長距離油氣多相混輸系統工程設計

摘 要

摘要：與油氣分輸常規工藝相比，長距離油氣混輸工藝具有明顯的降低投資規模的優勢，可使自然條件惡劣的海上油氣田和邊際油氣田實現有效開發。但長距離油氣混輸技術也是流體輸送領
摘要：與油氣分輸常規工藝相比，長距離油氣混輸工藝具有明顯的降低投資規模的優勢，可使自然條件惡劣的海上油氣田和邊際油氣田實現有效開發。但長距離油氣混輸技術也是流體輸送領域中最為復雜的技術之一，目前剛剛進入工業化應用階段。為此，介紹了中國石油大慶油田建設設計研究院運用“九五”期間對這一技術攻關取得的成果，設計建成了我國石油行業規模最大的油氣混輸系統——哈薩克斯坦肯基亞克鹽下油田長距離油氣混輸系統工程的經驗，分析了工程概況與主要特點，討論了需要解決的5個關鍵技術問題：①長距離起伏敷設混輸管道壓降的準確預測與管徑優化；②強烈段塞流的捕集與末端分離器的平穩運行技術；③首站與混輸干線事故流程的設置與控制技術；④混輸干線投運與停輸再啟動瞬態工況的準確預測與操作程序；⑤H2S應力腐蝕與氫致開裂的抑制技術。并有針對性地提出了9項工藝技術措施。上述項目一次性投產成功，投產后平穩運行至今，開創了中國石油行業大輸量、長距離油氣多相混輸系統工程設計的先例，其輸量、長度、百萬噸產能投資綜合指標等都進入世界前列，被評為中國石油天然氣集團公司科技十大進展。
關鍵詞：油氣混輸；長距離輸送；工程設計；段塞流捕集器；關聯氣液分離器壓降計算；經驗
1 工程技術現狀
    在國際范圍的油氣勘探開發向極淺海、深海、沙漠、邊遠與邊際油田等條件惡劣地區發展的今天，長距離多相混輸有著降低投資成本的獨特優勢，因而對石油工業有著巨大的吸引力。目前，世界上距離最長的多相混輸管道是挪威2007年建成投產的一條長143km、口徑為700mm的歐洲北海布倫特油氣田天然氣-凝析液海底混輸管道。這一管道被業界人士稱為“近20a來多相混輸技術研發達到高峰的一個標志性工程”。一直以來，我國是世界上不具備以完整的技術能力設計長距離油氣混輸管道的國家之一。在2005年以前，國內長度超過20km的長距離油氣混輸管道僅有中國海洋石油總公司的JZ20-2天然氣-凝析液海底混輸管道(長度45km)，由外國公司承擔設計和施工。
    中國石油大慶油田建設設計研究院“九五”期間承擔中國石油天然氣集團公司重點科技攻關項目“油氣水混相輸送技術研究”，有效地跟蹤和基本掌握了長距離油氣多相混輸領域的若干項國際前沿技術，通過7項專題攻關、大型試驗裝置的建造和國外先進軟件與試驗設備的引進，在我國石油行業率先擁有了一整套多相混輸工藝技術的研發與工程實施能力，為將該技術推向工程實際應用打下了良好的基礎。
2 工程概況與主要特點
    2003年，當中國石油天然氣勘探開發公司(CNODC)下屬的哈薩克斯坦阿克糾賓油氣股份公司決定將哈薩克斯坦境內的肯基亞克鹽下油田投入全面開發時，要求在鹽下油田地面集輸系統建設中采用長距離油氣混輸工藝，將鹽下油田的全部油井產物混輸至44km以外的讓納若爾油氣處理廠，以簡化工藝、降低投資、縮短工程建設周期，使海外石油合作開發合同期內的經濟收益最大化。該工程的主要設計內容為從鹽下油田井口到讓納若爾油氣處理廠之間的長距離油氣混輸系統(以下簡稱鹽一讓長距離油氣混輸系統)，即：油井-計量站-混輸首站-混輸干線-混輸末端(讓納若爾油氣處理廠)。
    肯基亞克鹽下油田的主要特點有以下8個方面：
    1) 油井井數少、單井產量高。2006年時，鹽下油田的油井總數僅為32口；中壓油井的單井產量大多為200～300t/d，最高為1200t/d。
    2) 地層壓力高。中壓油井的井口壓力(油壓)一般為7～10MPa。
    3) 氣油比高。油井產物的平均氣油比為400m3/t。
    4) 原油物性好。混合原油的密度為807kg/m3，凝固點為-43℃，黏度為4.4mPa·s(20℃)，詳見表1。
表1 鹽下油田混合原油物性數據表
指標
實測數據
20℃時的密度/kg·m-3
807
含水量/%
0.47
凝固點/℃
-43
含蠟量/%
4.0
含硅膠膠質/%
8.3
含硫量/%
0.52
10℃時動力黏度/mPa·s
6.56
20℃時動力黏度/mPa·s
4.40
30℃時動力黏度/mPa·s
3.50
40℃時動力黏度/mPa·s
2.97
50℃時動力黏度/mPa·s
2.58
    5) 油氣總產量高。總產油量為220×104t/a，總產氣量為8×108m3/a。
    6) 輸送距離長。油井最大集輸半徑達56km，混輸干線長度達44km。
    7) 管道沿程地形連綿起伏、高差大。混輸干線沿程經過4個起伏地段，其中，最大高差達100m(圖1)。
    8) 冬季漫長、氣候嚴寒。冬季持續6個月左右，極限最低氣溫為-42℃。
 

    這樣一個大規模混輸系統工程的設計面臨著若干技術挑戰，需要解決以下5個方面的關鍵技術問題：①長距離起伏敷設混輸管道壓降的準確預測與管徑優化；②強烈段塞流的捕集與末端分離器的平穩運行技術；③首站與混輸干線事故流程的設置與控制技術；④混輸干線投運與停輸再啟動瞬態工況的準確預測與操作程序；⑤H2S應力腐蝕與氫致開裂的抑制技術。
    該工程于2005年4月一次性投產成功。截至目前，已經平穩運行了4年零10個月，開創了中國石油行業大輸量、長距離油氣多相混輸系統工程設計的先例，其輸量、長度、百萬噸產能投資綜合指標進入世界前列，被評為中國石油天然氣集團公司科技十大進展。
3 主要工藝技術
    1) 采用引進的國際知名多相混輸動態模擬計算軟件OLGA，在穩態和段塞跟蹤動態工況下，計算混輸干線的溫降、壓降、流型、持液率、最大液塞長度和合理管徑。
    2) 充分利用鹽下油田油井壓力高、產出原油凝固點低、黏度低的特點，實行從井口到油氣處理廠全程長距離不加熱、自壓油氣混輸。
3) 系統設計壓力分段分級設置，即：油井-計量站-混輸首站入口段的設計壓力取為6.4MPa，混輸首站-混輸干線 油氣處理廠入口段的設計壓力取為4.0MPa，油氣處理廠段塞流捕集器-油氣分離器段的設計壓力取為1.6MPa(圖2)。同時，考慮到在混輸管道事故狀態下，混輸干線的大口徑(DN500mm)緊急切斷閥快速關閉時可能遭遇強烈段塞流的水力沖擊，將該閥門的設計壓力取為6.4MPa。
 

    4) 以OLGA軟件的計算結果為依據，根據本工程的實際情況和國際上的經驗，采用指狀管式段塞流捕集器，應用國際先進的計算方法，確定段塞流捕集器的結構與尺寸并自行進行機械設計[1]。指狀管段塞流捕集器主要由4根口徑為DN700mm、長度為70m的并聯管道構成(圖3)，可捕集的混輸干線最大液塞長度為500m。
 

    5) 在混輸首站，采用可隨時快速將油井產物的中壓氣液混輸流程轉換為中、低壓二級氣液分離流程的事故分離器過流運行工藝，其工藝流程詳見圖4、5。
6) 在混輸干線，采用可適應管道爆裂事故狀態的壓降速率法中間切斷閥快速關斷控制技術，以及在事故狀態下可降低H2S氣體直接排放污染環境的管道分段分離卸液、天然氣火炬放空工藝[2～3]。
 
   7) 在混輸干線末端，自行設計段塞流捕集器與氣液分離器關聯系統的工藝與自控流程。采取由段塞流捕集器氣相壓力變化調節其液相排出流量的方式，控制分離器液位[4]。
   8) 以控制起點壓力為目標，采用OLGA軟件模擬計算出的混輸干線在不同投產與再啟動工況下的數據，編寫混輸系統投產與再啟動操作程序。
   9) 依據抗H2S應力腐蝕與氫致開裂的國內外標準和國內有關抑制H2S腐蝕的現場實踐經驗，在控制系統壓力與材料應力水平的基礎上，對氣液混輸系統的管道及設備采用抗硫材料與加緩蝕劑的系統防護形式，在長距離混輸干線首、末端安裝在線腐蝕監測儀[5～6]。
4 實施效果與分析
4.1 OLGA軟件的壓降計算結果與工程實際相吻合
    鹽-讓長距離混輸干線投產1年零2個月后，實際生產量達到設計保證(輸油量220×104t/a、輸氣量8×108m3/a)。由此可以看出，規格為彩530mm×12mm、長度為44km的混輸管道的起點實測壓力值與軟件計算壓力值的相對誤差小于20%，兩者達到了較高的吻合度。
4.2 段塞流捕集器與關聯氣液分離器運行平穩
    現場回訪結果表明，鹽-讓長距離混輸干線末端由段塞流捕集器與氣液分離器構成的工藝自控系統，對混輸干線末端發生的嚴重段塞流沖擊具有良好的抑制作用。投產運行4a以來，氣液分離器的液位一直處于平穩變化狀態，較好地保證了后續油、氣處理裝置的正常運行，受到現場操作人員的好評。
4.3 首站與混輸干線事故流程狀態正常
    混輸首站采用了事故分離器過流運行方式，其流程暢通、運行穩定，證實該工藝合理、可行。除因施工及安全原因將干線緊急切斷閥暫時置于手動狀態外，管道沿程分段分離放空裝置均處于正常狀態。
4.4 編制的投產操作程序及模擬預測結果與投產實際相吻合
    為了確保長距離混輸管道的投產成功，在編制投產方案的過程中，首先采用OLGA軟件進行了混輸干線投產過程的起點壓力變化趨勢模擬。模擬結果表明，在投產過程中，混輸管道的起點壓力峰值可能達到其初始起點壓力的2倍左右，投產過程所達到的實際壓力峰值與模擬計算結果幾乎完全一致，很好地指導了投產操作，實現了投產一次成功。此外，混輸干線已先后5次因油氣處理廠檢修而停輸后，均順利實現了再啟動。
4.5 管道與設備無明顯腐蝕
    鹽-讓混輸系統工程投產1a以后，對位于混輸系統前端H2S應力腐蝕有利位置的計量站計量分離器開罐檢查結果表明，罐內防腐涂層完好，防腐涂層及抗硫鋼材起到了良好的抗H2S應力腐蝕作用。混輸干線投產運行3a后，對其清管產物的化驗分析結果表明，從管道中清出的固體物中無明顯腐蝕產物存在。目前油井產出液中含水率低于1%、無游離水存在，是產生這一現象的主要原因。
5 結論
    1) OLGA軟件對于以低凝、低黏原油為液相的氣液混輸系統的熱力、水力工況參數與多相流動特性參數，具有良好的計算準確度，可應用于類似條件的油氣田工程設計中。
    2) 為獲得更加準確的管徑與管輸壓降計算結果，對于管道敷設于起伏地形的油井產出物全程混輸系統，應給出井口出油管道、計量站集油管道和長距離混輸干線的高程詳勘數據。
    3) 對于設計中遇到的空白技術，應采取設計、科研一體化方式提出解決方案。在該項工程的設計中，由于充分發揮了科研力量的作用，采取科研與設計相結合確定最終設計方案的方式，較好地解決了缺少設計經驗的空白技術問題。
4) 在科學合理的前提下，應大膽突破常規進行創新設計。在該工程段塞流捕集器、段塞流捕集器與油氣分離器關聯工藝自控流程、混輸干線首站工藝流程、混輸干線分段快速切斷閥設置的設計中，都采取了創新設計，形成了滿足工程需要的自主設計技術。
    5) 時刻牢記特殊設計妄求，把工程的適用性與安全放在優先考慮的位置。由于設計人員始終牢記H2S氣體的應力腐蝕、氫致開裂和人身危害這一涉及工程適用性與安全、健康與環保的特殊設計要求，并體現在設計文件與設備采購技術條件中，從而在設計上保證了該工程HSE特性的全面實現。
    6) 應充分重視安裝圖設計的細節。在安裝圖設計階段，首先要毫無遺漏地體現初步設計階段確定的全部工程內容，同時，要善于通過揣摩科學、合理的管路安裝布局與結構尺寸來保證新的工藝流程方案的實現。
參考文獻
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(本文作者：宋承毅1，2 1.中國石油大學(北京)；2.中國石油大慶油田建設設計研究院)