A油田原油外输系统调整及效果评价

代齐加，肖 宇

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

A油田中心平台是两大油田群的原油外输枢纽，负责处理和外输8个油田、19个平台、350余口油井的产出原油，是整个生产区域的原油外输中心。其中，C油田、D油田来液（含水＜20%）与A油田、B油田井口产出液混合后进入A油田中心平台原油处理流程，进行油气水三相分离。处理合格的原油进入原油缓冲罐，与E油田、F油田、G油田、H油田输送的合格原油混合，经原油外输泵或者应急置换泵增压后，通过海管输送至原油终端（图1）。

1 存在问题

2019年，A油田所在的作业公司在稳定老井产量的基础上，计划投产100余口的调整井、开发井和措施井。另外，根据停产检修计划，A油田中心平台还要承担其他油田原油临时转输任务，高峰期原油外输量超过原油外输系统的设计处理能力。同时，因原油外输量的日益增多，原油外输系统的安全稳定性以及异常工况下的应急处理能力也面临着严峻的考验[1-2]。

图 1 油田群原油物流关系简图Fig. 1 Simplified diagram of crude oil logistics relationships of oilfield group

鉴于以上情况，提升原油外输系统的输送及应急能力、增强原油外输系统的安全稳定性成为亟待研究的课题。

2 优化调整方案

2.1 评估校核海管输送能力

为解决原油外输系统无法满足原油外输需求的瓶颈，综合考虑环境条件、流体性质、海管数据、运行参数、工艺流程等因素，对原油外输系统处理能力进行了重新评估[3]。评估使用多相流模拟计算软件PIPE-FLO，录入包括但不限于环境条件、管道参数、流体物性等数据（表1），即可实现不同工况下管道运行状态的模拟。A油田至陆岸终端海管原设计压力为8 100 kPaA，设计温度80 ℃。当入口压力为7 900 kPaA时，水击压力为10 480 kPaA，超过海管的原设计压力8 100 kPaA。利用模拟软件PIPE-FLO对海管运行状态进行模拟校核，当入口压力为7 900 kPaA时，A油田至陆岸终端输油管道最大输油量约为23 100 m3/d，且海管结构满足强度要求。在上述工况下，海管出口温度为69.8 ℃，出口压力为450 kPaA，海管的水击增压为2 580 kPa，低于海管原设计压力8 100 kPaA（表2）。

表 1 多相流模拟计算参数表Table 1 Data sheet of multiphase flow simulation calculation

表 2 A油田外输海管运行工况数据表Table 2 Operation condition data sheet of offshore pipeline in Oilfield A

2.2 改造工艺流程

A油田中心平台设置有5台原油外输泵、2台应急置换泵，互为备用，共同承担原油外输的重任。根据高峰期原油外输量，同时启动5台原油外输泵才能满足外输需求。当全部原油外输泵出现故障停机时，原油缓冲罐从操作液位1 300 mm上涨至最高液位3 600 mm所需时间为0.156 h，对于备用的应急置换泵的快速启动及稳定运行提出了更高的要求。一旦应急置换泵启机不及时或者运行不稳定的话，将面临压产、生产关断，甚至存在溢油的风险[4]。

2.2.1 应急置换泵回流流程改造

改造前，应急置换泵的使用受到两个方面的制约。一是应急置换泵正常运行时，部分原油通过泵出口最小回流阀回流至闭排罐，当其运行时间较长时必须同时启动闭排泵。一旦流程出现关断或其他紧急情况下闭排流程无法启动时，应急置换泵的使用将会受到限制。二是闭排罐作为紧急情况下的泄放储存容器，在应急置换泵正常运行的情况下，原油不断进入闭排罐，占用存储空间，使闭排罐应急存储能力降低。

根据流程现状，将应急置换泵的回流管线由闭排罐改造至应急置换泵入口（图2）。此改造不仅使应急置换泵流程与其他工艺流程保持相对独立，提高了应急置换泵正常运行的安全系数，而且有效提升了闭排罐的储存缓冲能力，为其他工艺流程的紧急处理争取了时间。

图 2 应急置换泵出口回流管线改造前后对比图Fig. 2 Comparison before and after reconstruction of return line at the outlet of emergency displacement pump

假设5台原油外输泵全部故障，原油缓冲罐已达到最高液位，仅用2台应急置换泵进行原油外输。在不考虑启动应急置换泵所需时间的情况下，改造前，闭排罐上涨至最高液位所需时间为T1=0.51 h。改造后，闭排罐上涨至最高液位的时间为T2=0.61 h。

注：单台应急置换泵排量Q0=300 m3/h，A油田原油外输流量Q1=820 m3/h，应急置换泵回流总流量Q2=50 m3/h，闭排罐可用容积V0=163.75 m3。

2.2.2 增加应急置换泵供电模式

应急置换泵是柴油机驱动的多级离心泵，机组控制盘及柴油机马达的启动电源由蓄电池提供，蓄电池容量为120 Ah，正常情况下可以保证连续启机6次。由于蓄电池容量因寿命和使用次数所产生的逐渐损耗、冬季低温的环境、柴油机缸套水温度等影响因素，导致可连续启机的次数远小于预期次数。在有限的应急时间范围内，存在无法成功启机的隐患。

在保证蓄电池供电模式的基础上，通过增设启动电源以及线路改造的方式，从应急低压盘选取应急电源为应急置换泵增加一种供电模式（图3）。此改造简单实用，通过切换转换开关即可选择供电模式，蓄电池和应急低压盘提供的应急电源互为备用，为应急置换泵的成功启机提供了双保险，彻底解决了100%依赖蓄电池启机的瓶颈，保障了应急情况下应急置换泵的随时启机和可用。

2.3 细化三级关断逻辑

A油田中心平台原油系统由原油处理系统和原油外输系统组成，关断级别设置为一至四级。其中，一级关断为弃平台关断，二级关断为火灾天然气泄漏关断，三级关断为生产关断，四级关断为单元关断。当原油系统所属设备任一检测仪表产生报警触发三级关断[5]时，将导致8个油田全部关停，影响范围广，产量损失大，同时因关断导致的油井故障率以及设备检修成本也相应的增加。

根据各油田接入A油田中心平台原油系统位置不同的特点，将原来的三级关断逻辑细化为大三级关断和小三级关断逻辑（图4）。大三级关断是指原油外输系统检测仪表触发的关断，8个油田全部关停。小三级关断是指原油处理系统检测仪表触发的关断，仅关停A油田原油处理系统、B油田、C油田、D油田，不影响E油田、F油田、G油田和H油田的正常生产。

图 3 应急置换泵启动电源改造前后对比图Fig. 3 Comparison before and after transformation of starting power supply of emergency displacement pump

图 4 三级关断逻辑细化前后影响范围对比图Fig. 4 Comparison of influence range before and after refinement of three-level Shutdown Logic

3 应用效果

3.1 海管的输送能力提升

经校核，在满足设备停留时间以及管道水力、热力、水击压力、结构强度的情况下，A油田原油外输系统的最大处理能力由20 080 m3/d提升至23 100 m3/d，系统输送能力得到较大提升。

3.2 备用设备的可靠性增强

通过应急置换泵回流流程的改造，解决了生产关断情况下，因闭排泵无法长时间启动，造成应急置换泵无法使用的问题。同时，该项改造也提高了闭排罐作为应急储存设备的储存能力，外输泵全部故障的应急处置时间由0.51 h提升为0.61 h。另一方面，为应急置换泵启动增加了供电模式，蓄电池和应急电源都可以作为启动电源，极大提高了备用设备的可靠性。

3.3 关断逻辑更加优化

考虑到A油田作为两大油田群原油外输枢纽的重要地位，在保障安全的前提下，将原来的三级关断逻辑细化为大三级关断和小三级关断逻辑。细化三级关断逻辑，避免了“小异常”触发“大结果”的问题。同时，将检测仪表误报警造成油田关断的因素降到最低，减少了油田群原油生产及外输连带故障风险，实现了油田群生产效益最大化[6]。

4 结论

（1）多相流模拟计算软件PIPE-FLO对A油田海管输送能力的校核提供了科学依据，该方法可推广应用于设备及管道的校核工作。

（2）通过应急置换泵回流流程改造，增加启动电源模式，有效提高了应急置换泵的可靠性。关断逻辑的进一步细化，将影响A油田外输系统正常运行的仪表信号降到了最低。

（3）流程调整升级后，不仅保证了原油外输系统正常工况下的稳定运行，也经受住流程波动、持续高负荷运转的严峻考验，原油外输系统全年运行安全稳定。