油氣混輸工藝在低輸量管道安全運行中的優勢分析

陳麗麗，孫建利，劉志勇，張光宇，趙啟昌，郭曉軍

1.中國石油華北油田分公司，河北任丘 062550

2.中國石油工程建設有限公司北京設計分公司，北京 100085

油氣管道建成后，受后期地質開發影響，最初輸油管道的設計輸量遠遠高于當前地質產量，與現場實際生產不匹配，尤其是在老油田的生產運行中該矛盾更加突出[1-2]。目前各油田對低輸量含蠟原油管道，主要采取提高起輸溫度、建設中間加熱站、低含水油輸送、摸索結蠟規律定期通球[3]等措施來維持該類長輸管道安全平穩運行。以華北油田為例，面對油田南部區域原油產量不斷下降，J-S 輸油管道已不能滿足設計最低啟輸量的要求，通過管道提溫運行、清管器定期清蠟、儲油罐區季節性調峰等措施維持該條長輸管道基本運行。目前該管道已通過上述方式運行超過14年，J-S 輸油管道長期處于高溫狀態下不僅造成防腐層破壞（見圖1），給正常輸油帶來諸多不安全因素，而且每年管道保溫層檢測及恢復費用高、定期清罐修罐資金投入大。由于建設中間加熱站投資高、管理難度大，因此根據J-S 長輸管道運行參數，結合J 區塊產氣量豐富、采出水余量充足等現狀，設計了油氣混輸工藝和低含水油輸送兩種方案，均可不設置中間加熱站點，綜合考慮經濟性、安全性，對二者進行詳細的工藝設計和技術論證。

圖1 J-S輸油管道防腐層破壞及結蠟情況

1 J-S輸油管道概況

J-S 輸油管道于2006 年10 月建成投產，全長43.87 km，規格D159 mm × 5 mm，輸送介質為原油，采用保溫加熱輸送工藝。設計溫度35～70 ℃，設計最大工作壓力6.4 MPa，設計輸量37.5 × 104～45.5×104t/a，最小啟輸量45 m3/h，最大輸油量為60 m3/h。途經地區均為平原，敷設環境以農田和果園為主，土壤腐蝕性強，采用外加強制電流和犧牲陽極陰極保護系統。

J-S 輸油管道跨越公路8 處，穿越鐵路2 處，穿越河流溝渠19 處，平均中心埋深1.5 m，傳熱系數0.95 W/(m·K)，平均含水0.5%（質量分數），原油物性及黏溫數據測試結果見表1、表2。

表1 J-S管道外輸原油物性

表2 J-S管道外輸原油不含水黏溫數據

J-S輸油管道自2006年建成至今，輸量逐年遞減，2009 年開始進入低輸量運行階段，當年輸油量為35.2×104t。起初，為了確保在低輸量狀態下J 站外輸原油能夠安全進入S 站，曾采用添加降凝劑的方式保障管道安全運行，凝固點由26 ℃下降至18 ℃，但由于S 站外輸液量較大導致添加降凝劑成本較高，且該管道析蠟溫度在35～40 ℃，添加降凝劑后仍無法阻止原油中蠟晶的析出[3]，由此導致J-S 管道后半段結蠟嚴重，管道縮徑，外輸系統壓力由1.8 MPa 上升至3 MPa 左右。因此2013 年11月起，J-S 輸油管道開始進行通球清蠟[4]，平均每月通球1 次，同時技術人員通過將J 站起輸溫度由設計時的70 ℃提升至92 ℃（平均溫度）使輸送介質進S 站溫度維持在42 ℃以上，高于凝固點，該方法不但避開結蠟高峰區，且無需再添加降凝劑，目前J-S長輸管道運行數據監測如圖2所示。

圖2 2021年J-S輸油管道起輸量及溫度變化情況（每2 h數據）

2 J-S管道油氣混輸方案設計

2.1 基本參數及思路

J 區域目前管理a、b、c、J 合計四座轉油站，該區域原油通過站間集油管道輸送至J 站進行集中脫水處理，合格后通過J-S長輸管道輸送至S站場。該區域自產伴生氣資源豐富，其中CH4摩爾分數為94.35%，在20 ℃、101.325 kPa 狀態下，低位發熱量34 MJ/m3，高位發熱量37.7 MJ/m3，具有較高的燃燒價值，伴生氣組分如表3 所示，相對密度為0.701 4。該區域年產伴生氣約570 × 104m3，其中367×104m3伴生氣用于J 區域站場10 臺加熱爐燃燒用熱，富余203×104m3伴生氣用于發電。S 區域管理e、d、S 合計三座轉油站，S 站不但作為S 區域的中心處理站，同時接收上游J 站管輸來液。該區域僅d 站有少量自產氣，可以滿足d 站場熱力系統用熱，e 站和S 站需要購買地方管道燃氣作為站場加熱爐燃料，年外購氣量214×104m3。S 區域與J區域站間集油、集氣線完備，各轉油站原油、燃氣走向如圖3所示。

表3 J站場伴生氣組分摩爾分數單位：%

圖3 J/S區域生產流程示意

根據J 區域與S 區域之間伴生資源不平衡，以及J-S 輸油管道未來仍會長期處于低輸量狀態下的生產狀況，規劃將J 站富余的伴生氣資源通過油氣混輸的方式輸送至S站。目前采用長距離油氣混輸管道將原油和伴生氣以混合方式進行輸送，主要在簡化工藝流程及降低工程投資方面具有明顯優勢[5]，但尚未在低輸量管道中用于降低啟輸點溫度。馮其玲等人認為，對于采用天然氣摻輸的方式實現輸油管道在低輸量下安全運行的方案中，由于氣液兩相間摩阻增大了流動阻力，因此出站壓力急劇升高[6]。針對多相流工藝計算誤差大的問題[7]，本次設計采用PIPESIM 軟件及HYSYS軟件進行計算模擬。

2.2 主要工藝流程設計

伴生氣收集、處理、輸送流程[8]主要為在J 站原有加熱爐后新建天然氣注入系統（壓縮機），J站伴生氣經新建聚結過濾器過濾后，進入壓縮機增壓至3.0 MPa，與原油混合后通過已建J-S 輸油管道將油氣混輸至S 站。在S 站新建段塞流捕集器、氣液分離器、聚結過濾器?；旌辖橘|進入S站，由段塞流捕集器與氣液分離器分離出的氣體，經過聚結過濾器過濾后進入S站供熱系統，原油去計量區計量后進入儲罐儲存。同時擬在距離S 站23 km 處新建一座RTU 閥室，確保管道出現事故時及時關斷，減少環境污染及油氣泄漏造成的危害，流程示意如圖4所示。

圖4 J-S管道油氣混輸工藝流程示意

2.3 軟件計算結果

通過對J區塊與S站用氣進行供需平衡分析，S站冬季（11月至3月）消耗氣量較大，J區塊可利用伴生氣量不能滿足其需求，仍需購買管道氣補充；其余季節，伴生氣產量能夠滿足S站用氣需求，且富余自產氣仍可去a 站用于發電，計算結果如表4所示。通過供需平衡分析可知，J-S 輸油管道最大輸氣量5 703 m3/d，管輸最小氣量1 256 m3/d。

表4 首末站用氣供需平衡分析（2020年7月-2021年6月） 單位：m3/d

為確保油氣混輸模擬的準確性，本次設計采用PIPESIM 軟件及HYSYS 軟件進行模擬，相互驗證，模擬結果基本一致。根據當前自產氣生產運行情況進行分析，J-S 輸油管道逐月油氣混輸模擬結果如表5 所示。1 月份管輸伴生氣量最小52.28 m3/h，管內液體流速0.59 m/s，氣體流速0.06 m/s。11 月份管輸伴生氣量最大為237.64 m3/h，管內液體流速0.6 m/s，氣體流速0.26 m/s 。出站壓力由1.8 MPa提升至2.58 MPa，油氣混輸后J-S 輸油管道最大出站壓力小于3 MPa，雖有升高但遠低于管道設計壓力6.4 MPa，啟輸溫度可由92 ℃降至79 ℃，混輸后，雖然溫降不大，但對于油田節能降耗工作開展具有較大的經濟效益。同時J 區域為集中南部油田壓艙石工程推進重點生產區域，隨著后續產能建設開發，J 區域伴生氣資源將進一步增加，通過軟件模擬計算，J-S 原油管道實現油氣混輸后最大輸氣能力可達1 000 m3/h，滿足后續生產建設需求，因此該方案具有可行性。

表5 J-S管道油氣混輸計算模擬結果

3 J-S管道含水油輸送方案設計

含水油輸送在各油田低輸量管道中應用較多，馮其玲等[6]認為摻水后輸送低含水油方案不僅工藝可行而且比新建中間加熱站方案具有更低的運行費用和投資成本，是低輸量工況下推薦的運行方案。李玉春[9]也根據摻水量與管道所需入口溫度與入口壓力間關系，確定A-B段管道低輸量運行年份的最優摻水量，因此該方案成熟可靠且具有較好的經濟效益，以下對含水油輸送方案進行分析。

3.1 低含水原油室內腐蝕試驗

本次試驗主要針對不同含水率下低含水原油輸送介質的腐蝕性從而確定摻水量，實驗根據J-S管道首站和末站的外輸溫度及輸送時間、流速、壓力、原油轉相點等實際生產條件確定以下的相關試驗參數[10]。

1）溫度：40、45、50、55、60、65、70、75、80 ℃。

2）含水率：0%、5%、10%、15%、20%、100%。

3）實驗時間：7 d；試片材質：A3 鋼；不同含水率下的介質流速見表6。

表6 不同含水率下的介質流速

通過室內試驗可以得出，J-S 外輸原油乳化含水率為0%～20%時的室內腐蝕速率范圍為0.000 5～0.008 1 mm/a（見圖5），雖然腐蝕速率隨著含水率的增加而增加，但增加緩慢，且最大腐蝕速率（0.008 1 mm/a）遠遠低于GB/T 23258—2009 所規定的控制線（0.025 mm/a）。

3.2 不含水下J-S輸油管道熱力及水力計算

對于長距離油氣混輸管道的熱力計算，主要采用蘇霍夫公式，其表達式為：

式中：TL為J-S 管道進站溫度，℃；T0為管道埋深處土壤溫度，℃；TR為J-S長輸管道啟輸溫度，℃；L為J-S輸油管道長度，m;α=K為管道總傳熱系數，W/(m2·K)；D為管道外徑，m；G為輸送介質質量流量，kg/s；c為輸送介質比熱容，J/(kg·K)。依據達西公式，管道摩阻損失可表示為：

式中：hf為管道摩阻損失，m；λ為摩阻系數；d為輸油管道內徑，m；v為介質流速，m/s；g為重力加速度，m/s2。式中的摩阻系數λ受到管道中流體流態的控制，而流體流態又主要依據雷諾數劃分為層流、紊流，對應的計算公式不同，因此需要開展外輸管道不同含水原油水力熱力參數影響分析研究。

通過上述計算可知：

1）J-S 管道輸送原油含水率在20%以內時，為了保證進站油溫為40 ℃，最高外輸溫度需為88.6 ℃，隨著含水率的升高外輸溫度逐漸降低。

2）J-S 管道輸送原油含水率在20%以內時，輸送介質雷諾數均在2 000 以上，為紊流狀態，乳化強度高，乳狀液中的水不易析出，不易造成管道腐蝕。

3）J-S 管道輸送原油含水率在20%以內時，隨含水率的增加壓降逐漸增大，壓降從含水率0%時的2.48 MPa 增大到含水率20%時的4.22 MPa，壓降上升明顯，如圖6所示。

圖6 J-S長輸管道輸送不同含水原油的外輸溫度、雷諾數、壓降變化曲線

綜上所述，從腐蝕速率角度來看，不同含水率乳化油的腐蝕速率隨著溫度的增加而緩慢增加；在相同溫度下，隨著含水率的升高，腐蝕速率增加，當含水率大于10%時，腐蝕速率明顯增大；從熱力及水力計算可知，在當前輸油量、當前進站溫度的情況下，輸送原油含水率在20%以內時，J-S 管道隨著含水率的增加壓降逐漸增大，由此導致管道所需壓能升高，電耗增加。因此，在低輸量管道摻水輸送時，應當綜合考慮腐蝕速率以及經濟效益。

通過分析，推薦J站外輸含水平均為6%～10%，根據當前J-S 輸油管道運行數據，估算混油排量42.2 m3/h，外輸壓力2.3 MPa，平均外輸溫度75 ℃。

4 方案經濟效益分析

通過上述分析及計算結果可知，油氣混輸方案和低含水油輸送方案從技術角度考慮均可解決J-S管道的低輸量問題，因此需要從運行費用和投資費用等方面進行經濟性對比分析，確定最佳方案。

J 區域每年富余203 × 104m3伴生氣用于發電，目前a轉油站發電機平均1 m3伴生氣可發電4 kW·h，比市電便宜0.2 元/（kW·h），因此通過伴生氣資源發電采油廠可獲得收益為0.8 元/m3，全年收益162 萬元。而S 區域每年主要通過外購地方管道氣滿足生產、生活區全部用熱，年外購氣量214 ×104m3，管道氣平均單價為3 元/m3，購氣費用約647 萬元，且有逐年上漲趨勢，該區域用熱成本較高。綜上所述，每年J 區塊油田伴生氣發電的收益遠低于S站購氣費用。

J-S 管道實施油氣混輸技術方案后，S 站直接減少外購燃氣用量132×104m3/a，節約外購燃氣費用435.6 萬元。根據本項目的工況特點，擬選用往復式壓縮機，增加用電負荷合計36 kW，新增耗電費用21.5萬元，全年可節約運行費用414.1萬元。

J-S 管道若實施低含水油輸送技術方案，J 站外輸原油含水率指標由0.5%上升至6%～10%，可停用站內電脫水器流程，預計降低用電功率23.32 kW，年節約用電費用14.2 萬元；停止原油脫水升溫后，預計日節約天然氣消耗600 m3/d，年節約燃氣費用24.6萬元；由于外輸含水率增加，預計外輸壓力增加0.5 MPa，動力功率預計增加10 kW，電費增加6.3 萬元，預計全年節約運行費用32.5 萬元。具體經濟效益分析見表7。

表7 油氣混輸與含水油輸送經濟效益分析（不考慮設備折舊）

綜合比較，油氣混輸技術方案雖然工程量較大、施工周期長、建設投資高，但經濟效益顯著，不但可以解決J-S 管道低輸量運行的安全問題，同時可解決J 區塊與S 站場伴生氣量不平衡的矛盾；而低含水油輸送方案，雖然在各油田應用廣泛且無需對現有工藝流程進行改造升級，但是通過本次研究腐蝕速率的室內試驗發現，隨著含水率升高，腐蝕速率仍有明顯上升。因此建議在在自產氣豐富的區塊采用油氣混輸的方法解決長輸管道低輸量問題。

5 結論

針對油田長輸管道低輸量運行工況，對油氣混輸方案和低含水油輸送方案進行對比分析，得出如下結論：

1）兩種方案均可以較好解決長距離輸油管道低輸量安全運行問題。

2）低含水油輸送方案投資少，施工周期短，流程操作簡單，在無富余伴生氣資源的區塊應用時具有較好的經濟效益。

3）油氣混輸方案雖然一次性投資高且施工周期長，但在油田公司提質增效的大環境下，該方案不但可以解決長輸管道低輸量下的安全運行問題，同時具有較好的經濟效益，緩解區域性伴生資源不平衡的問題，尤其是在新建項目中可以減少項目投資，因此油氣混輸方案在本項目中具有較大優勢。