某沙漠油田未穩定凝析油長距離輸送投產異常原因分析及對策

張力

(中石化石油工程設計有限公司 新疆分公司,新疆 庫爾勒 843000)

某沙漠油田位于塔克拉瑪干沙漠,油氣集輸總體布局采用井口→閥組站→聯合站方式。某中心分輸站設計2臺一級兩相分離器、1臺二級油氣分離器、2臺壓縮機、3臺外輸泵。前期油氣混輸,隨著油氣快速增長,混輸改為油氣分輸,經一級兩相分離器分離后,天然氣經DN400 PN100 82 km管線輸聯合站處理,凝析油經DN250 PN63 82 km管線輸聯合站處理。混輸改分輸時,從節能角度出發,考慮只投用一級分離器,不投用二級分離器、壓縮機和泵,試投產證明天然氣管線運行正常,凝析油輸量遠低于設計值。經分析,是未穩定凝析油在輸送過程中隨著壓力降低,凝析油中溶解氣析出,在大型沙丘地段出現氣阻現象,造成管線輸送能力大幅下降,導致起輸壓力超過設計值。為此,及時投用二級閃蒸分離流程,一級分離器出口未穩定凝析油經二級閃蒸分離器再次分離,閃蒸氣經壓縮機增壓后匯入一級分離器氣相出口,閃蒸后凝析油經外輸泵增壓外輸,此后凝析油管線平穩運行。

1 基礎數據

1.1 設計參數

外輸天然氣:370×104m3/d;外輸凝析油:1 700 t/d;含水:10%。

1.2 凝析油物性

凝析油密度:0.76～0.84 g/cm3,運動黏度:1.15～3.57 mm2/s,凝固點:-32～-4 ℃,含硫量:0.019%～2.46%,含蠟量:0.37%～3.3%,凝析油物性參見表1。

表1 凝析油物性

1.3 天然氣物性

相對密度為0.70 g/cm3, H2S含量1 004.41 mg/m3,CO2含量在4.2% ,天然氣組成見表2。

表2 天然氣組成

1.4 地層水物性

地層水屬低礦化度、低含Cl-、中pH值鹵水,地層水物性參見表3。

表3 地層水物性

2 項目基本情況

某中心分輸站有2臺一級兩相分離器、1臺二級油氣分離器、2臺壓縮機、3臺外輸泵。油氣分離后,天然氣和凝析油分別經管線輸聯合站處理,中心分輸站工藝流程如圖1所示。外輸管線前47 km沙丘起伏較大,較大沙丘近10個,單個沙包最大爬坡高程19 m,沿線地形起伏示意圖如圖2所示;外輸管線后35 km沙丘起伏較小,較大沙丘近5個,單個沙包最大爬坡高程10 m以內,沿線地形起伏示意圖如圖3所示。

圖1 中心分輸站工藝流程

圖2 外輸管線前47 km地形起伏示意圖

圖3 外輸管線后35 km地形起伏示意圖

3 混輸改分輸異常情況分析

油氣分輸改分輸投產時,中心分輸站進油量2 600 m3/d,進氣量370萬m3/d,從節能角度出發,考慮只投用一級分離器,不投用二級分離器、壓縮機和泵。試投產后,DN250凝析油外輸管線壓力快速升至6 MPa,DN400天然氣外輸管線運行平穩(6～7 MPa)。投產初期DN250凝析油外輸管線實際輸油量、壓力及DN400天然氣外輸管線壓力變化如圖4所示。

圖4 投產初期輸油量、外輸管線壓力變化圖

針對DN250凝析油外輸管線異常情況,從如下2個方面分析驗證:

1)未穩定凝析油溶解氣影響。未穩定凝析油在輸送過程中隨著壓力降低,凝析油中溶解氣析出,氣油比增大,影響輸送[1-2]。經取樣分析,中心分輸站外輸凝析油氣油比為58。采用Pipephase軟件計算凝析油管線輸送,未穩定凝析油與穩定凝析油在相同輸油量(2 600 m3/d)情況下起點輸送壓力對比見表4。

表4 起點輸送壓力對比表

從表4可以看出,未穩定凝析油中溶解氣對管線輸送能力有影響,起輸壓力比輸送穩定凝析油情況下要高出2.3 MPa,但低于凝析油外輸管線設計壓力(6.3 MPa),理論上管線能正常運行。

2)地勢起伏,“氣阻”影響。一級分離器運行壓力6～7 MPa,分離器出口凝析油為未穩定凝析油,DN250凝析油外輸管線沿線壓力逐漸下降,直至進聯合站運行壓力0.7 MPa,過程中輕組分不斷析出,管道阻力增大;因管線前47 km沙丘起伏較大,較大沙丘近10個,單個沙包最大爬坡高程19 m,天然氣在地勢高點聚集,形成氣阻,造成輸送壓力異常,大大高于理論計算值。

4 對策

“氣阻”現象機理復雜,是油氣田地面集輸工程的一大難題,當前普遍應用的并被業界認可的油氣輸送工藝模擬軟件(Pipephase、Pipesim、OLGA等)暫無法完美解決該工況。

為解決“氣阻”影響凝析油輸送問題,及時投運二級閃蒸分離流程,一級分離器油出口凝析油進二級分離器閃蒸分離,二級分離器氣出口天然氣經新增壓縮機增壓至一級分離器運行壓力后進DN400天然氣管線外輸[3-5],二級分離器油出口凝析油經新增凝析油外輸泵增壓外輸[6-9]。

投運二級閃蒸分離流程后,中心分輸站日輸氣367萬m3,日輸油3 076 m3,DN400天然氣管線起輸壓力5.9 MPa,DN250凝析油外輸管線起輸壓力2.8 MPa,天然氣及凝析油外輸管線均平穩運行。

5 結論

該中心分輸站投運二級閃蒸分離流程后,天然氣及凝析油外輸管線運行正常,充分說明了沙漠油田長距離輸送凝析油時對其進行閃蒸分離穩定是有效的,可避免未穩定凝析油長距離輸送過程中在地勢高的沙包處形成“氣阻”[10],從而保障管線正常運行。