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    凝析油集輸管線氣阻現(xiàn)象形成原因及優(yōu)化對策

    2021-06-15 01:31:00張小紅楊亞洲張國勝歐衡林若鵬中石油塔里木油田分公司塔中油氣開發(fā)部新疆庫爾勒841000
    化工管理 2021年15期
    關(guān)鍵詞:氣阻壓氣清管

    張小紅,楊亞洲,張國勝,歐衡,林若鵬 (中石油塔里木油田分公司塔中油氣開發(fā)部,新疆 庫爾勒 841000)

    0 引言

    中石油塔里木油田塔中Ⅰ號凝析氣田為含硫酸性油氣藏,地面集輸工藝采用“單井+集氣站+聯(lián)合站”的三級集輸工藝,其中單井和集氣站均采用無人值守的方式進(jìn)行運(yùn)行管理。單井流體依靠地層壓力自噴混輸至集氣站,通過集氣站進(jìn)站匯管分別進(jìn)入高壓分離器或中壓分離器進(jìn)行分離。集氣站內(nèi)分離形成的高壓氣、中壓氣和液相分別通過高壓氣集輸干線、中壓氣集輸干線、油集輸干線進(jìn)入聯(lián)合站進(jìn)行處理。

    在地面運(yùn)行管理中,部分集氣站出現(xiàn)了中壓氣集輸干線出站壓力低于油集輸干線出站壓力的情況,導(dǎo)致中壓氣集輸干線發(fā)生竄液,迫使運(yùn)行人員通過現(xiàn)場手動調(diào)節(jié)中壓分離器氣相出口開度,從而增大中壓分離器運(yùn)行壓力,實(shí)現(xiàn)將液相壓入油集輸干線的目的。但類似情況的發(fā)生,不僅導(dǎo)致中壓氣集輸干線清管作業(yè)頻繁,現(xiàn)場運(yùn)行人員工作量增大,更加嚴(yán)重的是容易導(dǎo)致集氣站中壓進(jìn)站匯管和中壓分離器超壓運(yùn)行情況的發(fā)生,特別是在有新井投運(yùn)和間開井生產(chǎn)期間。該類問題的出現(xiàn),嚴(yán)重影響現(xiàn)場運(yùn)行安全。

    1 基礎(chǔ)情況

    塔中第三聯(lián)合站二號集氣站中壓進(jìn)站匯管設(shè)計壓力5.7MPa,安全閥整定壓力5.61 MPa;中壓生產(chǎn)分離器設(shè)計壓力5.7兆帕,安全閥整定壓力5.61 MPa;中壓氣集輸干線規(guī)格Φ219.1×7.1 mm,設(shè)計壓力 5.7 MPa,長度 7.2 km,材質(zhì)L360 NS;油集輸干線規(guī)格Φ168.3×6.3 mm,設(shè)計壓力5.7 MPa,長度 14.2 km,材質(zhì) L245 NCS。

    該集氣站2018年7月長時間出現(xiàn)中壓氣集輸干線出站壓力比油集輸干線出站壓力低的情況,導(dǎo)致現(xiàn)場非正常運(yùn)行,期間出現(xiàn)2次中壓進(jìn)站匯管安全閥起跳情況的發(fā)生。中壓氣集輸干線出站壓力和油集輸干線出站壓力曲線如圖1所示,油集輸干線出站壓力和進(jìn)聯(lián)合站壓力如圖2所示。

    圖1 中壓氣集輸干線出站壓力和油集輸干線出站壓力曲線圖

    圖2 油集輸干線出站壓力和進(jìn)聯(lián)合站壓力

    2 問題探究

    對于已建成投運(yùn)的集輸管線,在運(yùn)行中出現(xiàn)高集輸壓差的原因可能有管線因地質(zhì)及人為原因發(fā)生變形縮徑、集輸干線上閥門未處于全開狀態(tài)造成節(jié)流、結(jié)蠟及結(jié)垢造成堵塞節(jié)流、管線凍堵、管道內(nèi)存在氣阻。

    2.1 原因排查

    2018年上半年,出現(xiàn)高集輸壓差的該管線共開展4次清管作業(yè),清管作業(yè)信息如表1所示。

    表1 2#集外輸油干線2018年上半年清管作業(yè)統(tǒng)計表

    清管作業(yè)記錄表明:歷次清管作業(yè)均能順利完成,無卡阻等情況發(fā)生,清管作業(yè)前后管線集輸壓差無明顯變化。清管作業(yè)的順利開展,排除了該管線因節(jié)流原因引起的高集輸壓差的可能,引起該管線高集輸壓差的原因可能為管道內(nèi)存在氣阻影響。

    2.2 氣阻形成分析

    在相關(guān)文獻(xiàn)中已經(jīng)對管道內(nèi)氣阻形成原因進(jìn)行了解釋:當(dāng)液體經(jīng)過高點(diǎn)后,首先會由于其剩余能量形成不滿流,隨著管道底部積液體積的增大和水頭在管道內(nèi)的推進(jìn),逐漸對氣體起到了封閉和壓縮的作用,此時管道內(nèi)也僅僅封存了氣體,但是當(dāng)?shù)匦卧俅紊?,氣體壓力大于大氣壓力并開始被壓縮時,氣阻就形成了[1]。顯然,該定義的氣阻現(xiàn)象主要出現(xiàn)在管道新建試壓的階段,對于已投產(chǎn)運(yùn)行的管道,在后期運(yùn)行中出現(xiàn)氣阻現(xiàn)象,說明氣阻現(xiàn)象的定義還需在前任解釋基礎(chǔ)上進(jìn)行補(bǔ)充完善。

    當(dāng)塔中Ⅰ號凝析氣藏井筒內(nèi)流體所處壓力低于凝析氣藏的飽和壓力時,流體發(fā)生反凝析作用產(chǎn)生原油,其原油具有低密度、低粘度、低-中含蠟的特點(diǎn)。由于依靠地層量能的方式進(jìn)行集輸,集氣站無法對原油內(nèi)的溶解氣進(jìn)行完全分離,隨著外輸油管道內(nèi)壓力下降,溶解于原油的天然氣發(fā)生閃蒸揮發(fā),由于沙漠地勢起伏較大,當(dāng)閃蒸揮發(fā)的天然氣在管道高部位聚集形成氣塞,氣塞被壓縮時即形成了管道氣阻,造成管道集輸壓差逐漸增大。塔中第三聯(lián)合站二號集氣站油集輸管線地形起伏圖如圖3所示。

    圖3 二號集氣站油集輸管線地形起伏圖

    3 優(yōu)化對策及效果

    經(jīng)過分析確認(rèn)造成塔中第三聯(lián)合站二號集氣站油集輸管線高壓差的原因?yàn)樵椭腥芙鈿馑?,因此對原油進(jìn)行再次閃蒸成為治理該管線高集輸壓差的著手點(diǎn)?,F(xiàn)場采用新增低壓分離器對原油進(jìn)行再次閃蒸,閃蒸的天然氣采用壓縮機(jī)增壓進(jìn)集氣站氣集輸干線,原油采用輸油泵增壓的方式進(jìn)油集輸干線,取得理想的治理成效。改造后中壓氣集輸干線和油集輸干線相關(guān)運(yùn)行壓力如圖4和圖5所示。

    圖4 二號集氣站流程優(yōu)化前后中壓氣和油集輸運(yùn)行壓力圖

    圖5 二號集氣站流程優(yōu)化前后油集輸進(jìn)出站壓力曲線圖

    4 結(jié)語

    結(jié)合塔中第三聯(lián)合站二號集氣站油集輸干線氣阻形成原因分析及現(xiàn)場治理效果,我們可以得出以下結(jié)論:

    (1) 集輸管線形成氣阻不僅可能因管道建設(shè)時封存氣形成,也可以在運(yùn)行過程中因原油中溶解氣形成氣阻現(xiàn)象。

    (2) 氣阻現(xiàn)象形成跟地勢起伏有很大關(guān)系,地勢起伏越大,氣阻越容易形成。

    (3) 原油集輸管線在地面設(shè)計初期,因充分考慮原油內(nèi)溶解氣情況,合理選擇集輸工藝,防止因氣阻現(xiàn)象造成管道超壓情況的發(fā)生。

    (4) 通過對原油中溶解氣進(jìn)行閃蒸,減少原油在集輸管道中因壓降形成氣塞,是避免形成氣阻的有效方式。

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