中原油田老區(qū)管道低輸量輸送方案優(yōu)化的研究

馮其玲，李玉鳳，李兆慈，鄧 嬌

(1.中國石油工程建設有限公司北京設計分公司，北京 100085； 2.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中國石油大學(北京)機械與儲運工程學院，北京 102249； 4.中國市政工程中南設計研究總院有限公司，湖北 武漢 430010)

目前，中原油田老區(qū)原油產量僅為產油量高峰時期的七分之一，因此在對老區(qū)油田的整體優(yōu)化改造中，停運各個聯合站的原油穩(wěn)定裝置，將各聯合站的未穩(wěn)定原油通過已建的凈化油管道密閉輸送至集中處理站進行集中處理。目前運行的凈化油管道普遍處于低輸量運行狀態(tài)，實際輸量不足設計輸量的三分之一，運行狀況最嚴峻的管線的實際輸量僅為設計輸量的12.4%。管道低輸量運行會出現沿程溫降加快、管壁結蠟和設備負荷增大等問題，甚至導致嚴重的凝管事故[1-3]，亟需進行優(yōu)化改造。

1 凈化油管道運行現狀分析

中原油田老區(qū)凈化油管道主要是各采油廠至油庫的輸油干線，所輸原油具有凝點高、含蠟高的性質，管線腐蝕穿孔現象突出，目前共有6條管道。取低輸量運行最嚴峻的A管線為研究對象，具體運行情況如表1所示。

表1 1月份A管線運行情況

凈化油管道采用加熱輸送工藝，在管輸量較低的狀況下，為了保證原油能夠安全輸送，A管線的出站油溫高達90.2 ℃，比管道設計溫度高10.2 ℃；而油品進站溫度為35.8 ℃，不能滿足進站油溫高于所輸原油凝點3 ℃的規(guī)范要求。管線加熱超溫運行容易造成瀝青防腐層脫落，降低管道強度，增大管道安全輸送的風險。

2 優(yōu)化方案研究

目前常用的處理管道低輸量的方法有管道間歇輸送工藝、正反輸送工藝、添加降凝劑法、原油熱處理法、摻水摻稀輸送法、天然氣飽和輸送工藝等[4-6]。

間歇輸送雖然便捷，但需要確定安全停輸溫度、停輸時間、停輸后再啟動壓力等參數，且停輸時間與原油物性、環(huán)境介質溫度密切相關，計算停輸再啟動的壓力參數需要根據經驗選取，并在生產中多次驗證[7]。中原油田凈化油管線的監(jiān)控及管理手段較為落后，目前運行的6條管線中僅有1條管線采用間歇輸送工藝，人工成本較高、安全管理風險較大。隨著后期產油量逐年降低，若6條高含蠟、高凝點的管線均采用間歇輸送，顯然會給安全生產管理帶來極大的挑戰(zhàn)，因此暫不考慮間歇輸送工藝。正反輸工藝能耗較高，需要管道具有完備的返輸流程，且凈化油管道起始和終端都需要設立足夠容積的儲油罐；同時，高含蠟輸油管道采用正反輸工藝時，低壓、低溫端的蠟沉積在高溫下容易脫落堵塞管道[8]，從節(jié)能降耗的經濟角度出發(fā)，正反輸工藝暫不考慮。添加降凝劑法雖然簡單易操作，但降凝劑不能抑制蠟晶析出，只能改變蠟晶形態(tài)[9]，同一降凝劑對不同物性原油的改性效果千差萬別[10]，目前管道運行中已嘗試添加若干種降凝劑，但降凝效果并不明顯。

根據目前凈化油管道的運行工況，筆者提出了摻水輸送低含水原油、設置中間加熱站、摻入伴生氣后油氣混輸3種輸送方案，并利用商業(yè)計算軟件Pipephase 9.5模擬3種方案的可行性，得到出站溫度、進站壓力等參數，并選出最優(yōu)方案。在進行模擬時，選用Pipephase9.5中的黑油模型和PR狀態(tài)方程進行模擬，邊界條件設置為：管道起點為溫度邊界條件，管道末端為壓力邊界條件(0.2 MPa)。

2.1 摻水輸送低含水原油

原油摻水輸送可以降低黏度，從而有效降低管內摩阻。利用Pipephase 9.5建立模型，模擬摻水后含水質量分數分別為5%、10%、15%、20%、25%、30%、35%、40%、45%、50%時的運行參數。管道末端進站溫度取高于凝點3 ℃，即36 ℃，進站壓力取0.2 MPa，油品初始溫度為45 ℃，1月份管道中心埋深溫度為8 ℃，傳熱系數為1.30 W/(m2·℃)，模擬結果如圖1所示。

圖1 含水率與出站壓力、出站溫度的關系曲線Fig.1 Relation curve of water content with outlet pressure and temperature

由圖1中可以看出，隨著原油含水率的上升，輸油管線出站溫度快速降低，出站壓力升高。由于A管線的設計溫度為80 ℃、設計壓力為1.6 MPa，因此含水率大于10%且小于50%時，摻水后輸送低含水油的方案是可行的。從管線的安全運營角度出發(fā)，運行壓力及運行溫度不宜趨近設計值，建議管線在含水率15%～30%時運行。

2.2 摻伴生氣后油氣混輸

稠油摻氣減阻工藝具有良好的應用前景[11]，該區(qū)塊目前的伴生氣產量約2×104m3/d，從節(jié)能降耗的經濟角度出發(fā)，若采用摻伴生氣后油氣混輸，可進一步降低天然氣管道的運營成本，因此建立模型來探究摻氣輸送在低輸量時的可行性。A管線摻氣量為500、1×104、2×104m3/d時的模擬運行參數如表2所示。

表2 A管線摻伴生氣后油氣混輸的模擬結果

由表2中可以看出，氣液比為1時，與未摻氣時相比，出站溫度和出站壓力并未出現明顯變化；隨著摻氣量的增大，出站壓力增幅較大，而出站溫度并未顯著降低。因此，采用摻氣混輸方案不能解決A管線的低輸量問題。

2.3 設置中間加熱站

熱油管道所輸油品的溫度沿程降低，管道末端油溫不滿足進站要求時，可在中間設置加熱站，滿足低輸量工況下的安全運行需求。A管線全長17.5 km，選取出站溫度60 ℃建立模型，該溫度與摻水輸送的最優(yōu)出站溫度相同，管線末端的進站壓力仍為0.2 MPa，進站溫度為36 ℃。結合當地平原地形，忽略高程差，計算出可在距離油庫9.8 km處設中間加熱站，模擬的管道運行工況如圖2所示。

圖2 新建中間加熱站時的模擬運行參數Fig.2 Simulation operation parameters of building intermediate heating station

由圖2可知，聯合站和中間加熱站的出站溫度和出站壓力均能滿足A管線的安全運行，因而該方案可行。

3 方案的經濟性對比

由上述模擬結果可知，解決中原油田的低輸量問題時，摻水后輸送低含水油方案和設置中間加熱站方案是可行的。下面分別就運行費用和投資費用進行比較。

3.1 運行費用比較

熱油管道運行的總費用SZ主要包括加熱原油的燃料費用SR和動力費用SD兩部分[12-13]?？紤]中原油田的實際情況，此處采用燃燒天然氣提供熱量，天然氣市場價取2.2元/Nm3，熱值取36 MJ/Nm3，工業(yè)用電價格取0.7元/(kW·h)。

經過計算，摻水后輸送低含水油方案的運行費用如圖3所示。由圖3中可以看出，隨著含水率的升高，燃料費用不斷降低，動力費用不斷升高，由于燃料費用在運行總費用中占比較高，運行的總費用仍不斷降低，含水率為10%時的運行總費最高，為103.21萬元/a。設置中間加熱站方案的運行總費用為113.28萬元/a，其中，燃料費用為108.26萬元/a，動力費用為5.02萬元/a，燃料費用占總運行費用的90%以上。由此可見，摻水輸送低含水油方案的運行總費用比加熱輸送方案要低，經濟性更好。

圖3 摻水輸送方案中不同含水率的運行費用Fig.3 Operation cost of different moisture content in water blending transportation scheme

3.2 投資比較

在摻水輸送低含水油的方案中，由于中原油田采用了停運各個聯合站的原油穩(wěn)定裝置、將未穩(wěn)定原油輸送至油庫并在油庫新建原油穩(wěn)定系統(tǒng)進行集中處理的改造方案，因此摻水輸送的油水混合物到達油庫后，所需要的脫水器、核桃殼濾罐等脫水以及含油污水處理裝置可以充分利用油庫原有設備，只需φ3.0 m×1 200 m三相分離器1臺，投資約65萬元。

新建中間加熱站方案的主要工程量為：新建2臺500 kW加熱爐、1臺φ600 PN6天然氣分水器、1臺旋進漩渦流量計(燃氣計量)，以及配套的站內管線、電力、自控等系統(tǒng)，新建金屬圍欄48 m，新建彩鋼板房1座，投資約156萬元。

綜合比較發(fā)現，摻水后輸送低含水油方案無論是運行費用還是投資費用都更具有經濟性。

4 結論

針對高凝點、高含蠟管道低輸量運行工況，利用Pipephase 9.5建立模型，獲得模擬運行參數并進行經濟比較，得出如下結論：

(1)中原油田老區(qū)是典型的處于開發(fā)后期的油田，對低輸量運行工況進行研究時，摻水后輸送低含水原油、設置中間加熱站方案都可以滿足管道的設計壓力和設計溫度等參數要求，是可行性方案。

(2)在摻天然氣油氣混輸的方案中，由于氣液兩相間摩阻增大了流動阻力，出站壓力急劇升高，該方案不能滿足低輸量下的輸送要求。

(3)摻水后輸送低含水油方案不僅工藝可行，而且比新建中間加熱站方案具有更低的運行費用和投資成本，是低輸量工況下推薦的運行方案。隨著含水率的升高，運行費用不斷降低，綜合管線的設計溫度(80 ℃)、設計壓力(1.6 MPa)、運行費用等因素，建議管線摻水30%運行。