凝析油集输管线气阻现象形成原因及优化对策

2021-06-15张小红杨亚洲张国胜欧衡林若鹏中石油塔里木油田分公司塔中油气开发部新疆库尔勒841000

化工管理 2021年15期

张小红，杨亚洲，张国胜，欧衡，林若鹏 (中石油塔里木油田分公司塔中油气开发部，新疆库尔勒 841000)

0 引言

中石油塔里木油田塔中Ⅰ号凝析气田为含硫酸性油气藏，地面集输工艺采用“单井+集气站+联合站”的三级集输工艺，其中单井和集气站均采用无人值守的方式进行运行管理。单井流体依靠地层压力自喷混输至集气站，通过集气站进站汇管分别进入高压分离器或中压分离器进行分离。集气站内分离形成的高压气、中压气和液相分别通过高压气集输干线、中压气集输干线、油集输干线进入联合站进行处理。

在地面运行管理中，部分集气站出现了中压气集输干线出站压力低于油集输干线出站压力的情况，导致中压气集输干线发生窜液，迫使运行人员通过现场手动调节中压分离器气相出口开度，从而增大中压分离器运行压力，实现将液相压入油集输干线的目的。但类似情况的发生，不仅导致中压气集输干线清管作业频繁，现场运行人员工作量增大，更加严重的是容易导致集气站中压进站汇管和中压分离器超压运行情况的发生，特别是在有新井投运和间开井生产期间。该类问题的出现，严重影响现场运行安全。

1 基础情况

塔中第三联合站二号集气站中压进站汇管设计压力5.7MPa，安全阀整定压力5.61 MPa；中压生产分离器设计压力5.7兆帕，安全阀整定压力5.61 MPa；中压气集输干线规格Φ219.1×7.1 mm，设计压力 5.7 MPa，长度 7.2 km，材质L360 NS；油集输干线规格Φ168.3×6.3 mm，设计压力5.7 MPa，长度 14.2 km，材质 L245 NCS。

该集气站2018年7月长时间出现中压气集输干线出站压力比油集输干线出站压力低的情况，导致现场非正常运行，期间出现2次中压进站汇管安全阀起跳情况的发生。中压气集输干线出站压力和油集输干线出站压力曲线如图1所示，油集输干线出站压力和进联合站压力如图2所示。

图1 中压气集输干线出站压力和油集输干线出站压力曲线图

图2 油集输干线出站压力和进联合站压力

2 问题探究

对于已建成投运的集输管线，在运行中出现高集输压差的原因可能有管线因地质及人为原因发生变形缩径、集输干线上阀门未处于全开状态造成节流、结蜡及结垢造成堵塞节流、管线冻堵、管道内存在气阻。

2.1 原因排查

2018年上半年，出现高集输压差的该管线共开展4次清管作业，清管作业信息如表1所示。

表1 2#集外输油干线2018年上半年清管作业统计表

清管作业记录表明：历次清管作业均能顺利完成，无卡阻等情况发生，清管作业前后管线集输压差无明显变化。清管作业的顺利开展，排除了该管线因节流原因引起的高集输压差的可能，引起该管线高集输压差的原因可能为管道内存在气阻影响。

2.2 气阻形成分析

在相关文献中已经对管道内气阻形成原因进行了解释：当液体经过高点后，首先会由于其剩余能量形成不满流，随着管道底部积液体积的增大和水头在管道内的推进，逐渐对气体起到了封闭和压缩的作用，此时管道内也仅仅封存了气体，但是当地形再次升高，气体压力大于大气压力并开始被压缩时，气阻就形成了[1]。显然，该定义的气阻现象主要出现在管道新建试压的阶段，对于已投产运行的管道，在后期运行中出现气阻现象，说明气阻现象的定义还需在前任解释基础上进行补充完善。

当塔中Ⅰ号凝析气藏井筒内流体所处压力低于凝析气藏的饱和压力时，流体发生反凝析作用产生原油，其原油具有低密度、低粘度、低-中含蜡的特点。由于依靠地层量能的方式进行集输，集气站无法对原油内的溶解气进行完全分离，随着外输油管道内压力下降，溶解于原油的天然气发生闪蒸挥发，由于沙漠地势起伏较大，当闪蒸挥发的天然气在管道高部位聚集形成气塞，气塞被压缩时即形成了管道气阻，造成管道集输压差逐渐增大。塔中第三联合站二号集气站油集输管线地形起伏图如图3所示。

图3 二号集气站油集输管线地形起伏图

3 优化对策及效果

经过分析确认造成塔中第三联合站二号集气站油集输管线高压差的原因为原油中溶解气所致，因此对原油进行再次闪蒸成为治理该管线高集输压差的着手点。现场采用新增低压分离器对原油进行再次闪蒸，闪蒸的天然气采用压缩机增压进集气站气集输干线，原油采用输油泵增压的方式进油集输干线，取得理想的治理成效。改造后中压气集输干线和油集输干线相关运行压力如图4和图5所示。