張力

(中石化石油工程設(shè)計(jì)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(lián)合站方式。某中心分輸站設(shè)計(jì)2臺(tái)一級(jí)兩相分離器、1臺(tái)二級(jí)油氣分離器、2臺(tái)壓縮機(jī)、3臺(tái)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(jīng)一級(jí)兩相分離器分離后,天然氣經(jīng)DN400 PN100 82 km管線輸聯(lián)合站處理,凝析油經(jīng)DN250 PN63 82 km管線輸聯(lián)合站處理。混輸改分輸時(shí),從節(jié)能角度出發(fā),考慮只投用一級(jí)分離器,不投用二級(jí)分離器、壓縮機(jī)和泵,試投產(chǎn)證明天然氣管線運(yùn)行正常,凝析油輸量遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)值。經(jīng)分析,是未穩(wěn)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(xiàn)氣阻現(xiàn)象,造成管線輸送能力大幅下降,導(dǎo)致起輸壓力超過設(shè)計(jì)值。為此,及時(shí)投用二級(jí)閃蒸分離流程,一級(jí)分離器出口未穩(wěn)定凝析油經(jīng)二級(jí)閃蒸分離器再次分離,閃蒸氣經(jīng)壓縮機(jī)增壓后匯入一級(jí)分離器氣相出口,閃蒸后凝析油經(jīng)外輸泵增壓外輸,此后凝析油管線平穩(wěn)運(yùn)行。

1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.1 設(shè)計(jì)參數(shù)

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(yùn)動(dòng)黏度:1.15～3.57 mm2/s,凝固點(diǎn):-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(duì)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(xiàng)目基本情況

某中心分輸站有2臺(tái)一級(jí)兩相分離器、1臺(tái)二級(jí)油氣分離器、2臺(tái)壓縮機(jī)、3臺(tái)外輸泵。油氣分離后,天然氣和凝析油分別經(jīng)管線輸聯(lián)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(gè),單個(gè)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(gè),單個(gè)沙包最大爬坡高程10 m以內(nèi),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(chǎn)時(shí),中心分輸站進(jìn)油量2 600 m3/d,進(jìn)氣量370萬m3/d,從節(jié)能角度出發(fā),考慮只投用一級(jí)分離器,不投用二級(jí)分離器、壓縮機(jī)和泵。試投產(chǎn)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(yùn)行平穩(wěn)(6～7 MPa)。投產(chǎn)初期DN250凝析油外輸管線實(shí)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(chǎn)初期輸油量、外輸管線壓力變化圖

針對(duì)DN250凝析油外輸管線異常情況,從如下2個(gè)方面分析驗(yàn)證:

1)未穩(wěn)定凝析油溶解氣影響。未穩(wěn)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(jīng)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(jì)算凝析油管線輸送,未穩(wěn)定凝析油與穩(wěn)定凝析油在相同輸油量(2 600 m3/d)情況下起點(diǎn)輸送壓力對(duì)比見表4。

表4 起點(diǎn)輸送壓力對(duì)比表

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

2)地勢(shì)起伏,“氣阻”影響。一級(jí)分離器運(yùn)行壓力6～7 MPa,分離器出口凝析油為未穩(wěn)定凝析油,DN250凝析油外輸管線沿線壓力逐漸下降,直至進(jìn)聯(lián)合站運(yùn)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(gè),單個(gè)沙包最大爬坡高程19 m,天然氣在地勢(shì)高點(diǎn)聚集,形成氣阻,造成輸送壓力異常,大大高于理論計(jì)算值。

4 對(duì)策

“氣阻”現(xiàn)象機(jī)理復(fù)雜,是油氣田地面集輸工程的一大難題,當(dāng)前普遍應(yīng)用的并被業(yè)界認(rèn)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(shí)投運(yùn)二級(jí)閃蒸分離流程,一級(jí)分離器油出口凝析油進(jìn)二級(jí)分離器閃蒸分離,二級(jí)分離器氣出口天然氣經(jīng)新增壓縮機(jī)增壓至一級(jí)分離器運(yùn)行壓力后進(jìn)DN400天然氣管線外輸[3-5],二級(jí)分離器油出口凝析油經(jīng)新增凝析油外輸泵增壓外輸[6-9]。

投運(yùn)二級(jí)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(wěn)運(yùn)行。

5 結(jié)論

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