TH油田集输管网分析评价与优化研究

2019-10-15

节能技术 2019年4期

(中国石油大学胜利学院油气工程学院,山东东营 257061)

随着TH油田的不断深入开发，出现了部分站场运行负荷不均勾，部分站场产出液的物性参数与设计值偏差较大，现有集输系统中的外输泵、加热炉等设备的工艺运行参数偏离设计参数等问题，造成集输系统的实际工况偏离设计工况，大大降低了集输系统整体运行效率，亟需对集输管网进行分析评价和优化改进。

集输管网的优化方法可分为分析统计法和公式法[1]。其中，分析统计法需要大量的统计数据支撑[2]。而传统的公式法涉及已知参数众多，运算复杂。随着计算机仿真技术的发展，仿真计算软件在油田管网分析计算中的应用越来越广泛[3]。

结合TH油田现状，利用PIPEPHAS软件，以计转站为起点，联合站为终点，对油气集输系统以及掺稀管网进行建模分析和工艺计算，并结合计算结果进行管网优化以解决实际问题。

1 PIPEPHASE模型建立

PIPEPHASE是一款多相流稳态模拟计算软件，广泛应用于油气田内部集输管网工艺模拟计算中。PIPEPHASE是用于油气生产网络和管道传输、分布系统计算的严格的稳态多相流模拟器。对输油管道稳态工况做出准确的描述，计算出沿线压头、流量、流速、温度等参数，为稳态运行的管道提供足够的设计、运行数据，具有广泛的适用性[4]。

以TH油田采油一厂原油系统管网建模为例。考虑到现有数据资料与计算的难易程度，选择黑油模型进行建模[5]。由于TH油田计量模式为计转站统一计量各井口来油，故以计转站作为起点，联合站作为终点。在起点输入固定流量值，估计压力值，在终点输入固定压力值，估计流量值。模型中管线长度和管径输入实际数值，对照油田实际管线布局图，建立如图1所示模型。

模型建立后，根据油田的实际情况对模型进行调整，调整完成运行模型即可得到各起点的计算压力和终点的计算流量，对模型进行验证，以2#站至一号联管道为例，计算得起点压力0.64 MPa，终点压力0.4 MPa，调研得到实际数据起点压力0.7 MPa，终点压力0.4 MPa，与计算数值基本吻合，故模型建立合理。根据所得数据便可进行优化分析。其他原油管网、输气管网均采用此方式建模。建立图2、图3采油二厂和三厂模型。

2 原油管网分析优化

经过建模计算，根据管网的运行情况，结合国内外对于管网系统运行的评价分析方法，通过管线效率、管网效率的对比，对管线的运行效率进行评价分析；通过管线压力、温度对比对管线运行状况进行评价分析。

集输管网效率公式

(1)

式中ηj——集输管网效率/[%]；

H2i——管网第i个出口的焓流量/kJ·h-1；

H1j——管网第j个入口的焓流量/kJ·h-1；

P2i——管网第i个出口的压力/kPa；

P1j——管网第j个入口的压力/kPa；

v2i——管网第i个出口的体积流量/m3·h-1；

v1j——管网第j个入口的体积流量/m3·h-1；

m2i——管网第i个出口的质量流量/kg·h-1；

m1j——管网第j个入口的质量流量/kg·h-1；

C2i——管网第i个出口的流体比热/kJ·(kg·℃)-1；

C1j——管网第j个入口的流体比热/kJ·(kg·℃)-1；

t2i——管网第i个出口的流体温度/℃；

t1j——管网第j个入口的流体温度/℃。

2.1 流速分析

集输管线的流速应控制在最大经济流速3 m/s以下，流速过快对设备和管道的经济性运行，都会产生极其不利的影响，图4为计算得到的管线流速分布图。

由图4可见，原油管线中流速均小于1.5 m/s，满足最大经济流速指标，但整体流速偏小，主要原因是油田的产量下降，导致输量减小，使得管道无法在最优条件下运行。

2.2 压降分析

图5为计算得到的管段压降图，由图5可见，TH油田大部分干线和支线单位管长压降较小，基本低于150 Pa/m，是因为管道的流量较小。6-2至二号联，8-1至8-2，8-2至8-3管线压降较大则是因为管径小，造成管线压降损失较大，可以选择串接管线或增加副管。且需定时清管，避免管堵严重导致沿程压降损失较大。对于压降较大的管线，也可以考虑掺水输送，或者降低输送压降。

2.3 温降分析

图6为计算得到的管段温降图，由图6可见，大部分管线温降较小，说明管道运行正常，保温效果良好，无明显问题。

2.4 管线效率

图7为计算得到的管线效率图，由图7可见，TH油田原油管网大部分管线效率达到了70%的国内先进水平，部分效率偏小管道是因管道两端温差较大所致，还有部分管道效率偏小，是因目前输量较小。

经计算，TH油田集输管道的平均效率为76%。管道的能量消耗由热能和压力能构成，热能损耗占管道总损耗的96.5%，是管道的主要能量损耗，压能损耗对管道的影响较小，故想要减小管道能量损耗，主要从减小热能损耗考虑。

图8为管道两端温差与管道效率关系图，由图8可见，管道热量损失与管道两端的温差呈现反比关系，即管道两端温差越大，其管道效率越低，管道热量损失越大。影响管道两端的温差大小的因素主要有管道长度、保温结构、保温材料及保温层厚度等，应采取相应措施，降低管道沿线热量损失，提高热能利用率，才能提高管道的输送效率[6]。

管道长度是影响管道效率的重要因素，这是因为管道长度与管道中介质散热损耗大小成正比，管道越长，其介质散热就越大，管道温降就越大，管道的效率也就越低。因此，对于TH油田现有管网，可对管网布局中不合理的部分进行改造，尽可能缩短管道长度，避免不必要的热能损失，从而提高管道的效率。

3 计转站能耗分析优化

对TH油田计转站吨油耗电、吨油耗气进行计算，图9为计转站能耗图。

通过能耗表可以看出，TH油田大部分计转站能耗较低，处于国内集输系统能耗先进水平，个别计转站能耗较高，可有针对性的开展相关节能降耗措施。计转站运行费用主要由热力费用和动力费用两部分组成，动力费用主要考虑泵所消耗的电费，热力费用主要考虑加热炉所消耗的气费[7]，由于TH油田为稠油输送，热能损耗占管道总损耗比例较大，是管道的主要能量损耗，压能损耗对管道的影响较小，故对计转站运行参数的优化主要针对出站温度进行优化，需要在热能利用率方面加大投入力度。

热能损耗是影响集输系统效率的重要因素之一[8-10]。通过定性分析发现，输送温度越高，热力费用越高，但升温使稠油的黏度降低，从而降低了动力费用；反之，输送温度降低，热力费用减小，而动力费用增加。输油压力升高，动力费用随之上升，但由于可以采用较低的输油温度，降低了热力费用；反之，虽然降低了动力费用，但必须要有较高的输油温度，增加了热力费用。

通过以上分析，对计转站出站温度，压力进行调整如下：将同一干线所带计转站作为一个整体进行分析，考虑出站温度变化后对其他计转站的综合影响，对计转站出站温度做统一模拟计算。计转站加热炉出口温度优化的原则是，不仅要保证进联合站温度高于分离器最佳分离温度，还要保证管线末端温度高于凝点温度，对于稠油区块，还要满足稠油运输的条件，要求稠油进站温度不低于45℃。在对出站温度进行优化时，还要考虑到计转站内设备的正常运行，在设备允许的范围内对出站温度进行调节。同时，尽可能使出站压力的变化较小，以减小压能的消耗。实践证明，对TH油田计转站进行运行参数优化后，各站出站温度较原先出站温度有所降低。

4 掺稀管网分析优化

4.1 TH油田稠油系统现状特点

TH油田主要稠油区块为4区、5区、6区、7区、8区、10区、12区等是以重质稠油为主，其中10区、12区为TH油田西北部的超稠油区块。TH超稠油油藏油品性质极其复杂，地面压力、温度(50℃)条件下呈渣状，无法进行输送。因此，稠油区块采用掺稀输送方式，选用TH油田中质油作为掺稀原油，形成了“掺稀油集中混配技术、多级泵对泵输送技术、集中掺稀技术”，建成了国内规模最大的掺稀油系统。

4.2 掺稀管网建模分析

以联合站作为起点，各掺稀站作为终点建立仿真模型，如图10所示。

4.2.1 流速分析

从图11油田掺稀管段流速图中可以看出，管线的流速全都在3 m/s以内，符合最大经济流速这一指标。三号联合站到10-3计转站管段流量偏大，分析原因发现主要是管道流量相对于管径较大，导致流速过快，可以选择设置阀组将稀油先输至10-5计转站，再将10-3站与10-5站串接，使稀油从10-5站输至10-3站，以满足10-5站和后面计转站的掺稀要求。

4.2.2 压降分析

从图12 TH油田掺稀管段压降图可以看出，大部分掺稀管线单位管长压降都比较小，基本都低于150 Pa/m，是管线中流速较小导致的。12-1计转站至12-2计转站管线压降较大主要是因为管径小，造成管线压降损失较大。可以选择将12-2站与12-3站串接，将12-3站稀油输至12-2站，以满足12-2站掺稀要求。

4.2.3 温降分析

从图13油田掺稀管段温降图中可以看出TH油田掺稀管线百米温降较小，全部低于0.5℃。

4.3 掺稀管网优化建议

稠油集输可以采取的方式包括加热、掺水和掺稀油，这三种方式中，输送的三种方案中能耗由小到大的顺序为掺水<掺稀<加热；掺水输送时一般要求掺水量较高，使得油水乳状液反相成为水包油或水漂油，一般适用于高含水井，可以不必考虑掺稀油和加热；对于含水率较低油井而且具有充足的稀油资源时，推荐采用掺稀输送，掺稀油时，不同油井最佳掺稀量不同，需要通过优化计算确定。

针对掺稀管网中存在的一些输送瓶颈问题，可对管线输量进行调整，将输量较大的管线的部分输量分至其他管线；也可选择对掺稀管网中部分掺稀站串接；针对掺稀管网中存在的管线分布不合理的问题，对掺稀系统管网布局进行调整，减小了输送距离的同时，也减轻了其他管线的运行负荷。