蘇丹3/7區(qū)高凝高黏原油油氣水混輸集輸技術(shù)

張國強(qiáng)，金永清

（中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司北京分公司，北京100085）

蘇丹3/7區(qū)高凝高黏原油油氣水混輸集輸技術(shù)

張國強(qiáng)，金永清

（中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司北京分公司，北京100085）

蘇丹3/7區(qū)油田原油屬于高凝高黏原油，由于油田集輸面積大，當(dāng)?shù)匕踩蝿?shì)嚴(yán)峻，給油田安全集輸帶來嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。文章結(jié)合工程實(shí)際，通過對(duì)混輸與分輸流程的比較，確定了3/7區(qū)采用油氣混輸技術(shù)；通過對(duì)混輸泵的比較，確定采用單螺桿泵。文章最后根據(jù)現(xiàn)場應(yīng)用情況，對(duì)混輸工藝進(jìn)行了理論校核，并與實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行了對(duì)比，理論與實(shí)踐均證明，油氣混輸技術(shù)適用于蘇丹3/7區(qū)高凝高黏油田。

高凝高黏原油；集輸技術(shù)；混輸技術(shù)

0 引言

蘇丹3/7區(qū)油田是中國石油天然氣集團(tuán)公司在海外勘探開發(fā)、原油產(chǎn)量達(dá)到1 000萬t/a的重大項(xiàng)目，2009年已實(shí)現(xiàn)1 500萬t/a的規(guī)模產(chǎn)能。蘇丹3/7區(qū)油田是典型的高凝高黏油田，原油凝固點(diǎn)一般為36~42℃，個(gè)別區(qū)塊達(dá)到47℃，同時(shí)含蠟高達(dá)23%，膠質(zhì)含量達(dá)43%，平均氣油比在15m3/m3左右，50℃時(shí)的黏度為0.1~0.3 Pa·s，單井產(chǎn)量70~700 t/d，最大產(chǎn)量達(dá)到1 160 t/d，集輸難度較大。同時(shí)，蘇丹3/7區(qū)油田距離蘇丹首都喀土穆約580 km，處于南北雙方實(shí)際控制區(qū)交界處，安全形勢(shì)嚴(yán)峻，合同區(qū)域達(dá)到7.24萬km2，集輸面積和集輸距離較大，增加了安全集輸?shù)碾y度。在邊遠(yuǎn)區(qū)塊建設(shè)油氣混輸計(jì)量站，不僅降低了井口回壓，提高了油井產(chǎn)量，而且混輸計(jì)量站無人值守，減少了人員值守的安全風(fēng)險(xiǎn)。

1 蘇丹3/7區(qū)Palogue油田油氣水組成及性質(zhì)

蘇丹3/7區(qū)Palogue油田共包含6個(gè)地質(zhì)儲(chǔ)層，分別為Anbar-1 DST3，F(xiàn)al-1 DST2，F(xiàn)al-1 DST4，F(xiàn)al-1 DST5，F(xiàn)enti-1 DST2和Teima-1 DST2，針對(duì)這些地質(zhì)儲(chǔ)層分別進(jìn)行了取樣分析，油樣的分析數(shù)據(jù)見表1和表2。

表1 Palogue油田原油物性

通過對(duì)混合油樣的化驗(yàn)分析，得出混合油樣在不同溫度下的黏度—溫度曲線，見圖1。

2 油氣水混輸流程的確定

國內(nèi)陸上油田集輸流程大多采用油氣分輸流程，工藝成熟可靠，但是設(shè)備多，建設(shè)投資較高，由于需要有人值守，增加了運(yùn)行費(fèi)用和人員安全的風(fēng)險(xiǎn)。而蘇丹3/7油田原油氣油比低，具備油氣混輸?shù)幕緱l件，因此無論采用混輸流程還是分輸流程都應(yīng)在進(jìn)行深入比較后確認(rèn)。本文以Palogue油田OGM7為例進(jìn)行計(jì)算和對(duì)比。

表2 Palogue油田伴生氣組分

圖1 Palogue油田混合油樣黏度—溫度曲線

OGM7位于Palogue油田FPF的東北方約10km處，距離FPF較遠(yuǎn)，單井分布在OGM7周圍，單井地層以Teima-1 DST2層為主。OGM7各單井的產(chǎn)量等相關(guān)參數(shù)見表3。

2.1 油氣分輸集輸流程

單井油氣在計(jì)量站匯集，通過生產(chǎn)分離器進(jìn)行油氣分離，分離出的伴生氣通過自身壓力輸送到接轉(zhuǎn)站，統(tǒng)一進(jìn)入火炬系統(tǒng)燒掉，分離出的油水兩相流通過輸油泵升壓輸送到接轉(zhuǎn)站管匯，然后進(jìn)行處理系統(tǒng)處理。油氣分輸流程采用PIPESYS仿真軟件進(jìn)行模擬計(jì)算，PIPESYS軟件計(jì)算模型見圖2。

表3 OGM7各單井?dāng)?shù)據(jù)參數(shù)

圖2 油氣分輸流程仿真模型

2.2 油氣混輸集輸流程

單井油氣在計(jì)量站匯集，通過混輸泵進(jìn)行增壓，油氣通過混輸管道輸送到接轉(zhuǎn)站進(jìn)行處理。油氣混輸流程采用OLGA仿真軟件模擬，工藝參數(shù)見表3，OGM7混輸集輸計(jì)算模型見圖3。

油氣分輸方案和油氣混輸集輸方案工程量見表4。

根據(jù)以上的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較可知，兩種方案的工程直接費(fèi)相差187萬美元，通過模擬計(jì)算可知，蘇丹3/7區(qū)Palogue油田擬建設(shè)3座混輸計(jì)量站，共可節(jié)省工程投資561萬美元，油氣混輸集輸方案具有較明顯的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。因此推薦Palogue油田集輸系統(tǒng)采用油氣混輸集輸工藝。

3 混輸泵的選型

圖3 油氣混輸集輸方案模型

表4 OGM7井口不加熱分輸方案主要工程量

混輸泵是油氣混輸流程的關(guān)鍵設(shè)備，因此混輸泵的選擇對(duì)于油氣混輸集輸?shù)陌踩\(yùn)行起到至關(guān)重要的作用?；燧敱糜卸喾N類型，其中螺桿式混輸泵已實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化和系列化，正在被廣泛應(yīng)用，主要有單螺桿、雙螺桿、三螺桿等。目前油田混輸集輸系統(tǒng)最常用的是單螺桿和雙螺桿混輸泵。

單、雙螺桿泵對(duì)混輸系統(tǒng)的適應(yīng)性都較好，但是從耐砂性能、維護(hù)量等方面看又存在很大的區(qū)別，單螺桿泵和雙螺桿泵的具體性能比較見表5，Palogue油田原油多相輸送指標(biāo)見表6。

表5 單螺桿泵和雙螺桿泵比較

表6 Palogue油田原油多相輸送指標(biāo)

根據(jù)上述分析可知，蘇丹3/7區(qū)原油具有含砂量較高、增壓和排量較小等特點(diǎn)，為優(yōu)化投資、減少后期維護(hù)難度，選用單螺桿泵作為混輸泵。

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

根據(jù)上述分析，蘇丹3/7區(qū)油田采用油氣混輸集輸技術(shù)，Palogue油田共建設(shè)混輸計(jì)量站3座，現(xiàn)已全部成功投產(chǎn)。為檢驗(yàn)油氣混輸集輸?shù)暮侠硇?，?duì)Palogue油田OGM7進(jìn)行現(xiàn)場運(yùn)行數(shù)據(jù)記錄，然后對(duì)OGM7的單井管道和集油干線的水力熱力計(jì)算結(jié)果進(jìn)行校核、對(duì)井口回壓和集油管道末點(diǎn)溫度進(jìn)行對(duì)比（見表7、表8、圖4、圖5），確認(rèn)油氣混輸集輸技術(shù)的準(zhǔn)確性。

表7 OGM7水力計(jì)算校核

表8 OGM7熱力計(jì)算校核

結(jié)果表明，壓力計(jì)算結(jié)果和實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)的差值在20%以內(nèi)，熱力計(jì)算結(jié)果和實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)的差值在15%以內(nèi)，井口回壓全部在控制范圍內(nèi)，說明油氣混輸技術(shù)對(duì)蘇丹3/7區(qū)高凝高黏油田適用。

5 需要注意的問題

（1）油氣混輸管道的混輸計(jì)算是多相混輸領(lǐng)域的技術(shù)難題，目前普遍通用的混輸OLGA仿真計(jì)算軟件主要是以機(jī)理模型為基礎(chǔ)開發(fā)出的計(jì)算軟件，模擬計(jì)算的偏差隨著集輸管道長度的延長而越來越大。我國于2006年在哈薩克斯坦肯基亞克鹽下油田建成最長的油氣混輸管道，管道干線長度44 km，因此在混輸計(jì)算中需要特別注意集輸距離。

（2）混輸泵的基本泵型主要有容積式和旋轉(zhuǎn)動(dòng)力式兩種，隨著混輸泵技術(shù)的發(fā)展，雙螺桿泵和旋轉(zhuǎn)動(dòng)力混合泵被業(yè)界普遍看好，技術(shù)較成熟，因此混輸泵選型應(yīng)主要從這兩種泵中選擇。

[1]王光然.油氣集輸[M].北京：石油工業(yè)出版社，2006.

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張國強(qiáng)（1979-），男，河北保定人，工程師，2003年畢業(yè)于河北工業(yè)大學(xué)化工工藝專業(yè)，長期從事油氣集輸與儲(chǔ)運(yùn)工作。

2011-05-25

10.3969/j.issn.1001-2206.2012.03.009

國家科技重大專項(xiàng)《大型油氣田及煤層氣開發(fā)》的子項(xiàng)目，課題編號(hào)：2008ZX05058。