邊遠(yuǎn)沙漠小型油田原油外輸方式優(yōu)化研究*

范開峰 李思 黃雪松 李偉 馬雯

1中國石化中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院

2中國石化中原油田分公司內(nèi)蒙采油廠

隨著石油天然氣資源開發(fā)向深海、沙漠等惡劣環(huán)境拓展，油氣安全輸送技術(shù)的重要性日益突顯，如何保障原油流動(dòng)安全逐漸成為國內(nèi)外學(xué)者研究的熱點(diǎn)[1-2]。寒冷地區(qū)的易凝高黏原油在管道輸送過程中，通常會(huì)采取提高出站溫度、沿線設(shè)置熱泵站、增加保溫層厚度等措施來保證原油順利流動(dòng)，這些技術(shù)在提高運(yùn)行安全性的同時(shí)也會(huì)導(dǎo)致能耗高、成本高，因此還必須兼顧經(jīng)濟(jì)性[3]。

拐子湖油區(qū)目前處于開發(fā)初期，其完鉆油井13 口，目前采取罐車?yán)\(yùn)方式外運(yùn)原油。該地區(qū)具有冬寒夏熱、晝夜溫差大的特點(diǎn)，冬季寒冷漫長[4-5]，極端低溫達(dá)-36.4 ℃，其所產(chǎn)原油為含蠟原油，凝點(diǎn)較高，最高測試凝點(diǎn)32 ℃。因此，需考慮冬季極寒環(huán)境下的水熱力參數(shù)，確定管輸原油的最小安全輸量和熱泵站布置方式等，保證原油順利外運(yùn)。該油區(qū)地處沙漠腹地，距離沙漠邊緣約70 km，屬于邊遠(yuǎn)沙漠小型油田[6]，取水極為困難，可排除原油摻水輸送的方案。同時(shí)，拐子湖油區(qū)所產(chǎn)原油具有高氣油比特性，最高初始?xì)庥捅瓤蛇_(dá)650 m3/t，目前的混輸泵難以滿足如此高氣油比的泵送條件，且氣油比隨著油田開發(fā)處于不斷變化狀態(tài)，采用油氣混輸工藝會(huì)導(dǎo)致設(shè)備投資高、運(yùn)行不穩(wěn)定等問題，因此排除氣液混輸方案。綜合拐子湖油區(qū)特點(diǎn)，管輸原油適合采用單相輸送方式。但單相輸油水熱力參數(shù)如何、熱泵站如何設(shè)置、管輸方式的經(jīng)濟(jì)性如何等問題都不明確。因此，需對(duì)不同工況下的管輸單相原油水熱力參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化研究，進(jìn)一步明確原油外輸方式。

1 物性參數(shù)

目前，現(xiàn)場所產(chǎn)原油不含水，井口產(chǎn)物首先在站場進(jìn)行油氣分離，分離出的伴生氣用于站場發(fā)電、加熱爐供氣等，多余伴生氣采用橇裝設(shè)備進(jìn)行液化處理并由LNG 罐車外運(yùn)?，F(xiàn)場脫氣原油物性參數(shù)如表1 所示，密度為20 ℃時(shí)的標(biāo)準(zhǔn)密度，黏度為50 ℃黏度值。

表1 原油物性參數(shù)Tab.1 Physical property parameter of crude oil

2 模型設(shè)置

2.1 管道幾何模型

拐子湖油區(qū)距離最近的溫圖高勒鎮(zhèn)70 km，從油區(qū)至溫圖高勒密布沙丘，沙丘高度多在100～200 m。因此，建立管道幾何模型時(shí)重點(diǎn)考慮地形起伏的影響，沙丘高度取150 m，每1 500 m中間出現(xiàn)一個(gè)沙丘，兩側(cè)的水平距離分別為750 m，管道傾斜角度約11°。同時(shí)，考慮管道路由彎曲因素，設(shè)置管道長度為75 km。管道幾何模型如圖1所示。

圖1 管道幾何模型Fig.1 Geometric model of pipeline

2.2 管徑初選

根據(jù)油田遠(yuǎn)期50×104t/a的產(chǎn)能規(guī)劃，選取四個(gè)階段對(duì)原油外運(yùn)方式進(jìn)行優(yōu)化研究，對(duì)應(yīng)的產(chǎn)能分 別 為10×104t/a、20×104t/a、30×104t/a 和50×104t/a。隨著油田開發(fā)深入，原油的氣油比將逐漸下降，結(jié)合目前13 口井的氣油比情況，上述四個(gè)階段的平均氣油比分別取400、300、200、100 m3/t（表2），計(jì)算得到原油流量，長輸管道經(jīng)濟(jì)流速一般為1.0～2.0 m/s，因拐子湖油田為邊遠(yuǎn)沙漠小型油田，產(chǎn)能有限，輸油管道管徑較小，流速提高會(huì)使得管道沿程摩阻顯著增大，因此在管徑初選時(shí)經(jīng)濟(jì)流速取0.8 m/s。

表2 管徑初選Tab.2 Primary selection of pipe diameter

表2中的管道內(nèi)徑為根據(jù)不同產(chǎn)能計(jì)算的初選管徑值，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行管徑優(yōu)化計(jì)算。當(dāng)產(chǎn)能為10×104t/a 時(shí)選取管徑50、60、70、80、90 mm；當(dāng)產(chǎn)能為20×104t/a 時(shí)選取管徑80、90、100、110、120 mm；當(dāng)產(chǎn)能為30×104t/a 時(shí)選取管徑105、115、125、135、145 mm；當(dāng)產(chǎn)能為50×104t/a時(shí)選取管徑150、160、170、180、190 mm。對(duì)每一產(chǎn)能階段不同管徑工況下的水熱力參數(shù)進(jìn)行計(jì)算，優(yōu)選合適參數(shù)。

2.3 基本熱力參數(shù)

為了確定管輸條件時(shí)的最小安全輸量，以冬季極寒環(huán)境為背景選取相關(guān)熱力參數(shù)。管道敷設(shè)方式為埋地，埋深1.5 m，管道周圍環(huán)境溫度取0 ℃。管道采取硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料保溫，保溫層厚度取40 mm。拐子湖油田地處北方沙漠，干旱少雨，土壤較為干燥，因此管線K值偏小，同時(shí)，管徑越大，則管線K值越小。根據(jù)《GB 50350—2015 油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》可知，保溫層厚度為40 mm的埋地硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料保溫集輸管道在稍濕土壤中的總傳熱系數(shù)K值范圍為0.84～1.36 W/(m2·℃)，按產(chǎn)能由小到大分別取管道總傳熱系數(shù)為1.4、1.3、1.2、1.1 W/(m2·℃)。根據(jù)我國多數(shù)油田的原油最高出站溫度范圍，選取最高出站溫度為70 ℃，而最低進(jìn)站溫度一般高于凝點(diǎn)3 ℃，取35 ℃[7-10]。

3 熱力最小安全輸量界限

不考慮摩擦熱，根據(jù)管道軸向溫降計(jì)算公式推導(dǎo)熱力最小安全輸量Gmin，如式（1）所示[11-12]。此時(shí)所得最小安全輸量是在管道沿線不設(shè)置熱泵站的工況下，僅依靠出站溫度和壓力輸送油品的最小輸量界限。

式中：K為管道總傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；D為管道計(jì)算直徑，m；L為管道長度，m；T0為管道周圍環(huán)境溫度，℃；c為原油比熱容，J/(kg·℃)；TRmax為允許的最高出站溫度，℃；Tzmin為允許的最低進(jìn)站溫度，℃。

根據(jù)公式（1）計(jì)算可得到管道的熱力允許最小安全輸量，如表3所示。

表3 中的管線壁厚采用公式（2）進(jìn)行計(jì)算[13-15]，管線設(shè)計(jì)壓力p=6 MPa，焊縫系數(shù)φ=1，σs取235 MPa，腐蝕余量C=1 mm。

表3 管道熱力允許最小安全輸量計(jì)算值Tab.3 Calculated value of thermal allowable minimum safe throughput of pipeline

式中：δ為管線壁厚，mm；p為管線設(shè)計(jì)壓力，MPa；d為管線內(nèi)徑，mm；σs為鋼材屈服極限，MPa；F為強(qiáng)度設(shè)計(jì)系數(shù)，取0.72；φ為焊縫系數(shù)；C為腐蝕余量。

由計(jì)算結(jié)果可知，四個(gè)產(chǎn)能階段的熱力允許最小安全輸量都高于對(duì)應(yīng)的規(guī)劃產(chǎn)能，說明熱油管線沿線溫降較大，僅依靠管道出站溫度不足以將原油順利輸送至末端。

4 數(shù)值計(jì)算與結(jié)果分析

為進(jìn)一步確定管道沿線溫降及壓降情況，確定熱泵站設(shè)置數(shù)量及位置，對(duì)不同產(chǎn)能階段不同管徑下的水熱力工況進(jìn)行計(jì)算。以產(chǎn)能30×104t/a為例進(jìn)行詳細(xì)分析，原油流速、管道壓降及溫降曲線分別如圖2、圖3和圖4所示。

圖2 不同管徑下的原油流速Fig.2 Velocity of crude oil with different pipe diameters

由圖2～圖4可知，對(duì)于管徑為105 mm及145 mm的流動(dòng)工況下，原油流速隨著管徑增加而逐漸減小，管徑為135 mm及145 mm工況下，原油流速已經(jīng)超出經(jīng)濟(jì)流速范圍。由于管道沿線經(jīng)過起伏的沙丘，因此管道沿線壓力出現(xiàn)一定波動(dòng)，管道起點(diǎn)壓力隨著管徑減小而增大，當(dāng)管徑為105、115 mm時(shí)，管道起點(diǎn)壓力過高，一般原油管道的設(shè)計(jì)壓力很難滿足。而對(duì)于管道沿線溫降，則隨著管徑增大而增大，這主要是因?yàn)楣軓皆龃笤土魉贉p小，因此沿線熱損失加大。由管道溫降曲線可知，原油油溫在輸送過程中即降至凝點(diǎn)，因此需要在管道沿線設(shè)置加熱站。綜合上述三方面因素，對(duì)于產(chǎn)能當(dāng)量為30×104t/a 的開發(fā)階段，可以考慮管道內(nèi)徑在125 mm工況下進(jìn)行管輸，沿線需要設(shè)置加熱站2～3座，同時(shí)設(shè)置泵站2座，技術(shù)上雖然可行，但經(jīng)濟(jì)性較差，并且后期維護(hù)成本較高。

圖3 管道壓降Fig.3 Pressure drop of pipeline

圖4 管道溫降曲線Fig.4 Temperature drop curve of pipeline

與上述思路相同，對(duì)產(chǎn)能為10×104t/a、20×104t/a 和50×104t/a 的水熱力參數(shù)進(jìn)行計(jì)算，得到四個(gè)產(chǎn)能階段不同管徑工況下的水熱力計(jì)算結(jié)果，并結(jié)合各工況下管輸原油的主要問題對(duì)工藝、經(jīng)濟(jì)適用性進(jìn)行了評(píng)價(jià)，如表4所示。

由表4可知，當(dāng)產(chǎn)能為10×104t/a及20×104t/a時(shí)不適合管道輸送，因?yàn)榇藭r(shí)管道壓降及溫降都很大，為保證原油安全輸送，必須在沿線設(shè)置多座熱泵站。因拐子湖油田處于沙漠腹地，屬于無人區(qū)，缺少公路、電力等公用設(shè)施，沿線設(shè)置熱泵站建設(shè)成本很高，同時(shí)也為后期維護(hù)帶來了一定難度并增加了運(yùn)行成本。而對(duì)于產(chǎn)能30×104t/a的階段，在管道內(nèi)徑為125 mm 的運(yùn)行工況下，可考慮修建管道，但此時(shí)仍需要沿線設(shè)置2～3 座加熱站及2 座泵站，建設(shè)及運(yùn)行成本仍較高，需謹(jǐn)慎選擇。當(dāng)產(chǎn)能增加至50×104t/a階段時(shí)，管線水熱力狀況明顯好轉(zhuǎn)，綜合考慮壓力、溫度及流速情況，可選擇管徑為160 mm 和170 mm兩種工況輸送原油，只需在沿線增壓和加熱一次即可保證原油順利外輸，經(jīng)濟(jì)性較好。

表4 不同工況下的水熱力計(jì)算結(jié)果Tab.4 Hydraulic and thermodynamic calculation results under different working conditions

5 結(jié)論

（1）在管道沿線不設(shè)置熱泵站的工況下，利用溫降公式計(jì)算了熱力允許的最小安全輸量，發(fā)現(xiàn)四個(gè)產(chǎn)能階段的規(guī)劃產(chǎn)能遠(yuǎn)低于熱力允許的最小安全輸量，即只依靠管道出站溫度和壓力無法順利將原油輸送至75 km外的終點(diǎn)。

（2）根據(jù)最低經(jīng)濟(jì)流速對(duì)四個(gè)產(chǎn)能階段進(jìn)行管徑初選，并在此基礎(chǔ)上計(jì)算了不同階段不同管徑管道輸油的水熱力參數(shù)，發(fā)現(xiàn)產(chǎn)能為10×104t/a、20×104t/a 兩個(gè)階段不適合采用管道輸油，應(yīng)考慮建立原油中轉(zhuǎn)庫并使用汽車罐車外運(yùn)原油；當(dāng)產(chǎn)能為30×104t/a 工況時(shí)，管道輸油需要在沿線設(shè)置2～3座加熱站及2座泵站，因投資大和后期維護(hù)困難，應(yīng)謹(jǐn)慎選擇；當(dāng)產(chǎn)能增加至50×104t/a 時(shí)，管線水熱力狀況明顯好轉(zhuǎn)，可采用管道輸油。