蘇丹3/7區高凝高黏原油油氣水混輸集輸技術

張國強，金永清

（中國石油集團工程設計有限責任公司北京分公司，北京100085）

蘇丹3/7區高凝高黏原油油氣水混輸集輸技術

張國強，金永清

（中國石油集團工程設計有限責任公司北京分公司，北京100085）

蘇丹3/7區油田原油屬于高凝高黏原油，由于油田集輸面積大，當地安全形勢嚴峻，給油田安全集輸帶來嚴峻的挑戰。文章結合工程實際，通過對混輸與分輸流程的比較，確定了3/7區采用油氣混輸技術；通過對混輸泵的比較，確定采用單螺桿泵。文章最后根據現場應用情況，對混輸工藝進行了理論校核，并與實際運行數據進行了對比，理論與實踐均證明，油氣混輸技術適用于蘇丹3/7區高凝高黏油田。

高凝高黏原油；集輸技術；混輸技術

0 引言

蘇丹3/7區油田是中國石油天然氣集團公司在海外勘探開發、原油產量達到1 000萬t/a的重大項目，2009年已實現1 500萬t/a的規模產能。蘇丹3/7區油田是典型的高凝高黏油田，原油凝固點一般為36~42℃，個別區塊達到47℃，同時含蠟高達23%，膠質含量達43%，平均氣油比在15m3/m3左右，50℃時的黏度為0.1~0.3 Pa·s，單井產量70~700 t/d，最大產量達到1 160 t/d，集輸難度較大。同時，蘇丹3/7區油田距離蘇丹首都喀土穆約580 km，處于南北雙方實際控制區交界處，安全形勢嚴峻，合同區域達到7.24萬km2，集輸面積和集輸距離較大，增加了安全集輸的難度。在邊遠區塊建設油氣混輸計量站，不僅降低了井口回壓，提高了油井產量，而且混輸計量站無人值守，減少了人員值守的安全風險。

1 蘇丹3/7區Palogue油田油氣水組成及性質

蘇丹3/7區Palogue油田共包含6個地質儲層，分別為Anbar-1 DST3，Fal-1 DST2，Fal-1 DST4，Fal-1 DST5，Fenti-1 DST2和Teima-1 DST2，針對這些地質儲層分別進行了取樣分析，油樣的分析數據見表1和表2。

表1 Palogue油田原油物性

通過對混合油樣的化驗分析，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，但是設備多，建設投資較高，由于需要有人值守，增加了運行費用和人員安全的風險。而蘇丹3/7油田原油氣油比低，具備油氣混輸的基本條件，因此無論采用混輸流程還是分輸流程都應在進行深入比較后確認。本文以Palogue油田OGM7為例進行計算和對比。

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，單井分布在OGM7周圍，單井地層以Teima-1 DST2層為主。OGM7各單井的產量等相關參數見表3。

2.1 油氣分輸集輸流程

單井油氣在計量站匯集，通過生產分離器進行油氣分離，分離出的伴生氣通過自身壓力輸送到接轉站，統一進入火炬系統燒掉，分離出的油水兩相流通過輸油泵升壓輸送到接轉站管匯，然后進行處理系統處理。油氣分輸流程采用PIPESYS仿真軟件進行模擬計算，PIPESYS軟件計算模型見圖2。

表3 OGM7各單井數據參數

圖2 油氣分輸流程仿真模型

2.2 油氣混輸集輸流程

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

油氣分輸方案和油氣混輸集輸方案工程量見表4。

根據以上的技術經濟比較可知，兩種方案的工程直接費相差187萬美元，通過模擬計算可知，蘇丹3/7區Palogue油田擬建設3座混輸計量站，共可節省工程投資561萬美元，油氣混輸集輸方案具有較明顯的經濟優勢。因此推薦Palogue油田集輸系統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鍵設備，因此混輸泵的選擇對于油氣混輸集輸的安全運行起到至關重要的作用。混輸泵有多種類型，其中螺桿式混輸泵已實現產業化和系列化，正在被廣泛應用，主要有單螺桿、雙螺桿、三螺桿等。目前油田混輸集輸系統最常用的是單螺桿和雙螺桿混輸泵。

單、雙螺桿泵對混輸系統的適應性都較好，但是從耐砂性能、維護量等方面看又存在很大的區別，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

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

4 現場應用效果

根據上述分析，蘇丹3/7區油田采用油氣混輸集輸技術，Palogue油田共建設混輸計量站3座，現已全部成功投產。為檢驗油氣混輸集輸的合理性，對Palogue油田OGM7進行現場運行數據記錄，然后對OGM7的單井管道和集油干線的水力熱力計算結果進行校核、對井口回壓和集油管道末點溫度進行對比（見表7、表8、圖4、圖5），確認油氣混輸集輸技術的準確性。

表7 OGM7水力計算校核

表8 OGM7熱力計算校核

結果表明，壓力計算結果和實測數據的差值在20%以內，熱力計算結果和實測數據的差值在15%以內，井口回壓全部在控制范圍內，說明油氣混輸技術對蘇丹3/7區高凝高黏油田適用。

5 需要注意的問題

（1）油氣混輸管道的混輸計算是多相混輸領域的技術難題，目前普遍通用的混輸OLGA仿真計算軟件主要是以機理模型為基礎開發出的計算軟件，模擬計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動力式兩種，隨著混輸泵技術的發展，雙螺桿泵和旋轉動力混合泵被業界普遍看好，技術較成熟，因此混輸泵選型應主要從這兩種泵中選擇。

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張國強（1979-），男，河北保定人，工程師，2003年畢業于河北工業大學化工工藝專業，長期從事油氣集輸與儲運工作。

2011-05-25

10.3969/j.issn.1001-2206.2012.03.009

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