混輸管網冬季常溫集輸工藝仿真與應用研究

鄧家勝， 何旺達， 余 波， 白智文， 高志君， 田志遠

（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 石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500）

我國有較多的油田位于高緯度的寒冷地區，因而冬季集輸管網環境溫度低。寒冷地區油田集輸工藝受環境溫度制約，限制了其集輸半徑和流體流動性能，嚴重阻礙了油田的開發［1］。為擴大油田生產規模并保證集輸系統流動安全，寒冷地區油田常采用電伴熱、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，同時還需投資建設大量井口加熱爐等設備。隨著油田開發的不斷深入，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。

國內外部分油田根據集輸系統溫壓監測數據對相關加熱設備的功率進行調節以降低電能消耗。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，貿然在冬季將加熱集輸工藝轉變為常溫集輸工藝，存在重大的流動風險。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驗，也難以提出有針對性的集輸管網流動保障措施。

因此，本研究根據新疆油田A 井區的管網情況建立仿真模型?；贏井區的夏季歷史生產數據和現場監測數據驗證動態多相流模擬器（OLGA）仿真結果的準確性，進一步探究A 井區冬季混輸管網常溫集輸的流動情況。根據各井區生產數據形成混輸條件下原油凝點計算公式，并依據仿真結果采取針對性的安全保障措施［3］。

1 新疆油田集輸管網現狀

1.1 新疆油田集輸管網

新疆油田所在的高緯度寒冷地區一年中最低氣溫可達-35 ℃，冬季集輸工況條件惡劣，最大凍土層厚度達143 cm。為保證油田正常生產作業，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安全運行，普通井口流體加熱后的溫度設置在40～50 ℃（一般占加熱器額定功率的60%），高產單井出口溫度設置在60～80 ℃（一般占加熱器額定功率的80%），其安全運行的工藝參數范圍如表1 所示。集輸管網全部埋地敷設在凍土層以下，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合材料，并在最外層包裹高密度聚乙烯防護材料。井口采出液經出油管道輸送至各計量站，經計量站輪換計量后由集輸干線輸送至轉油站，如圖1所示。

表1 新疆油田A井區安全運行工藝參數范圍Tab.1 The range of process parameters for safe operation in well area A of Xinjiang oilfield

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

1.2 A井區采出液物性

分析A井區采出液物性，確定原油、天然氣物性參數，如表2所示。

表2 A井區原油物性參數Tab.2 Physical parameters of crude oil in well area A

該井區所產原油為輕質含蠟原油，所產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井區天然氣性質Tab.3 The properties of natural gas in well area A

1.3 常溫集輸現場試驗

根據現場技術人員的經驗，A 井區在春季溫度回升時嘗試關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，且只對部分井口節流程度較高和產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，發現該井區下轄各井回壓監測數據均小于1.5 MPa，其回壓均在0～2.1 MPa 的安全回壓范圍，且在正常范圍內波動，如圖2 所示。試驗期間管網整體運行良好，未發生凝管和凍堵等事故。

2 A井區混輸管網常溫集輸仿真

由于在冬季最冷溫度時實施常溫集輸工藝存在流動風險，因此，需在夏季常溫輸送時對生產數據開展仿真。對比夏季工況的計算結果和實測數據，驗證仿真模型的精確度是否符合要求。當模型的計算精度經驗證達標后，根據各計量站冬季最冷工況，計算集輸管網的溫度和壓力等流動參數，對比仿真結果和規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 井區的管網設計數據（管道長度、直徑、壁厚、材質、埋深和保溫層厚度等數據）、環境數據（埋深處的全年地溫變化）和歷史生產數據（油氣水產量、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模型中每個計量站的流體包。根據A 井區的管網分布，建立管網模型，如圖3所示。

圖3 A井區管網模型Fig.3 The pipeline network model in well area A

根據地溫監測結果可知，夏季時1.9 m 處的地溫為20 ℃，以A 井區夏季某天各計量站的生產數據，計算管網沿線的溫度和壓力。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 條轉油站進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。通過轉油站的進站壓力計算得到各計量站的出站壓力。集輸管網的計量站出站壓力計算結果與現場實測結果基本一致，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管網仿真模型的準確度。

表4 管道進站溫度仿真結果與實測結果對比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果與實測結果對比（部分）Tab.5 Comparison between the calculated and measured results of pipeline outbound pressure (partial)

2.2 A井區模型建立

根據A 井區的集輸管網分布情況建立管網模型，并設置管材、保溫層、防護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襯層、結構層、保溫層和保護層厚度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井區最冷工況仿真

A 井區的最冷工況出現在每年1 月上旬，最低環境溫度一般為-35℃。最低環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 井區往年在最冷工況下的流動參數如表8所示。

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

圖4 最低環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，在最冷工況下現有集輸系統保溫措施和流體溫壓可使4 條進站管道的溫度高于原油凝點，且沿線壓降在合理范圍內。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，證明了開展常溫集輸的可行性。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流量較小，導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油站，因管道流量較大導致沿線壓降增加。

表9 A井區轉油站進站溫度模擬結果Tab.9 The entering station temperature simulation result in well area A

圖5 最冷工況下A井區管道沿線溫降計算結果（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井區管道沿線壓降計算結果（部分）Fig.6 The calculation results (partial) of pressure drop along the pipeline in well area A under the coldest operation condition

3 管網常溫集輸應用與保障措施

3.1 管網常溫集輸現場應用

A 井區集輸管網夏季和冬季流動仿真結果證明了在該井區實施常溫集輸是可行的，因此，2021 年冬季將該井區的集輸工藝從加熱集輸整體轉為常溫集輸。經現場應用發現，即使在該地區冬季最低氣溫時，常溫集輸工藝也可正常應用。經井口溫度表、井口壓力表、計量站溫度表、計量站壓力表、進站溫度表和進站壓力表檢測數據可知，在冬季常溫集輸時井口的回壓都保持在合理范圍內，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波動；4條進站管線的進站溫度也保持在正常范圍內波動，如圖8所示。

圖7 A井區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條進站管線的進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 井區可在冬季開展常溫集輸的原因是：（1）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，也間接降低了管道沿線熱量的散失速率；（3）產出液中含有油氣水三相介質，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計算

隨著管輸液體溫度降低，原油中部分物質吸附于管道內壁面上，形成凝油團，主要包括蠟、膠質、瀝青、酸性物質等［3］。當流體對凝油團的剪切作用小于管壁對凝油團的黏附作用時，即會發生粘壁現象。粘壁現象會導致管道流動面積減小，井口回壓增大，影響集輸系統的安全運行，嚴重時可能會發生惡性凝管事故［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；Φ為含水率；k、m和n為系數，由原油和管輸條件決定。

Zheng 等［7］通過室內環道試驗建立了粘壁速率模型為

系數，由原油和管輸條件決定。

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

根據A 井區的計算結果，發現影響混輸原油凝點的因素主要包括：原油本身的凝點、氣油比、含水率和剪切率?；燧斄鲃訝顟B下原油凝點的公式可寫成如下格式：

根據新疆油田現場生產數據，可知混輸條件下原油凝點與原油本身凝點呈正相關，與氣油比、含水率和剪切率呈負相關。

根據現場實測的流體溫度低于原油凝點的混輸管道生產數據，結合式（3）擬合得到混輸條件下的原油凝點計算公式為

3.3 管網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不發生凝管事故。為保證常溫集輸管網能在低溫環境下正常運行，需要防止集輸管網中出現粘壁現象和凝固現象。因此，應從以下2 個方面加強保障。

3.3.1 定期掃線

A井區的原油組分中包含了較多的C16～C35蠟組分，長期運行時蠟分子逐漸附著在內壁上造成管道流通面積逐漸減小，沿線壓降增加。為防止A 井區冬季常溫輸送時出現蠟沉積，可定期對集輸管道開展掃線作業。因此，集輸系統在冬季運行時，應重點監測每條管道的壓降情況，當有管道的壓降超過許可范圍時，應立即開展掃線作業，防止惡性凝管事故發生。

部分井口產出液溫度較低，進行常溫集輸作業時，管道沿線熱損失可能造成沿線輸送溫度低于凝點，為防止輸送溫度過低而導致管道出現蠟沉積，在冬季進行輸送時應開啟井口加熱裝置。為保障管道流動安全，形成了流體溫度高于凝點、處于凝點和流動凝點之間、低于流動凝點3 種溫度狀態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 大規模采用玻璃鋼管道

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

4 結 論

管網模型溫度和壓力仿真結果與現場實測數據的誤差分別為1.08 ℃和0.16 MPa，驗證了管網模擬結果的準確性。計算出A 井區集輸管網最冷工況下的流動參數，結果表明該工況下集輸管網仍可正常運行。

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