A油田原油外輸系統(tǒng)調(diào)整及效果評(píng)價(jià)

代齊加，肖 宇

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300459）

A油田中心平臺(tái)是兩大油田群的原油外輸樞紐，負(fù)責(zé)處理和外輸8個(gè)油田、19個(gè)平臺(tái)、350余口油井的產(chǎn)出原油，是整個(gè)生產(chǎn)區(qū)域的原油外輸中心。其中，C油田、D油田來(lái)液（含水＜20%）與A油田、B油田井口產(chǎn)出液混合后進(jìn)入A油田中心平臺(tái)原油處理流程，進(jìn)行油氣水三相分離。處理合格的原油進(jìn)入原油緩沖罐，與E油田、F油田、G油田、H油田輸送的合格原油混合，經(jīng)原油外輸泵或者應(yīng)急置換泵增壓后，通過(guò)海管輸送至原油終端（圖1）。

1 存在問(wèn)題

2019年，A油田所在的作業(yè)公司在穩(wěn)定老井產(chǎn)量的基礎(chǔ)上，計(jì)劃投產(chǎn)100余口的調(diào)整井、開發(fā)井和措施井。另外，根據(jù)停產(chǎn)檢修計(jì)劃，A油田中心平臺(tái)還要承擔(dān)其他油田原油臨時(shí)轉(zhuǎn)輸任務(wù)，高峰期原油外輸量超過(guò)原油外輸系統(tǒng)的設(shè)計(jì)處理能力。同時(shí)，因原油外輸量的日益增多，原油外輸系統(tǒng)的安全穩(wěn)定性以及異常工況下的應(yīng)急處理能力也面臨著嚴(yán)峻的考驗(yàn)[1-2]。

圖 1 油田群原油物流關(guān)系簡(jiǎn)圖Fig. 1 Simplified diagram of crude oil logistics relationships of oilfield group

鑒于以上情況，提升原油外輸系統(tǒng)的輸送及應(yīng)急能力、增強(qiáng)原油外輸系統(tǒng)的安全穩(wěn)定性成為亟待研究的課題。

2 優(yōu)化調(diào)整方案

2.1 評(píng)估校核海管輸送能力

為解決原油外輸系統(tǒng)無(wú)法滿足原油外輸需求的瓶頸，綜合考慮環(huán)境條件、流體性質(zhì)、海管數(shù)據(jù)、運(yùn)行參數(shù)、工藝流程等因素，對(duì)原油外輸系統(tǒng)處理能力進(jìn)行了重新評(píng)估[3]。評(píng)估使用多相流模擬計(jì)算軟件PIPE-FLO，錄入包括但不限于環(huán)境條件、管道參數(shù)、流體物性等數(shù)據(jù)（表1），即可實(shí)現(xiàn)不同工況下管道運(yùn)行狀態(tài)的模擬。A油田至陸岸終端海管原設(shè)計(jì)壓力為8 100 kPaA，設(shè)計(jì)溫度80 ℃。當(dāng)入口壓力為7 900 kPaA時(shí)，水擊壓力為10 480 kPaA，超過(guò)海管的原設(shè)計(jì)壓力8 100 kPaA。利用模擬軟件PIPE-FLO對(duì)海管運(yùn)行狀態(tài)進(jìn)行模擬校核，當(dāng)入口壓力為7 900 kPaA時(shí)，A油田至陸岸終端輸油管道最大輸油量約為23 100 m3/d，且海管結(jié)構(gòu)滿足強(qiáng)度要求。在上述工況下，海管出口溫度為69.8 ℃，出口壓力為450 kPaA，海管的水擊增壓為2 580 kPa，低于海管原設(shè)計(jì)壓力8 100 kPaA（表2）。

表 1 多相流模擬計(jì)算參數(shù)表Table 1 Data sheet of multiphase flow simulation calculation

表 2 A油田外輸海管運(yùn)行工況數(shù)據(jù)表Table 2 Operation condition data sheet of offshore pipeline in Oilfield A

2.2 改造工藝流程

A油田中心平臺(tái)設(shè)置有5臺(tái)原油外輸泵、2臺(tái)應(yīng)急置換泵，互為備用，共同承擔(dān)原油外輸?shù)闹厝?。根?jù)高峰期原油外輸量，同時(shí)啟動(dòng)5臺(tái)原油外輸泵才能滿足外輸需求。當(dāng)全部原油外輸泵出現(xiàn)故障停機(jī)時(shí)，原油緩沖罐從操作液位1 300 mm上漲至最高液位3 600 mm所需時(shí)間為0.156 h，對(duì)于備用的應(yīng)急置換泵的快速啟動(dòng)及穩(wěn)定運(yùn)行提出了更高的要求。一旦應(yīng)急置換泵啟機(jī)不及時(shí)或者運(yùn)行不穩(wěn)定的話，將面臨壓產(chǎn)、生產(chǎn)關(guān)斷，甚至存在溢油的風(fēng)險(xiǎn)[4]。

2.2.1 應(yīng)急置換泵回流流程改造

改造前，應(yīng)急置換泵的使用受到兩個(gè)方面的制約。一是應(yīng)急置換泵正常運(yùn)行時(shí)，部分原油通過(guò)泵出口最小回流閥回流至閉排罐，當(dāng)其運(yùn)行時(shí)間較長(zhǎng)時(shí)必須同時(shí)啟動(dòng)閉排泵。一旦流程出現(xiàn)關(guān)斷或其他緊急情況下閉排流程無(wú)法啟動(dòng)時(shí)，應(yīng)急置換泵的使用將會(huì)受到限制。二是閉排罐作為緊急情況下的泄放儲(chǔ)存容器，在應(yīng)急置換泵正常運(yùn)行的情況下，原油不斷進(jìn)入閉排罐，占用存儲(chǔ)空間，使閉排罐應(yīng)急存儲(chǔ)能力降低。

根據(jù)流程現(xiàn)狀，將應(yīng)急置換泵的回流管線由閉排罐改造至應(yīng)急置換泵入口（圖2）。此改造不僅使應(yīng)急置換泵流程與其他工藝流程保持相對(duì)獨(dú)立，提高了應(yīng)急置換泵正常運(yùn)行的安全系數(shù)，而且有效提升了閉排罐的儲(chǔ)存緩沖能力，為其他工藝流程的緊急處理爭(zhēng)取了時(shí)間。

圖 2 應(yīng)急置換泵出口回流管線改造前后對(duì)比圖Fig. 2 Comparison before and after reconstruction of return line at the outlet of emergency displacement pump

假設(shè)5臺(tái)原油外輸泵全部故障，原油緩沖罐已達(dá)到最高液位，僅用2臺(tái)應(yīng)急置換泵進(jìn)行原油外輸。在不考慮啟動(dòng)應(yīng)急置換泵所需時(shí)間的情況下，改造前，閉排罐上漲至最高液位所需時(shí)間為T1=0.51 h。改造后，閉排罐上漲至最高液位的時(shí)間為T2=0.61 h。

注：?jiǎn)闻_(tái)應(yīng)急置換泵排量Q0=300 m3/h，A油田原油外輸流量Q1=820 m3/h，應(yīng)急置換泵回流總流量Q2=50 m3/h，閉排罐可用容積V0=163.75 m3。

2.2.2 增加應(yīng)急置換泵供電模式

應(yīng)急置換泵是柴油機(jī)驅(qū)動(dòng)的多級(jí)離心泵，機(jī)組控制盤及柴油機(jī)馬達(dá)的啟動(dòng)電源由蓄電池提供，蓄電池容量為120 Ah，正常情況下可以保證連續(xù)啟機(jī)6次。由于蓄電池容量因壽命和使用次數(shù)所產(chǎn)生的逐漸損耗、冬季低溫的環(huán)境、柴油機(jī)缸套水溫度等影響因素，導(dǎo)致可連續(xù)啟機(jī)的次數(shù)遠(yuǎn)小于預(yù)期次數(shù)。在有限的應(yīng)急時(shí)間范圍內(nèi)，存在無(wú)法成功啟機(jī)的隱患。

在保證蓄電池供電模式的基礎(chǔ)上，通過(guò)增設(shè)啟動(dòng)電源以及線路改造的方式，從應(yīng)急低壓盤選取應(yīng)急電源為應(yīng)急置換泵增加一種供電模式（圖3）。此改造簡(jiǎn)單實(shí)用，通過(guò)切換轉(zhuǎn)換開關(guān)即可選擇供電模式，蓄電池和應(yīng)急低壓盤提供的應(yīng)急電源互為備用，為應(yīng)急置換泵的成功啟機(jī)提供了雙保險(xiǎn)，徹底解決了100%依賴蓄電池啟機(jī)的瓶頸，保障了應(yīng)急情況下應(yīng)急置換泵的隨時(shí)啟機(jī)和可用。

2.3 細(xì)化三級(jí)關(guān)斷邏輯

A油田中心平臺(tái)原油系統(tǒng)由原油處理系統(tǒng)和原油外輸系統(tǒng)組成，關(guān)斷級(jí)別設(shè)置為一至四級(jí)。其中，一級(jí)關(guān)斷為棄平臺(tái)關(guān)斷，二級(jí)關(guān)斷為火災(zāi)天然氣泄漏關(guān)斷，三級(jí)關(guān)斷為生產(chǎn)關(guān)斷，四級(jí)關(guān)斷為單元關(guān)斷。當(dāng)原油系統(tǒng)所屬設(shè)備任一檢測(cè)儀表產(chǎn)生報(bào)警觸發(fā)三級(jí)關(guān)斷[5]時(shí)，將導(dǎo)致8個(gè)油田全部關(guān)停，影響范圍廣，產(chǎn)量損失大，同時(shí)因關(guān)斷導(dǎo)致的油井故障率以及設(shè)備檢修成本也相應(yīng)的增加。

根據(jù)各油田接入A油田中心平臺(tái)原油系統(tǒng)位置不同的特點(diǎn)，將原來(lái)的三級(jí)關(guān)斷邏輯細(xì)化為大三級(jí)關(guān)斷和小三級(jí)關(guān)斷邏輯（圖4）。大三級(jí)關(guān)斷是指原油外輸系統(tǒng)檢測(cè)儀表觸發(fā)的關(guān)斷，8個(gè)油田全部關(guān)停。小三級(jí)關(guān)斷是指原油處理系統(tǒng)檢測(cè)儀表觸發(fā)的關(guān)斷，僅關(guān)停A油田原油處理系統(tǒng)、B油田、C油田、D油田，不影響E油田、F油田、G油田和H油田的正常生產(chǎn)。

圖 3 應(yīng)急置換泵啟動(dòng)電源改造前后對(duì)比圖Fig. 3 Comparison before and after transformation of starting power supply of emergency displacement pump

圖 4 三級(jí)關(guān)斷邏輯細(xì)化前后影響范圍對(duì)比圖Fig. 4 Comparison of influence range before and after refinement of three-level Shutdown Logic

3 應(yīng)用效果

3.1 海管的輸送能力提升

經(jīng)校核，在滿足設(shè)備停留時(shí)間以及管道水力、熱力、水擊壓力、結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的情況下，A油田原油外輸系統(tǒng)的最大處理能力由20 080 m3/d提升至23 100 m3/d，系統(tǒng)輸送能力得到較大提升。

3.2 備用設(shè)備的可靠性增強(qiáng)

通過(guò)應(yīng)急置換泵回流流程的改造，解決了生產(chǎn)關(guān)斷情況下，因閉排泵無(wú)法長(zhǎng)時(shí)間啟動(dòng)，造成應(yīng)急置換泵無(wú)法使用的問(wèn)題。同時(shí)，該項(xiàng)改造也提高了閉排罐作為應(yīng)急儲(chǔ)存設(shè)備的儲(chǔ)存能力，外輸泵全部故障的應(yīng)急處置時(shí)間由0.51 h提升為0.61 h。另一方面，為應(yīng)急置換泵啟動(dòng)增加了供電模式，蓄電池和應(yīng)急電源都可以作為啟動(dòng)電源，極大提高了備用設(shè)備的可靠性。

3.3 關(guān)斷邏輯更加優(yōu)化

考慮到A油田作為兩大油田群原油外輸樞紐的重要地位，在保障安全的前提下，將原來(lái)的三級(jí)關(guān)斷邏輯細(xì)化為大三級(jí)關(guān)斷和小三級(jí)關(guān)斷邏輯。細(xì)化三級(jí)關(guān)斷邏輯，避免了“小異?！庇|發(fā)“大結(jié)果”的問(wèn)題。同時(shí)，將檢測(cè)儀表誤報(bào)警造成油田關(guān)斷的因素降到最低，減少了油田群原油生產(chǎn)及外輸連帶故障風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)了油田群生產(chǎn)效益最大化[6]。

4 結(jié)論

（1）多相流模擬計(jì)算軟件PIPE-FLO對(duì)A油田海管輸送能力的校核提供了科學(xué)依據(jù)，該方法可推廣應(yīng)用于設(shè)備及管道的校核工作。

（2）通過(guò)應(yīng)急置換泵回流流程改造，增加啟動(dòng)電源模式，有效提高了應(yīng)急置換泵的可靠性。關(guān)斷邏輯的進(jìn)一步細(xì)化，將影響A油田外輸系統(tǒng)正常運(yùn)行的儀表信號(hào)降到了最低。

（3）流程調(diào)整升級(jí)后，不僅保證了原油外輸系統(tǒng)正常工況下的穩(wěn)定運(yùn)行，也經(jīng)受住流程波動(dòng)、持續(xù)高負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)的嚴(yán)峻考驗(yàn)，原油外輸系統(tǒng)全年運(yùn)行安全穩(wěn)定。