瑪湖油田常溫集輸管網(wǎng)仿真與保障措施分析

鄧家勝，余 波，白智文，孟彥昭，高志君，何旺達(dá)

(新疆油田公司百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引言

為節(jié)約寒冷地區(qū)集輸系統(tǒng)的運(yùn)行能耗，集輸系統(tǒng)應(yīng)在保證正常流動(dòng)的前提下[9]，盡量降低管輸采出流體的溫度[10]。經(jīng)大慶油田現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)證明，當(dāng)采出液的含水率較高時(shí)，油水混輸集輸管網(wǎng)可在稍低于凝點(diǎn)的溫度下正常運(yùn)行，從而有利于集輸管網(wǎng)的常溫輸送[11]。目前各油田還處于依靠操作人員的現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)實(shí)施常溫集輸?shù)碾A段，沒有從仿真的角度量化驗(yàn)證瑪131井區(qū)的冬季常溫集輸?shù)目尚行?，也無法提出有針對(duì)性的管網(wǎng)流動(dòng)保障措施。因此利用該井區(qū)的歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)驗(yàn)證OLGA仿真模型的正確性，OLGA計(jì)算結(jié)果顯示在冬季最冷工況下，產(chǎn)出流體可正常輸送。

1 瑪湖油田常溫集輸現(xiàn)狀

1.1 瑪湖油田集輸管網(wǎng)的設(shè)計(jì)與運(yùn)行現(xiàn)狀

瑪湖油田集輸管網(wǎng)采用油氣水三相混輸，冬季最低氣溫可達(dá)到-30 ℃，為保證正常生產(chǎn)作業(yè)，采用“井口管道加熱+管道保溫”的方法開展加熱集輸輸送。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，瑪湖油田每年需要消耗超過1 000萬(wàn)kWh的電能用于井口加熱，且用電量隨著油田的開發(fā)不斷增加。為保證集輸管網(wǎng)的安全，冬季利用管道加熱器將井口溫度加熱提升至30 ℃，井口采出液通過單井集油線輸送至各計(jì)量站中。計(jì)量站對(duì)各井來液進(jìn)行輪換計(jì)量并匯總流體，再通過集輸支線和干線將產(chǎn)出流體輸送至轉(zhuǎn)油站中，非冬季時(shí)集輸管網(wǎng)采用不加熱常溫集輸工藝[12]。

表1 集輸管網(wǎng)的基本情況表

圖1 瑪131井區(qū)集輸管網(wǎng)計(jì)量站及集輸管網(wǎng)布局圖

1.2 瑪湖油田常溫集輸實(shí)驗(yàn)

為節(jié)省冬季集輸系統(tǒng)的能耗，在瑪131井區(qū)部分集輸管道上開展了為期30 d的常溫輸送現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。在集輸管網(wǎng)整體加熱輸送的前提下，選擇其中k#計(jì)量站，關(guān)閉計(jì)量站下轄各井的管道加熱器，通過測(cè)量每口井的回壓以判斷其流動(dòng)狀態(tài)，如圖2所示。試驗(yàn)期間，管網(wǎng)整體運(yùn)行良好，未發(fā)生凝管和凍堵等事故，各井回壓在正常范圍內(nèi)波動(dòng)。

圖2 瑪131井區(qū)k#計(jì)量站常溫集輸回壓記錄

為進(jìn)一步研究瑪131井區(qū)的管網(wǎng)常溫集輸潛力，在充分準(zhǔn)備了常溫集輸方案、應(yīng)急預(yù)案和現(xiàn)場(chǎng)維搶修力量的前提下，試驗(yàn)性地關(guān)閉瑪131井區(qū)所有的單井管道加熱器。通過監(jiān)測(cè)各井的回壓和進(jìn)轉(zhuǎn)油站流體的溫度與壓力，判斷集輸系統(tǒng)內(nèi)流體未發(fā)生低溫凝固。各單井管道和干線溫度和壓力都維持在正常范圍內(nèi)，轉(zhuǎn)油站的進(jìn)站溫度保持在流體凝點(diǎn)以上，為瑪湖油田常溫集輸提供了現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)支撐。

2 瑪湖油田常溫集輸仿真

根據(jù)管網(wǎng)設(shè)計(jì)和建設(shè)數(shù)據(jù)建立瑪131井區(qū)的管網(wǎng)模型。為進(jìn)一步探究冬季最冷工況集輸系統(tǒng)能否正常運(yùn)行，采用夏季工況開展模擬精度驗(yàn)證，再模擬冬季最冷工況，驗(yàn)證常溫集輸是否完全可實(shí)施。

2.1 模型建立

采集瑪湖油田瑪131井區(qū)的管網(wǎng)設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)(管道長(zhǎng)度、直徑、壁厚、材質(zhì)、埋深和保溫層厚度等數(shù)據(jù))、環(huán)境數(shù)據(jù)(埋深處的全年地溫變化)和流體數(shù)據(jù)(油氣水產(chǎn)量、油氣水物性參數(shù)、井口溫度、計(jì)量站溫度、計(jì)量站壓力、組分)。根據(jù)各井的油氣水產(chǎn)量記錄，計(jì)算各計(jì)量站的氣油比和含水率，采用PVTsim軟件針對(duì)各計(jì)量站分別建立流體包。根據(jù)瑪131井區(qū)的管網(wǎng)布局，建立了OLGA管網(wǎng)模型，如圖3所示。

圖3 瑪131井區(qū)OLGA管網(wǎng)模型

2.2 管網(wǎng)的夏季工況仿真

夏季時(shí)1.9 m處的地溫為20 ℃，忽略沿線高程影響，該井區(qū)的含水率的變化范圍為18%～63%，氣油比的范圍為5～2 830，最長(zhǎng)的管道不超過3 600 m。計(jì)算結(jié)果如圖4所示，各管道的沿程溫降呈近似線性下降，且流體溫度越高對(duì)應(yīng)的溫降速率越大。各計(jì)量站出站溫度范圍是5～30 ℃，兩條進(jìn)瑪131轉(zhuǎn)油站管道的計(jì)算溫度與實(shí)測(cè)的溫度基本吻合，其誤差小于0.5%，如表2所示。各管道的沿程壓降如圖5所示，通過瑪131轉(zhuǎn)油站的進(jìn)站壓力反算得到各集輸管道的出站壓力。集輸管道的計(jì)量站出站壓力計(jì)算結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)結(jié)果基本一致，最大誤差不超過18.6%，因此本文從溫度和壓力計(jì)算兩個(gè)角度驗(yàn)證了OLGA管網(wǎng)仿真模型的正確性。

圓圈圖既適用于課堂板書，又可通過課件展示，教師可根據(jù)實(shí)際情況使用，也適合學(xué)生預(yù)習(xí)整理知識(shí)或課后回顧聯(lián)想，提高學(xué)習(xí)效率。

表2 管道進(jìn)站溫度計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)結(jié)果對(duì)比

圖4 管道沿程溫降計(jì)算結(jié)果(夏季工況)

圖5 管道沿程壓降計(jì)算結(jié)果(夏季工況)

表3 管道出站壓力計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)結(jié)果對(duì)比

2.3 瑪湖油田冬季最冷工況仿真

統(tǒng)計(jì)歷年瑪湖油田地區(qū)的氣溫變化數(shù)據(jù)，該地區(qū)一般在1月底出現(xiàn)最低環(huán)境，埋深為1.9 m的管道其周圍地溫隨時(shí)間的變化如圖6所示。1月底的歷史最低氣溫約為-30 ℃，日均最低氣溫為-19 ℃，對(duì)應(yīng)的管道地溫為1.43 ℃。參考往年各井冬季最冷工況的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，結(jié)合管網(wǎng)的建設(shè)與油田開發(fā)規(guī)劃，確定了各井油氣水產(chǎn)量和溫度數(shù)據(jù)，轉(zhuǎn)油站進(jìn)站壓力為0.42 MPa，如表4所示。各計(jì)量站的出站流體溫度范圍為4.2～28 ℃，管道沿線從內(nèi)向外傳熱。

圖6 瑪湖油田地溫和凍土層厚度隨時(shí)間的變化情況

表4 預(yù)設(shè)的冬季最冷工況下各計(jì)量站的溫度、

計(jì)算結(jié)果表明冬季最冷工況下兩條進(jìn)轉(zhuǎn)油站管道的溫度分別為8.34 ℃和14.1 ℃，如圖7所示。冬季最冷工況下各集輸管道干支線的計(jì)算壓降范圍為0.05～0.7 MPa，如圖8所示。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試可知，兩條進(jìn)站管道的凝點(diǎn)分別不大于7 ℃和11 ℃時(shí)管內(nèi)流體就能正常流動(dòng)，且最冷工況下各條管道的壓降在合理范圍內(nèi)，因此瑪131井區(qū)在冬季最冷工況下溫度和壓力等流動(dòng)參數(shù)正常。

3 管網(wǎng)常溫集輸保障措施分析

管網(wǎng)常溫集輸可大幅度節(jié)省油田產(chǎn)出液輸送過程中的能量消耗，提高集輸系統(tǒng)效率。將集輸管網(wǎng)的冬季加熱輸送工藝改造成常溫集輸工藝，其基本前提是：在冬季最惡劣工況下，集輸管網(wǎng)中流體不粘壁且不凝固。

3.1 影響常溫集輸?shù)囊蛩胤治?/h3>

(1)粘壁現(xiàn)象

當(dāng)混輸流體中天然氣和液態(tài)水對(duì)凝油團(tuán)的剪切力不足以克服凝油團(tuán)與管道之間的粘附作用時(shí)，管壁上就會(huì)出現(xiàn)粘壁現(xiàn)象[13]。粘壁溫度的計(jì)算公式如下

T0=TGP-kφmτn

(1)

式中T0——粘壁溫度/℃；

TGP——含水原油的凝點(diǎn)/℃；

φ——含水率；

k、m和n——系數(shù)，由原油和管輸條件決定。

集輸管網(wǎng)各條管道的粘壁溫度不同，可通過OLGA模型計(jì)算集輸管網(wǎng)各管道的壓降，判斷管道中是否存在沉積的蠟或?yàn)r青質(zhì)。

(2)原油凝固

調(diào)研可知，決定集輸管網(wǎng)混輸流體是否凝固的因素主要有：原油本身的凝點(diǎn)、含水率、含氣量和地溫。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，瑪131井區(qū)各井產(chǎn)出的原油凝點(diǎn)相差較大，凝點(diǎn)的范圍為-26.8～25.5 ℃。但絕大部分井口采出流體的溫度都高于該井原油的凝點(diǎn)，部分采出流體溫度略低于原油凝點(diǎn)的井，在天然氣和液態(tài)水的作用下，原油依然能保持穩(wěn)定流動(dòng)而不凝固。調(diào)研文獻(xiàn)可知混輸條件下管道中的天然氣和液態(tài)水改善了原油的流動(dòng)性能，可等效視為原油的凝點(diǎn)由于天然氣和液態(tài)水而降低[14]。根據(jù)GB 510-2018《石油產(chǎn)品凝點(diǎn)測(cè)點(diǎn)法》，原油的凝點(diǎn)是在靜止、不含天然氣和不含液態(tài)水的條件下測(cè)得的。當(dāng)采用三相混輸時(shí)，凝點(diǎn)隨含水量的增加而先增后減；隨含氣量的增加而降低；隨剪切率的增加而降低[15]。管道埋深處的地溫與環(huán)境溫度有關(guān)，同一管網(wǎng)的各管道地溫基本相同，地溫越低則管道沿線越容易出現(xiàn)凝固。本文采用冬季最冷工況(最低地溫)計(jì)算管網(wǎng)的流動(dòng)參數(shù)，證明瑪131井區(qū)在最冷工況下管網(wǎng)依然可正常運(yùn)行。

3.2 常溫集輸保障措施

為保證常溫集輸管網(wǎng)能在低溫環(huán)境下正常運(yùn)行，需要防止集輸管網(wǎng)中出現(xiàn)粘壁現(xiàn)象和凝固現(xiàn)象。

(1)集輸管網(wǎng)溫度壓力監(jiān)測(cè)

目前，瑪131井區(qū)監(jiān)測(cè)了井口溫度、井口油氣水流量、計(jì)量站壓力、計(jì)量站溫度、轉(zhuǎn)油站進(jìn)站溫度和轉(zhuǎn)油站進(jìn)站壓力。為進(jìn)一步掌握集輸管網(wǎng)中各管道的溫降和壓降，從而表征管道中的粘壁情況和凝固情況，可在集輸管網(wǎng)的各管道匯集點(diǎn)安裝壓力表和溫度表。在冬季開展常溫集輸時(shí)，可根據(jù)每條管道的長(zhǎng)度、直徑等數(shù)據(jù)，采用OLGA軟件計(jì)算不同產(chǎn)量下每條管道的正常溫度和壓降范圍，部分管道的溫度和壓降范圍如表5所示。

(2)周期性掃線

瑪131井區(qū)的典型原油組分中包含了C16～C35的蠟組分，當(dāng)管道埋深處的地溫較低時(shí)，蠟分子在管壁中逐漸附著在內(nèi)壁造成管道逐漸減小，導(dǎo)致流體的摩阻和壓降增加。針對(duì)瑪131井區(qū)冬季常溫輸送可能出現(xiàn)的蠟沉積，可定期對(duì)各條管道開展掃線作業(yè)。由于集輸管道的掃線費(fèi)用較低，但管道堵塞造成的損失較大，因此在冬季運(yùn)行時(shí)，重點(diǎn)監(jiān)測(cè)每條管道的壓降。當(dāng)任意一條管道的壓降超過許可的壓降范圍時(shí)，應(yīng)立即開展掃線作業(yè)。

(3)部分井口加熱

部分井的天然氣壓力較高，在井口需進(jìn)行降壓節(jié)流，但節(jié)流后混輸流體在冬季常溫集輸時(shí)可能造成凍堵，如圖9所示。此外大部分井口的產(chǎn)出液溫度大于該產(chǎn)出液的凝點(diǎn)，但部分井口的流體溫度較低或產(chǎn)出液溫度低于原油凝點(diǎn)。選擇上述井口，當(dāng)氣溫較低時(shí)開啟對(duì)應(yīng)井口的管道加熱裝置。

4 結(jié)論

(1)根據(jù)瑪131井區(qū)部分計(jì)量站和全部計(jì)量站2個(gè)階段的不加熱輸送實(shí)驗(yàn)，證明了瑪湖油田開展冬季常溫集輸?shù)目尚行裕?/p>

(2)OLGA管網(wǎng)模型算得的溫度和壓力與現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試結(jié)果的誤差分別為0.4%和18.6%，證明了OLGA模擬的準(zhǔn)確性，進(jìn)一步計(jì)算了管網(wǎng)冬季最冷工況下的流動(dòng)參數(shù)，證明該工況下管網(wǎng)依然可正常運(yùn)行；

(3)針對(duì)瑪湖油田冬季常溫集輸工藝，提出監(jiān)測(cè)每條管道的溫度和壓降是否正常，對(duì)大壓降的管道進(jìn)行周期性掃線，并對(duì)部分低溫井口實(shí)施加熱。