)開發(fā)數(shù)據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果報(bào)告，含水率50%為油層粘度轉(zhuǎn)相點(diǎn)，因此考慮油層含水率50%時(shí)為最差工況，此時(shí)管線的壓降是最大的；同時(shí)考慮投產(chǎn)初期，即含水率約0%時(shí)候的工況進(jìn)行校核計(jì)算。

Pipesim其他的數(shù)據(jù)輸入?yún)?shù)按照開發(fā)方案給出的數(shù)據(jù)輸入即可，如氣油比、粘度、井口產(chǎn)量等。

1.3 集輸管網(wǎng)設(shè)計(jì)步驟

集輸管網(wǎng)流程設(shè)計(jì)步驟如下。

（1）根據(jù)77口井開發(fā)方案布置圖初選計(jì)量站（OGM）位置及接入該計(jì)量站的井平臺(tái)，選擇原則遵循每個(gè)OGM計(jì)量站管轄井口不超過(guò)21口，同時(shí)考慮未來(lái)開發(fā)井連井需要，多通閥預(yù)留出一定的連井接頭，建立模型pipesim模型時(shí)這些接頭也需要接入井口。同時(shí)集輸管線布站也應(yīng)方便井口集油管線進(jìn)站，少穿越河流、道路、已建管線等；

（2）根據(jù)初步集輸管網(wǎng)布置利用pipesim建立集輸管網(wǎng)模型，建立模型時(shí)需要考慮多通閥預(yù)留接頭未來(lái)接井的可能，并輸入各油層含水率50%時(shí)候（對(duì)于含水率在開發(fā)期內(nèi)<50%的油層則應(yīng)按其最大含水率作為此時(shí)的輸入工況）需要的油井產(chǎn)物物性參數(shù)、進(jìn)集中處理站壓力（1.1MPag）及初選的管徑、壁厚參數(shù)等；

（3）運(yùn)行pipesim集輸管網(wǎng)模型，得到各井口回壓結(jié)果、侵蝕率結(jié)果及管線速率結(jié)果；需要保證井口回壓結(jié)果≤2.0MPag，侵蝕率<1，管線速率需要結(jié)合Olga軟件計(jì)算管線內(nèi)流體流態(tài)以確定其腐蝕性，此處要求管線內(nèi)液相流速不超過(guò)3m/s，平均流速不超過(guò)6m/s；

（4）根據(jù)井口回壓結(jié)果調(diào)整管徑，優(yōu)先調(diào)整計(jì)量站至集輸干線的管徑，然后單井管線管徑，如果井口回壓>2MPag，則需要調(diào)大一級(jí)管徑，重新模擬調(diào)整管徑后的pipesim模型，看井口回壓結(jié)果是否符合要求；若井口回壓結(jié)果<2MPag很多，譬如只有1.5MPag左右，則調(diào)小一級(jí)管徑，重新模擬調(diào)整管徑后的pipesim模型，看井口回壓結(jié)果是否符合要求。

（5）井口回壓結(jié)果符合要求的集輸管線流程管徑選定后需要根據(jù)pipesim模擬出的流速結(jié)果進(jìn)行流速分析，并校核此集輸方案下在含水率0%情況下的井口回壓結(jié)果和管線流速結(jié)果。

（6）按照經(jīng)驗(yàn)選擇其他集輸管網(wǎng)布置方案，重復(fù)步驟1～5，通過(guò)工程量經(jīng)濟(jì)對(duì)比及分析集輸管網(wǎng)方案工藝性優(yōu)缺點(diǎn)確定更優(yōu)的集輸管網(wǎng)方案；

1.4 集輸管網(wǎng)流程設(shè)計(jì)最終方案

通過(guò)以上步驟確定的最終集輸方案為18個(gè)井平臺(tái)中8個(gè)建成計(jì)量站，周圍井接入計(jì)量站中。

Hartha層井氣油比為3 800scf/stb，有三口井，在管線中壓降較大，需調(diào)整這三口單井管線為8”，計(jì)量站OGM19到集中處理站的非酸性集輸干線為16”才能滿足井口回壓結(jié)果要求，除上面三個(gè)管線的管徑外該集輸方案管徑結(jié)果符合表2。

2 管線低速腐蝕問(wèn)題

從模擬結(jié)果看出，最大的侵蝕率為0.6，滿足需要的侵蝕速率要求，但是考慮開發(fā)初期即含水率0%時(shí)候管線內(nèi)流速，最小值為0.6m/s，集輸干線內(nèi)最小流速為1.83m/s，用Olga軟件模擬管線內(nèi)流體的流態(tài)：集輸干線存在輕微段塞流，單井管線為分層流，流速如此低情況下可能發(fā)生嚴(yán)重的管線腐蝕問(wèn)題。針對(duì)此情況給出以下建議。

（1）管線上加清管裝置，定時(shí)清管；（2）選擇合適緩蝕劑加入管線中；（3）安裝管線實(shí)時(shí)腐蝕監(jiān)測(cè)裝置，發(fā)現(xiàn)有腐蝕穿孔情況，及時(shí)處理。

參考文獻(xiàn)

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[4] 白曉東，劉忠付，云慶.利用PIPESIM軟件優(yōu)化阿爾善油田站外集輸系統(tǒng)[J].石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2007.