混輸管網(wǎng)冬季常溫集輸工藝仿真與應(yīng)用研究

鄧家勝， 何旺達(dá)， 余 波， 白智文， 高志君， 田志遠(yuǎn)

（1.新疆油田公司 百口泉采油廠，新疆 克拉瑪依 834000；2.西南石油大學(xué) 石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500）

我國有較多的油田位于高緯度的寒冷地區(qū)，因而冬季集輸管網(wǎng)環(huán)境溫度低。寒冷地區(qū)油田集輸工藝受環(huán)境溫度制約，限制了其集輸半徑和流體流動性能，嚴(yán)重阻礙了油田的開發(fā)［1］。為擴(kuò)大油田生產(chǎn)規(guī)模并保證集輸系統(tǒng)流動安全，寒冷地區(qū)油田常采用電伴熱、蒸汽伴熱、井口加熱等加熱/保溫方法［2］。但均消耗大量電能或天然氣，同時還需投資建設(shè)大量井口加熱爐等設(shè)備。隨著油田開發(fā)的不斷深入，采出液含水率不斷升高。由于水對原油粘壁過程的剪切攜帶作用和具有較大的比熱容，因此原油中含有水分有助于改善原油的流動性能。

國內(nèi)外部分油田根據(jù)集輸系統(tǒng)溫壓監(jiān)測數(shù)據(jù)對相關(guān)加熱設(shè)備的功率進(jìn)行調(diào)節(jié)以降低電能消耗。目前大慶等部分含水量高的油田已實施了常溫集輸工藝，而新疆油田的是中高含水量。由于含水率不同，在沒有仿真計算驗證的情況下，貿(mào)然在冬季將加熱集輸工藝轉(zhuǎn)變?yōu)槌丶敼に?，存在重大的流動風(fēng)險。因而新疆油田難以直接借鑒其他油田的常溫集輸工藝改造經(jīng)驗，也難以提出有針對性的集輸管網(wǎng)流動保障措施。

因此，本研究根據(jù)新疆油田A 井區(qū)的管網(wǎng)情況建立仿真模型。基于A井區(qū)的夏季歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)和現(xiàn)場監(jiān)測數(shù)據(jù)驗證動態(tài)多相流模擬器（OLGA）仿真結(jié)果的準(zhǔn)確性，進(jìn)一步探究A 井區(qū)冬季混輸管網(wǎng)常溫集輸?shù)牧鲃忧闆r。根據(jù)各井區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)形成混輸條件下原油凝點(diǎn)計算公式，并依據(jù)仿真結(jié)果采取針對性的安全保障措施［3］。

1 新疆油田集輸管網(wǎng)現(xiàn)狀

1.1 新疆油田集輸管網(wǎng)

新疆油田所在的高緯度寒冷地區(qū)一年中最低氣溫可達(dá)-35 ℃，冬季集輸工況條件惡劣，最大凍土層厚度達(dá)143 cm。為保證油田正常生產(chǎn)作業(yè)，新疆油田采取“井口加熱+集輸管道保溫”的方法開展加熱混輸。為保證冬季集輸管網(wǎng)安全運(yùn)行，普通井口流體加熱后的溫度設(shè)置在40～50 ℃（一般占加熱器額定功率的60%），高產(chǎn)單井出口溫度設(shè)置在60～80 ℃（一般占加熱器額定功率的80%），其安全運(yùn)行的工藝參數(shù)范圍如表1 所示。集輸管網(wǎng)全部埋地敷設(shè)在凍土層以下，平均埋深為1.9 m，此時埋深處的地溫常年都高于0 ℃。管道外包裹至少30 mm 的聚氨酯泡沫保溫層，集輸管道采用玻璃鋼復(fù)合材料，并在最外層包裹高密度聚乙烯防護(hù)材料。井口采出液經(jīng)出油管道輸送至各計量站，經(jīng)計量站輪換計量后由集輸干線輸送至轉(zhuǎn)油站，如圖1所示。

表1 新疆油田A井區(qū)安全運(yùn)行工藝參數(shù)范圍Tab.1 The range of process parameters for safe operation in well area A of Xinjiang oilfield

圖1 新疆油田A井區(qū)集輸管網(wǎng)分布圖Fig.1 The distribution map of the gathering and transmission pipeline network in the well area A of Xinjiang oilfield

1.2 A井區(qū)采出液物性

分析A井區(qū)采出液物性，確定原油、天然氣物性參數(shù)，如表2所示。

表2 A井區(qū)原油物性參數(shù)Tab.2 Physical parameters of crude oil in well area A

該井區(qū)所產(chǎn)原油為輕質(zhì)含蠟原油，所產(chǎn)的天然氣以甲烷為主，相對密度為0.64，乙烷含量為4.88%，如表3所示。

表3 A井區(qū)天然氣性質(zhì)Tab.3 The properties of natural gas in well area A

1.3 常溫集輸現(xiàn)場試驗

根據(jù)現(xiàn)場技術(shù)人員的經(jīng)驗，A 井區(qū)在春季溫度回升時嘗試關(guān)閉部分井口的管道加熱器，僅僅依靠井口采出液自身的溫度開展油氣水三相混輸，且只對部分井口節(jié)流程度較高和產(chǎn)出液溫度較低的單井實施加熱輸送工藝。以其中K#計量站的井口回壓為例，發(fā)現(xiàn)該井區(qū)下轄各井回壓監(jiān)測數(shù)據(jù)均小于1.5 MPa，其回壓均在0～2.1 MPa 的安全回壓范圍，且在正常范圍內(nèi)波動，如圖2 所示。試驗期間管網(wǎng)整體運(yùn)行良好，未發(fā)生凝管和凍堵等事故。

2 A井區(qū)混輸管網(wǎng)常溫集輸仿真

由于在冬季最冷溫度時實施常溫集輸工藝存在流動風(fēng)險，因此，需在夏季常溫輸送時對生產(chǎn)數(shù)據(jù)開展仿真。對比夏季工況的計算結(jié)果和實測數(shù)據(jù)，驗證仿真模型的精確度是否符合要求。當(dāng)模型的計算精度經(jīng)驗證達(dá)標(biāo)后，根據(jù)各計量站冬季最冷工況，計算集輸管網(wǎng)的溫度和壓力等流動參數(shù)，對比仿真結(jié)果和規(guī)定的管輸過程溫度壓力，判斷流動過程是否安全。

2.1 模擬精度驗證

收集A 井區(qū)的管網(wǎng)設(shè)計數(shù)據(jù)（管道長度、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）和歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)（油氣水產(chǎn)量、組分、計量站溫度、計量站壓力）。計算各計量站的氣油比和含水率，采用物性模擬軟件建立管網(wǎng)模型中每個計量站的流體包。根據(jù)A 井區(qū)的管網(wǎng)分布，建立管網(wǎng)模型，如圖3所示。

圖3 A井區(qū)管網(wǎng)模型Fig.3 The pipeline network model in well area A

根據(jù)地溫監(jiān)測結(jié)果可知，夏季時1.9 m 處的地溫為20 ℃，以A 井區(qū)夏季某天各計量站的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，計算管網(wǎng)沿線的溫度和壓力。各管道的沿線溫降呈近似線性變化，由于夏季地溫較高，因此部分管道存在溫度沿線升高的情況。各計量站出站溫度范圍是5～30 ℃，4 條轉(zhuǎn)油站進(jìn)站溫度的計算值與實測值溫度基本吻合，其誤差小于0.5%，如表4 所示。通過轉(zhuǎn)油站的進(jìn)站壓力計算得到各計量站的出站壓力。集輸管網(wǎng)的計量站出站壓力計算結(jié)果與現(xiàn)場實測結(jié)果基本一致，最大誤差不超過17.6%，如表5 所示。由于常溫集輸過程更關(guān)心流體的溫度，而管道流動時壓力存在較多的余量。因此，本研究從溫度和壓力2 個角度驗證了OLGA管網(wǎng)仿真模型的準(zhǔn)確度。

表4 管道進(jìn)站溫度仿真結(jié)果與實測結(jié)果對比Tab.4 Comparison between the simulation results and actual measurements of pipeline inlet temperature

表5 管道出站壓力計算結(jié)果與實測結(jié)果對比（部分）Tab.5 Comparison between the calculated and measured results of pipeline outbound pressure (partial)

2.2 A井區(qū)模型建立

根據(jù)A 井區(qū)的集輸管網(wǎng)分布情況建立管網(wǎng)模型，并設(shè)置管材、保溫層、防護(hù)層的厚度和材料特性，如表6和表7所示。

表6 不同公稱直徑管段的內(nèi)襯層、結(jié)構(gòu)層、保溫層和保護(hù)層厚度Tab.6 The thickness of the inner liner, structure layer,thermal insulation layer and protective layer of different nominal diameter sections

表7 集輸管網(wǎng)各層材料特性Tab.7 The material characteristics of each layer of the gathering and transmission pipeline network

2.3 A井區(qū)最冷工況仿真

A 井區(qū)的最冷工況出現(xiàn)在每年1 月上旬，最低環(huán)境溫度一般為-35℃。最低環(huán)境溫度和凍土層厚度隨時間變化如圖4 所示，最冷工況下的管道地溫為1.4℃。A 井區(qū)往年在最冷工況下的流動參數(shù)如表8所示。

表8 A井區(qū)各計量站流動參數(shù)Tab.8 The flow parameters of each metering station in well area A

圖4 最低環(huán)境溫度和凍土層厚度變化情況Fig.4 The minimum environmental temperature and frozen soil layer thickness changes

仿真結(jié)果如表9、圖5 和圖6 所示，不開啟井口加熱器時，在最冷工況下現(xiàn)有集輸系統(tǒng)保溫措施和流體溫壓可使4 條進(jìn)站管道的溫度高于原油凝點(diǎn)，且沿線壓降在合理范圍內(nèi)。其原因是混輸流體中水和天然氣的剪切和攜帶等作用改善了原油的流動性，并略微降低了原油的凝點(diǎn)，證明了開展常溫集輸?shù)目尚行?。管道沿線的流體溫度大部分都保持近似線性下降趨勢，只有少部分的管道沿線溫降較大。其原因是上述管道內(nèi)流量較小，導(dǎo)致管道沿線溫降較大。大部分管道沿線壓力也保持近似線性下降趨勢，部分管道的沿線壓降較大。沿線壓降較大的管道靠近轉(zhuǎn)油站，因管道流量較大導(dǎo)致沿線壓降增加。

表9 A井區(qū)轉(zhuǎn)油站進(jìn)站溫度模擬結(jié)果Tab.9 The entering station temperature simulation result in well area A

圖5 最冷工況下A井區(qū)管道沿線溫降計算結(jié)果（部分）Fig.5 The calculation results (partial) of temperature drop along the pipeline in well area A under the coldest operation condition

圖6 最冷工況下A井區(qū)管道沿線壓降計算結(jié)果（部分）Fig.6 The calculation results (partial) of pressure drop along the pipeline in well area A under the coldest operation condition

3 管網(wǎng)常溫集輸應(yīng)用與保障措施

3.1 管網(wǎng)常溫集輸現(xiàn)場應(yīng)用

A 井區(qū)集輸管網(wǎng)夏季和冬季流動仿真結(jié)果證明了在該井區(qū)實施常溫集輸是可行的，因此，2021 年冬季將該井區(qū)的集輸工藝從加熱集輸整體轉(zhuǎn)為常溫集輸。經(jīng)現(xiàn)場應(yīng)用發(fā)現(xiàn)，即使在該地區(qū)冬季最低氣溫時，常溫集輸工藝也可正常應(yīng)用。經(jīng)井口溫度表、井口壓力表、計量站溫度表、計量站壓力表、進(jìn)站溫度表和進(jìn)站壓力表檢測數(shù)據(jù)可知，在冬季常溫集輸時井口的回壓都保持在合理范圍內(nèi)，部分井口的回壓變化如圖7 所示；井口到計量站的溫度和壓力保持在正常范圍內(nèi)波動；4條進(jìn)站管線的進(jìn)站溫度也保持在正常范圍內(nèi)波動，如圖8所示。

圖7 A井區(qū)部分單井冬季的回壓變化Fig.7 The back pressure changes of some single wells in well area A in winter

圖8 4條進(jìn)站管線的進(jìn)站溫度隨時間的變化Fig.8 The changes in the entry temperature over time of the 4 entrance pipelines

分析A 井區(qū)可在冬季開展常溫集輸?shù)脑蚴牵海?）所有的集輸管道都埋地且深度至少為1.4 m，地下的溫度變化幅度和速度均遠(yuǎn)低于地表管道，其最低溫度不低于0 ℃，降低了管道沿線熱量的散失速率；（2）所有的集輸管道都敷設(shè)有30 mm 厚度的聚氨酯保溫層，保溫層的存在降低了管道的總傳熱系數(shù)，也間接降低了管道沿線熱量的散失速率；（3）產(chǎn)出液中含有油氣水三相介質(zhì)，天然氣和水對粘壁原油有沖刷和攜帶作用，可使流體在稍低于原油的溫度下正常流動；（4）新疆油田A 井區(qū)已針對冬季常溫集輸工藝，實施了多種流動保障措施。

3.2 常溫集輸影響因素分析與凝點(diǎn)計算

隨著管輸液體溫度降低，原油中部分物質(zhì)吸附于管道內(nèi)壁面上，形成凝油團(tuán)，主要包括蠟、膠質(zhì)、瀝青、酸性物質(zhì)等［3］。當(dāng)流體對凝油團(tuán)的剪切作用小于管壁對凝油團(tuán)的黏附作用時，即會發(fā)生粘壁現(xiàn)象。粘壁現(xiàn)象會導(dǎo)致管道流動面積減小，井口回壓增大，影響集輸系統(tǒng)的安全運(yùn)行，嚴(yán)重時可能會發(fā)生惡性凝管事故［4-5］。

吳迪等［6］通過輪式流動模擬器試驗確定了粘壁溫度計算公式為

式（1）中，T0為粘壁溫度；TGP為含水原油的凝點(diǎn)；Φ為含水率；k、m和n為系數(shù)，由原油和管輸條件決定。

Zheng 等［7］通過室內(nèi)環(huán)道試驗建立了粘壁速率模型為

系數(shù)，由原油和管輸條件決定。

國內(nèi)外諸多學(xué)者通過試驗研究，確定產(chǎn)液量、含水率、原油類型均會影響原油粘壁行為［8-10］。

根據(jù)A 井區(qū)的計算結(jié)果，發(fā)現(xiàn)影響混輸原油凝點(diǎn)的因素主要包括：原油本身的凝點(diǎn)、氣油比、含水率和剪切率?；燧斄鲃訝顟B(tài)下原油凝點(diǎn)的公式可寫成如下格式：

根據(jù)新疆油田現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)，可知混輸條件下原油凝點(diǎn)與原油本身凝點(diǎn)呈正相關(guān)，與氣油比、含水率和剪切率呈負(fù)相關(guān)。

根據(jù)現(xiàn)場實測的流體溫度低于原油凝點(diǎn)的混輸管道生產(chǎn)數(shù)據(jù)，結(jié)合式（3）擬合得到混輸條件下的原油凝點(diǎn)計算公式為

3.3 管網(wǎng)常溫集輸保障措施分析

在新疆油田實施常溫集輸工藝，要求在最冷工況下集輸管網(wǎng)不發(fā)生凝管事故。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。因此，應(yīng)從以下2 個方面加強(qiáng)保障。

3.3.1 定期掃線

A井區(qū)的原油組分中包含了較多的C16～C35蠟組分，長期運(yùn)行時蠟分子逐漸附著在內(nèi)壁上造成管道流通面積逐漸減小，沿線壓降增加。為防止A 井區(qū)冬季常溫輸送時出現(xiàn)蠟沉積，可定期對集輸管道開展掃線作業(yè)。因此，集輸系統(tǒng)在冬季運(yùn)行時，應(yīng)重點(diǎn)監(jiān)測每條管道的壓降情況，當(dāng)有管道的壓降超過許可范圍時，應(yīng)立即開展掃線作業(yè)，防止惡性凝管事故發(fā)生。

部分井口產(chǎn)出液溫度較低，進(jìn)行常溫集輸作業(yè)時，管道沿線熱損失可能造成沿線輸送溫度低于凝點(diǎn)，為防止輸送溫度過低而導(dǎo)致管道出現(xiàn)蠟沉積，在冬季進(jìn)行輸送時應(yīng)開啟井口加熱裝置。為保障管道流動安全，形成了流體溫度高于凝點(diǎn)、處于凝點(diǎn)和流動凝點(diǎn)之間、低于流動凝點(diǎn)3 種溫度狀態(tài)管流的單井加熱策略，如圖9所示。

圖9 部分井口加熱策略Fig.9 The heating strategies of some wellheads

3.3.2 大規(guī)模采用玻璃鋼管道

油田大部分集油管道采用玻璃鋼材質(zhì)。玻璃鋼管道相較于普通鋼質(zhì)管道，具有絕對粗糙度低、導(dǎo)熱系數(shù)小等優(yōu)點(diǎn)。絕對粗糙度低有利于減緩凝膠原油在管道內(nèi)壁的沉積速率和黏附力，提高原油在低溫下的流動性。導(dǎo)熱系數(shù)小有利于減少集輸管網(wǎng)中的熱能損耗。

4 結(jié) 論

管網(wǎng)模型溫度和壓力仿真結(jié)果與現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)的誤差分別為1.08 ℃和0.16 MPa，驗證了管網(wǎng)模擬結(jié)果的準(zhǔn)確性。計算出A 井區(qū)集輸管網(wǎng)最冷工況下的流動參數(shù)，結(jié)果表明該工況下集輸管網(wǎng)仍可正常運(yùn)行。

針對A 井區(qū)冬季常溫集輸工藝，監(jiān)測每條管道的溫度和壓降，對大壓降的管道進(jìn)行定期掃線。針對產(chǎn)出液溫度較低的井口，在冬季應(yīng)開啟井口加熱器以保證流體輸送溫度高于原油凝點(diǎn)。