海外某沙漠油田油氣集輸管道設計探討

莊岳昕,康 迪

中國石油工程建設有限公司北京設計分公司,北京100085

某海外沙漠油田地處撒哈拉沙漠腹地，環境條件惡劣。油田一期工程已于2010年建成投產，二期工程已經進入實施階段。在沙漠油田集輸管道設計中，應綜合考慮沙漠油田特點，在保證集輸管道設計滿足規范要求和安全運行前提下，降低工程投資，提高油田開發經濟效益。本文結合一期工程集輸管道設計經驗進行探討。

1 管道路由確定

油田油氣集輸管道包括井口到站場油氣管道和站間油氣管道，按照輸送介質，可分為油氣混輸管道、輸油管道和輸氣管道。在選擇集輸管道路由時，井口和站場位置都已經確定，但需要注意以下三點。

（1）油田地處沙漠地帶，地形為波浪狀起伏的半固定沙丘，以細沙為主，局部低洼處變為細粒土。對于起伏較大的沙丘，隨著風沙運移，地形極易發生變化，如果集輸管道從此穿過，會存在管道露出地面風險。另外，按照現場試驗數據，當沙丘的坡度大于7°，重載車很難開到沙丘上，無法把鋼管運輸到施工現場。對于油氣混輸管道，沿線地形起伏大，管道壓降增加。因此，在選擇集輸管道路由時應避開起伏較大的沙丘。

（2）該沙漠地帶嚴重缺水，管道路由選擇時應盡量避開居民區和水源區，植被中有駱駝刺草的區域應盡量避開，以免影響當地的生態環境及牧民的放牧。

（3）油氣集輸站場特別是大型站場（如集中處理站）周圍進出站管道較多，在選擇站場周圍管道路由時，要考慮在站場附近200～300 m范圍內建管廊帶，并對管廊帶進行標識，避免車輛隨意通過，保證管道安全運行。

2 管道覆土層厚度確定

GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規范》[1]要求集輸管道最小覆土厚度應符合GB 50251—2015《輸氣管道工程設計規范》[2]規定，但GB 50251—2015中沒有針對沙漠油田管道覆土層厚度作出規定，只針對旱地、水田和巖石類給出了規定，其覆土層厚度0.6～0.8 m。對于沙漠地區，沙丘的流動性會造成地形不斷變化，如果管道埋深淺，當砂子流動時管道覆土厚度可能會變小，甚至露出地面；同時，沙漠上的行車也可能對管道安全運行產生影響，因此，應適當增加集輸管道覆土層厚度。

考慮到該沙漠區域沒有道路，車輛隨意穿行，管道的埋深需考慮車輛通行時的垂直載荷影響。該沙漠交通運輸限制最大設施質量為45 t，按照API RP 1102規定[3]，車輪壓力取44.5 kN，每個車輪面積為0.093 m2，干沙的最大密度是1 720 kg/m3。以4、6、10 in（1in=25.4 mm）管道為例進行計算，管道設計壓力4.5 MPa，最高運行溫度75℃，在考慮車輛載荷時管道的應力校核計算結果見表1。

表1 管道應力校核計算結果

從表1可以看出，管道覆土厚度1.1、1.2 m均能滿足車輛通行時的管道強度要求。一期工程所有管道均埋深1.2 m，目前油田管道已經安全運行12年。二期工程油氣集輸管道埋深繼續采用1.2 m，并且應埋設在穩定砂層下0.6 m。

3 埋地集輸管道防腐措施

油田地質勘查資料顯示，沙漠油田地下水位在20～25 m，年降雨量12.2 mm，年蒸發量3 824 mm。因日照強烈且降水后滲入強，地表基本處于干燥狀態，遇降水后大部分地表立即干涸，表2為油田土壤含水數據。從表2可以看出，土壤含水率為0.1%～3.1%，平均為1.4%，含水率越低，土壤電阻率越大，腐蝕性越小。表3為油田土壤電阻率，在集輸管道埋深范圍內土壤電阻率范圍為209～1 636.9 Ω·m，均值為392.6 Ω·m，腐蝕評價為輕微腐蝕。

表2 土壤含水數據

表3 油區平均土壤電阻率

針對管道的外部輕微腐蝕環境，設計中集輸管道采用3PE作為外防腐層或采用聚氨酯泡沫夾克保溫防腐，補口采用聚乙烯熱收縮帶。埋地單井管道、集輸支線不設陰極保護。集輸干線由于管道的重要性和服役年限長，采用外加電流陰極保護，在干線兩端站場采用挖水池加降阻劑的措施，保證外加電流的保護效果。

油田伴生氣不含硫化氫，產出水含鹽量只有1 695.97 mg/L，二氧化碳含量3.2%，管道腐蝕以CO2腐蝕為主，其腐蝕速率為0.82 mm/a。目前一期工程已經投產12年，并未發現嚴重腐蝕狀況。根據現場腐蝕掛片的腐蝕情況，得出實際腐蝕速率低于0.1 mm/a，因此，根據一期工程運行經驗，管道腐蝕余量取2 mm。

4 集輸管道保溫方案確定

集輸管道是否保溫主要考慮環境溫度、管道長度、原油凝固點、析蠟點、黏度、壓降和溫降等主要因素。

該油田為多區塊整裝油田，本工程開發區塊共36個。集輸管道均為埋地管道，管道埋深處（1.2 m） 的最低環境溫度為24℃。單井管道長度100～5 200 m，集輸支線長度1 400～9 900 m，集輸干線長度3 300～72 000 m。油田不同斷塊原油的傾點、析蠟點、凝固點和黏度相差較大。需要對各區塊進行具體分析，進而確定其集輸管道是否需要保溫。

對于原油凝固點和析蠟點都低于管道環境溫度的情況，管道運行和停輸都不會出現凝管和結蠟現象，對于這類集輸管道，主要考慮管道壓降是否滿足要求。如果壓降滿足要求，就不需要保溫；如果管道壓降過大，則需要對管道考慮保溫措施。有時，在起點還需要設置原油加熱設施。

對于原油凝固點低于管道環境溫度、析蠟點高于管道環境溫度的情況，集輸管道是否需要保溫的判斷原則與上述相同。因為析蠟點高于管道環境溫度，當管道油溫低于析蠟點時，管道內壁會結蠟。特別是當原油溫度接近凝固點時，原油析蠟嚴重，原油黏度值增加較快。因此，對于凝固點略低于集輸管道環境溫度的原油，雖然管道不會因為停輸而造成凝管，但也要控制管道末點溫度并確保其高于凝固點3～5℃。

對于原油凝固點和析蠟點都高于管道環境溫度的情況，油氣集輸管道需要保溫，管道末點溫度要高于凝固點3～5℃，從而保證管道熱力條件。

5 熱力計算中的總傳熱系數選擇

總傳熱系數是油氣集輸管道熱力計算的關鍵參數，涉及到集輸管道起末點溫度計算。總傳熱系數高，管道溫降快，原油黏度增大，管道壓降增加，不利于管道運行[4-5]。對于沙漠油田埋地保溫和不保溫集輸管道，管道周圍沙土的導熱系數是管道總傳熱系數的關鍵影響因素，管道總傳熱系數隨著沙土導熱系數降低而減小。對于保溫管道，影響總傳熱系數的關鍵影響因素還包括保溫層厚度及其導熱系數。

管道所在埋深處沙土的導熱系數比較低，為0.433～0.619 W/（m·K），導致管道總傳熱系數也比較低。表4給出6種規格管道總傳熱系數的計算值和GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規范》中稍濕土壤條件下的參考值[1]。

表4 幾種埋地集輸管道導熱系數計算值與參考值

從表4中可以看出，6種規格管道的總傳熱系數計算值均低于規范參考值。多數管道總傳熱系數的計算值是規范參考值的二分之一左右。根據現場收集該油田一條在役12in埋地不保溫集輸管道運行參數，利用蘇霍夫溫降公式反算管道總傳熱系數為0.8 W/（m2·K），也低于規范參考值。規范給出的參考值對土壤含水影響只考慮稍濕、中等濕度、潮濕和水田及地下水四種工況，沒有考慮土壤的類型和組成。對于沙漠油田，規范推薦的參考值即使選擇稍濕土壤條件，其總傳熱系數都高于計算值和反算值，因此在沙漠油田設計中不建議直接使用規范參考值。在沙漠油田集輸管道熱力計算時，應優先考慮采用類似集輸管道運行數據反算的總傳熱系數。在沒有現場實測反算數據時，可以先利用權威軟件計算總傳熱系數，在計算時要注意管道周圍沙土導熱系數的選取，盡可能利用現場實測的沙土導熱系數，然后通過風險因素分析，在計算總傳熱系數的基礎上考慮一定的富余量。

6 溶氣原油黏度和凝固點

在工程設計中，一般把常溫、常壓下脫氣原油黏度和凝固點作為設計輸入條件。但是，油氣集輸管道多為油氣混輸管道，原油和天然氣是互溶流體，在集輸管道運行壓力和溫度條件下，天然氣中的重組分會溶于原油中，使工況下原油凝固點和黏度減小，這種原油被稱為溶氣原油[6]。原油黏度的下降對集輸管道熱力和水力計算有著直接的影響。

目前油氣集輸管道工藝計算軟件已經考慮了溶氣原油黏度降低問題。如果采用手工或自編程序計算溶氣原油的黏度，可以參考《油氣集輸》第四章第三節第八部分內容計算[6]。以該油田S區塊油氣混輸管道為例，S區塊脫氣原油在操作溫度48℃時的黏度為48 mPa·s，通過計算，在操作壓力2.0 MPa、操作溫度48℃時，脫氣原油溶解度達到9.55 m3/m3，原油黏度降到44.3 mPa·s，黏度下降7.6%。由此可見，溶氣原油黏度降低問題不能忽略，在油氣集輸管道設計中應該考慮溶氣原油的黏度降低問題，從而保證工藝計算的準確性。

原油凝固點除了與原油含蠟量有關外，還與原油組分有關，輕烴組分含量增加，凝固點降低。溶氣原油在操作工況下溶入了一部分輕烴組分，因此溶氣原油凝固點低于脫氣原油凝固點。溶氣原油凝固點的計算目前還沒有公認的計算方法，無法進行定量分析。但是，在油氣集輸管道工藝設計時，要考慮溶氣原油凝固點降低問題，從而合理確定集輸管道末點溫度。在集輸管道工藝設計中，對于凝固點高于管道環境溫度的集輸管道，管道末點溫度通常考慮比脫氣原油凝固點高3～5℃。考慮到溶氣原油凝固點低于脫氣原油凝固點這一現象，建議油氣混輸管道末點溫度高于脫氣原油凝固點3℃即可。

7 結束語

本文針對某海外沙漠油田的特點，結合工程實施中的經驗，對油氣集輸管道設計中的幾個問題進行了探討。在實際沙漠油田集輸管道設計中，要結合沙漠油田的實際情況確定油氣集輸管道的設計方案，從而滿足技術、工藝、經濟和油田安全生產的需要。