基于PIPEPHASE的油田集輸系統(tǒng)流動(dòng)特性分析

＊繆順宸 王佩弦 丁凱 韓夢(mèng)媛

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）北京 102200 2.中國(guó)石油化工股份公司大連石油化工研究院 遼寧 116045 3.中石化石油工程設(shè)計(jì)有限公司 山東 257026）

油田集輸系統(tǒng)作為石油化工設(shè)施的重要組成部分，井口采出物流經(jīng)計(jì)量站、接轉(zhuǎn)站，最后到達(dá)聯(lián)合站進(jìn)行油氣水分離等處理操作，隨著生產(chǎn)計(jì)劃變更、運(yùn)行時(shí)間長(zhǎng)等不可控因素的發(fā)生，為準(zhǔn)確把握集輸系統(tǒng)流動(dòng)特性帶來(lái)了巨大挑戰(zhàn)[1]。隨著油田智能化建設(shè)需求的日益增長(zhǎng)[2]，把握系統(tǒng)流動(dòng)特性顯得尤為重要。

油氣田集輸系統(tǒng)流動(dòng)介質(zhì)為油氣水三相，屬于多相流動(dòng)，因此準(zhǔn)確預(yù)測(cè)系統(tǒng)的水熱力場(chǎng)分布較為困難。Beggs等通過(guò)引入傾斜管的持液率和摩擦系數(shù)相關(guān)計(jì)算式，建立了Beggs-Brill多相管流壓降計(jì)算方法。戰(zhàn)征在通過(guò)引入管徑修正系數(shù)修正Beggs-Brill模型，從而實(shí)現(xiàn)現(xiàn)場(chǎng)集輸管網(wǎng)水力分布的準(zhǔn)確預(yù)測(cè)。傳熱系數(shù)是決定管道溫度場(chǎng)分布的重要參數(shù)，龐海濤等利用商業(yè)軟件分析原油流速、管徑、保溫層厚度等關(guān)鍵參數(shù)對(duì)原油管道總傳熱系數(shù)的影響。

自20世紀(jì)末以來(lái)，國(guó)際上開(kāi)展了一系列管道仿真及相關(guān)研究，并開(kāi)發(fā)出相應(yīng)仿真軟件，如適用于單相介質(zhì)流動(dòng)的TGNET、SPS，適用于多相介質(zhì)流動(dòng)的OLGA、PIPESIM、PIPEPHASE等。不同的軟件的計(jì)算模型及適用范圍存在巨大差異，OLGA是基于氣相、液相的多流體模型開(kāi)發(fā)的，考慮了氣相、液相的相間作用，適合開(kāi)展瞬態(tài)仿真分析；而PIPEPHASE的優(yōu)勢(shì)在于適用于復(fù)雜集輸系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)工藝仿真[3]。

我國(guó)部分油田已進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，含水率高達(dá)85%，流動(dòng)狀態(tài)復(fù)雜?；诠艿涝O(shè)計(jì)參數(shù)、井口采出物物性等基礎(chǔ)參數(shù)，利用PipePhase軟件搭建油田集輸系統(tǒng)仿真模型，引入傳熱修正系數(shù)和管徑修正系數(shù)表征沉積物對(duì)系統(tǒng)水熱力場(chǎng)的影響，分析集輸系統(tǒng)流動(dòng)特性現(xiàn)狀。

1.模型建立

以我國(guó)東部某高含水老油田區(qū)塊作為研究對(duì)象，該油田產(chǎn)量逐年減低，產(chǎn)能規(guī)模大，系統(tǒng)單位產(chǎn)量耗能高，低溫集輸導(dǎo)致蠟沉積及黏壁現(xiàn)象[4]。

(1)計(jì)算模型

本文采用PIPEPHASE軟件對(duì)集輸系統(tǒng)進(jìn)行模擬。

①水力計(jì)算模型

PIPEPHASE軟件內(nèi)置了32種常用工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)壓降模型，本文選用貝格斯-布里爾水力模型搭建模型，該模型綜合考慮了管道傾角、氣液比、流型變化對(duì)多相流動(dòng)的影響，已可廣泛應(yīng)用于水平管、傾斜管及垂直管的水力計(jì)算，其具體表達(dá)式為：

式中，p為管內(nèi)介質(zhì)的平均壓力，Pa；L為管道距離，m；g為重力加速度，m/s2；θ為管道傾角，°；ρl、ρg分別為液相、氣相密度，kg/m3；Hl為持液率，m3/m3；λ為沿程阻力系數(shù)，無(wú)量綱；G為混合物的質(zhì)量流量，kg/s；v為混合物平均流速度，m/s；vsg為氣相折算流速，m/s；D為管道直徑，m。

②熱力計(jì)算模型

PIPEPHASE能綜合考慮流體物性、氣相節(jié)流降溫等影響因素并對(duì)管道進(jìn)行嚴(yán)格傳熱計(jì)算[5]，其溫降計(jì)算公式為：

式中，TZ為管段出口混合物溫度，℃；TR為管段入口混合物溫度，℃；x為氣相質(zhì)量分?jǐn)?shù)；cpg為氣相的比定壓熱容，kJ/（kg?℃）；Di為焦耳-湯姆遜系數(shù)，℃/Pa；b為相關(guān)參數(shù)，與流動(dòng)介質(zhì)的氣相質(zhì)量分?jǐn)?shù)、混合物比定壓熱容等參數(shù)有關(guān)。

(2)模型建立

以“系統(tǒng)入口定流，出口定壓”為邊界條件，仿真模型選用管網(wǎng)模型，流體類(lèi)型選用黑油模型搭建目標(biāo)區(qū)塊PIPEPHASE模型，模型如圖1所示，目標(biāo)集輸系統(tǒng)由72口油井，其中有7口井關(guān)停、10個(gè)計(jì)量站、1接轉(zhuǎn)站及1個(gè)聯(lián)合站組成，管網(wǎng)結(jié)構(gòu)復(fù)雜。

圖1 目標(biāo)區(qū)塊拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)圖

(3)結(jié)果分析

基于管道設(shè)計(jì)參數(shù)、采出物物性等基礎(chǔ)參數(shù)，搭建未修正PIPEPHASE模型，得到管段溫降、管段壓降等特征參數(shù)。

由圖2可得，模型節(jié)點(diǎn)溫度整體小于現(xiàn)場(chǎng)節(jié)點(diǎn)溫度，且聯(lián)合站偏差＞計(jì)量站偏差＞井口偏差，其中井口溫度偏差為0，其原因?yàn)榻r(shí)以“系統(tǒng)入口定流”為邊界條件，井口溫度已知；由圖3可得，模型節(jié)點(diǎn)壓力整體小于現(xiàn)場(chǎng)節(jié)點(diǎn)壓力，整體偏差較大，且井口偏差＞計(jì)量站偏差＞聯(lián)合站偏差，其中聯(lián)合站偏差為0，其原因?yàn)榻r(shí)是以“系統(tǒng)出口定壓”為邊界條件，聯(lián)合站壓力已知。熱力平均溫差2.71℃，水力平均誤差為47.83%，系統(tǒng)目前運(yùn)行狀態(tài)較設(shè)計(jì)初期的運(yùn)行狀態(tài)變化較大。

圖2 未修正模型節(jié)點(diǎn)溫度圖

圖3 未修正模型節(jié)點(diǎn)壓力圖

由圖4、圖5可得，模型管段溫降整體高于現(xiàn)場(chǎng)管段溫降，模型管段壓降整體低于現(xiàn)場(chǎng)管段壓降，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，分析導(dǎo)致以上現(xiàn)象的主要原因：由于雙碳政策的推行，系統(tǒng)關(guān)停了部分加熱爐，系統(tǒng)整體集輸溫度較低，蠟沉積及黏壁趨勢(shì)增強(qiáng)，且管內(nèi)沉積物未及時(shí)清理，從而導(dǎo)致集輸管道內(nèi)壁附著有一層厚厚的沉積物，管道總傳熱系數(shù)降低，從而表現(xiàn)出現(xiàn)場(chǎng)管道溫降小于模型管段溫降現(xiàn)象；此外，由于管道流通面積減少，管內(nèi)流動(dòng)介質(zhì)流速增大，從而表現(xiàn)出現(xiàn)場(chǎng)管段壓降增大現(xiàn)象。

圖4 未修正模型管段溫降圖

圖5 未修正模型管段壓降圖

表1為現(xiàn)場(chǎng)清管方案，由于各類(lèi)型管道的清管周期不同，導(dǎo)致各類(lèi)型管道沉積層厚度不同，各類(lèi)型管段溫降偏差、壓降偏差體現(xiàn)出圖4、圖5趨勢(shì)，即井口-計(jì)量站管段偏差＞計(jì)量站-接轉(zhuǎn)站管段偏差＞接轉(zhuǎn)站-聯(lián)合站管段偏差。

表1 清管方案

2.模型修正

由于井口采出物組分較為復(fù)雜，由油、水、氣及各種機(jī)械雜質(zhì)組成，建立純理論的沉積預(yù)測(cè)模型較為困難，但為更好掌握集輸管道流動(dòng)特性，本節(jié)對(duì)管道水力、熱力計(jì)算方法進(jìn)行修正，使多相混輸管道的水熱力結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)更為接近，提高模型預(yù)測(cè)精度。

(1)修正方法

①熱力計(jì)算修正方法

針對(duì)系統(tǒng)熱力場(chǎng)偏差問(wèn)題，引入傳熱修正系數(shù)表征沉積物對(duì)管道總傳熱系數(shù)的影響：

式中，K為設(shè)計(jì)傳熱系數(shù)，W/(m2?℃)；K0為修正后傳熱系數(shù)，W/(m2?℃)。溫降修正系數(shù)α＞1，表示設(shè)計(jì)初期傳熱系數(shù)大于修正后傳熱系數(shù)，隨著時(shí)間的推移，集輸管道總傳熱系數(shù)減小。

②水力計(jì)算修正方法

該油田的模型管段壓降與實(shí)際管段壓降存在偏差的主要原因?yàn)楣軆?nèi)徑、流通面積減少，針對(duì)系統(tǒng)水力場(chǎng)偏差問(wèn)題，引入管徑修正系數(shù)，引入管徑修正系數(shù)β表征沉積物對(duì)管道流通面積的影響，表示為：

式中，D為管道設(shè)計(jì)直徑，m；1D為修正后管道有效直徑，m。

結(jié)合式（1）、式（4）得直徑修正后壓降模型得：

由于油相粘度受溫度影響，改變溫度會(huì)影響壓降，所以系統(tǒng)溫度場(chǎng)對(duì)壓力場(chǎng)影響較大，但壓力場(chǎng)對(duì)溫度場(chǎng)幾乎無(wú)影響。應(yīng)先通過(guò)傳熱修正系數(shù)修正模型溫度場(chǎng)至與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際溫度場(chǎng)結(jié)果吻合后，再修正模型壓力場(chǎng)至與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際壓力場(chǎng)吻合。

(2)結(jié)果分析

如圖6、圖7所示，針對(duì)傳熱修正系數(shù)，井口-計(jì)量站分布在1.6～2.2之間，計(jì)量站-接轉(zhuǎn)站分布在1.33～1.44之間，接轉(zhuǎn)站-聯(lián)合站為1.08；針對(duì)管徑修正系數(shù)，井口-計(jì)量站管段分布在0.54～0.79之間，該類(lèi)型管段的流通面積已嚴(yán)重縮小了31%～46%，流動(dòng)介質(zhì)流速過(guò)大，已不處于經(jīng)濟(jì)流速區(qū)間；計(jì)量站-接轉(zhuǎn)站管段分布在0.75～0.85；由于接轉(zhuǎn)站-計(jì)量站管段清管頻率較高，其管徑修正系數(shù)為0.92，流通面積縮小程度較小。各管段都出現(xiàn)不同程度的流通面積減少現(xiàn)象，系統(tǒng)運(yùn)行效率低下，因此及時(shí)開(kāi)展管道清管及其他維護(hù)工作，保證系統(tǒng)高效運(yùn)行。

圖6 傳熱修正系數(shù)圖

圖7 管徑修正系數(shù)圖

3.結(jié)論

（1）引入傳熱修正系數(shù)表征沉積物對(duì)管道總傳熱系數(shù)的影響，引入管徑修正系數(shù)表征沉積物對(duì)管道流通面積的影響。針對(duì)管徑修正系數(shù)：井口-計(jì)量站＜計(jì)量站-接轉(zhuǎn)站＜接轉(zhuǎn)站-聯(lián)合站，由于系統(tǒng)長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行及井口-計(jì)量站管段未及時(shí)清管，該類(lèi)型管段堵塞已經(jīng)較為嚴(yán)重，系統(tǒng)運(yùn)行效率嚴(yán)重下降。

（2）對(duì)于開(kāi)發(fā)運(yùn)行多年的老油田，管道內(nèi)的雜質(zhì)沉積不可避免，影響集輸系統(tǒng)運(yùn)行效率，對(duì)系統(tǒng)的模擬預(yù)測(cè)帶來(lái)極大挑戰(zhàn)。對(duì)PIPEPHASE模型進(jìn)行修正能夠很好的模擬現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際情況，掌握集輸系統(tǒng)流動(dòng)特性，提高現(xiàn)場(chǎng)人員對(duì)集輸系統(tǒng)的運(yùn)行管理能力。