張小紅，楊亞洲，張國(guó)勝，歐衡，林若鵬 (中石油塔里木油田分公司塔中油氣開發(fā)部，新疆 庫(kù)爾勒 841000)

0 引言

中石油塔里木油田塔中Ⅰ號(hào)凝析氣田為含硫酸性油氣藏，地面集輸工藝采用“單井+集氣站+聯(lián)合站”的三級(jí)集輸工藝，其中單井和集氣站均采用無(wú)人值守的方式進(jìn)行運(yùn)行管理。單井流體依靠地層壓力自噴混輸至集氣站，通過集氣站進(jìn)站匯管分別進(jìn)入高壓分離器或中壓分離器進(jìn)行分離。集氣站內(nèi)分離形成的高壓氣、中壓氣和液相分別通過高壓氣集輸干線、中壓氣集輸干線、油集輸干線進(jìn)入聯(lián)合站進(jìn)行處理。

在地面運(yùn)行管理中，部分集氣站出現(xiàn)了中壓氣集輸干線出站壓力低于油集輸干線出站壓力的情況，導(dǎo)致中壓氣集輸干線發(fā)生竄液，迫使運(yùn)行人員通過現(xiàn)場(chǎng)手動(dòng)調(diào)節(jié)中壓分離器氣相出口開度，從而增大中壓分離器運(yùn)行壓力，實(shí)現(xiàn)將液相壓入油集輸干線的目的。但類似情況的發(fā)生，不僅導(dǎo)致中壓氣集輸干線清管作業(yè)頻繁，現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行人員工作量增大，更加嚴(yán)重的是容易導(dǎo)致集氣站中壓進(jìn)站匯管和中壓分離器超壓運(yùn)行情況的發(fā)生，特別是在有新井投運(yùn)和間開井生產(chǎn)期間。該類問題的出現(xiàn)，嚴(yán)重影響現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行安全。

1 基礎(chǔ)情況

塔中第三聯(lián)合站二號(hào)集氣站中壓進(jìn)站匯管設(shè)計(jì)壓力5.7MPa，安全閥整定壓力5.61 MPa；中壓生產(chǎn)分離器設(shè)計(jì)壓力5.7兆帕，安全閥整定壓力5.61 MPa；中壓氣集輸干線規(guī)格Φ219.1×7.1 mm，設(shè)計(jì)壓力 5.7 MPa，長(zhǎng)度 7.2 km，材質(zhì)L360 NS；油集輸干線規(guī)格Φ168.3×6.3 mm，設(shè)計(jì)壓力5.7 MPa，長(zhǎng)度 14.2 km，材質(zhì) L245 NCS。

該集氣站2018年7月長(zhǎng)時(shí)間出現(xiàn)中壓氣集輸干線出站壓力比油集輸干線出站壓力低的情況，導(dǎo)致現(xiàn)場(chǎng)非正常運(yùn)行，期間出現(xiàn)2次中壓進(jìn)站匯管安全閥起跳情況的發(fā)生。中壓氣集輸干線出站壓力和油集輸干線出站壓力曲線如圖1所示，油集輸干線出站壓力和進(jìn)聯(lián)合站壓力如圖2所示。

圖1 中壓氣集輸干線出站壓力和油集輸干線出站壓力曲線圖

圖2 油集輸干線出站壓力和進(jìn)聯(lián)合站壓力

2 問題探究

對(duì)于已建成投運(yùn)的集輸管線，在運(yùn)行中出現(xiàn)高集輸壓差的原因可能有管線因地質(zhì)及人為原因發(fā)生變形縮徑、集輸干線上閥門未處于全開狀態(tài)造成節(jié)流、結(jié)蠟及結(jié)垢造成堵塞節(jié)流、管線凍堵、管道內(nèi)存在氣阻。

2.1 原因排查

2018年上半年，出現(xiàn)高集輸壓差的該管線共開展4次清管作業(yè)，清管作業(yè)信息如表1所示。

表1 2#集外輸油干線2018年上半年清管作業(yè)統(tǒng)計(jì)表

清管作業(yè)記錄表明：歷次清管作業(yè)均能順利完成，無(wú)卡阻等情況發(fā)生，清管作業(yè)前后管線集輸壓差無(wú)明顯變化。清管作業(yè)的順利開展，排除了該管線因節(jié)流原因引起的高集輸壓差的可能，引起該管線高集輸壓差的原因可能為管道內(nèi)存在氣阻影響。

2.2 氣阻形成分析

在相關(guān)文獻(xiàn)中已經(jīng)對(duì)管道內(nèi)氣阻形成原因進(jìn)行了解釋：當(dāng)液體經(jīng)過高點(diǎn)后，首先會(huì)由于其剩余能量形成不滿流，隨著管道底部積液體積的增大和水頭在管道內(nèi)的推進(jìn)，逐漸對(duì)氣體起到了封閉和壓縮的作用，此時(shí)管道內(nèi)也僅僅封存了氣體，但是當(dāng)?shù)匦卧俅紊?，氣體壓力大于大氣壓力并開始被壓縮時(shí)，氣阻就形成了[1]。顯然，該定義的氣阻現(xiàn)象主要出現(xiàn)在管道新建試壓的階段，對(duì)于已投產(chǎn)運(yùn)行的管道，在后期運(yùn)行中出現(xiàn)氣阻現(xiàn)象，說明氣阻現(xiàn)象的定義還需在前任解釋基礎(chǔ)上進(jìn)行補(bǔ)充完善。

當(dāng)塔中Ⅰ號(hào)凝析氣藏井筒內(nèi)流體所處壓力低于凝析氣藏的飽和壓力時(shí)，流體發(fā)生反凝析作用產(chǎn)生原油，其原油具有低密度、低粘度、低-中含蠟的特點(diǎn)。由于依靠地層量能的方式進(jìn)行集輸，集氣站無(wú)法對(duì)原油內(nèi)的溶解氣進(jìn)行完全分離，隨著外輸油管道內(nèi)壓力下降，溶解于原油的天然氣發(fā)生閃蒸揮發(fā)，由于沙漠地勢(shì)起伏較大，當(dāng)閃蒸揮發(fā)的天然氣在管道高部位聚集形成氣塞，氣塞被壓縮時(shí)即形成了管道氣阻，造成管道集輸壓差逐漸增大。塔中第三聯(lián)合站二號(hào)集氣站油集輸管線地形起伏圖如圖3所示。

圖3 二號(hào)集氣站油集輸管線地形起伏圖

3 優(yōu)化對(duì)策及效果

經(jīng)過分析確認(rèn)造成塔中第三聯(lián)合站二號(hào)集氣站油集輸管線高壓差的原因?yàn)樵椭腥芙鈿馑?，因此?duì)原油進(jìn)行再次閃蒸成為治理該管線高集輸壓差的著手點(diǎn)?，F(xiàn)場(chǎng)采用新增低壓分離器對(duì)原油進(jìn)行再次閃蒸，閃蒸的天然氣采用壓縮機(jī)增壓進(jìn)集氣站氣集輸干線，原油采用輸油泵增壓的方式進(jìn)油集輸干線，取得理想的治理成效。改造后中壓氣集輸干線和油集輸干線相關(guān)運(yùn)行壓力如圖4和圖5所示。

圖4 二號(hào)集氣站流程優(yōu)化前后中壓氣和油集輸運(yùn)行壓力圖

圖5 二號(hào)集氣站流程優(yōu)化前后油集輸進(jìn)出站壓力曲線圖

4 結(jié)語(yǔ)

結(jié)合塔中第三聯(lián)合站二號(hào)集氣站油集輸干線氣阻形成原因分析及現(xiàn)場(chǎng)治理效果，我們可以得出以下結(jié)論：

(1) 集輸管線形成氣阻不僅可能因管道建設(shè)時(shí)封存氣形成，也可以在運(yùn)行過程中因原油中溶解氣形成氣阻現(xiàn)象。

(2) 氣阻現(xiàn)象形成跟地勢(shì)起伏有很大關(guān)系，地勢(shì)起伏越大，氣阻越容易形成。

(3) 原油集輸管線在地面設(shè)計(jì)初期，因充分考慮原油內(nèi)溶解氣情況，合理選擇集輸工藝，防止因氣阻現(xiàn)象造成管道超壓情況的發(fā)生。

(4) 通過對(duì)原油中溶解氣進(jìn)行閃蒸，減少原油在集輸管道中因壓降形成氣塞，是避免形成氣阻的有效方式。