海外某沙漠油田油气集输管道设计探讨

2022-08-15庄岳昕

石油工程建设 2022年4期

庄岳昕,康迪

中国石油工程建设有限公司北京设计分公司,北京100085

某海外沙漠油田地处撒哈拉沙漠腹地，环境条件恶劣。油田一期工程已于2010年建成投产，二期工程已经进入实施阶段。在沙漠油田集输管道设计中，应综合考虑沙漠油田特点，在保证集输管道设计满足规范要求和安全运行前提下，降低工程投资，提高油田开发经济效益。本文结合一期工程集输管道设计经验进行探讨。

1 管道路由确定

油田油气集输管道包括井口到站场油气管道和站间油气管道，按照输送介质，可分为油气混输管道、输油管道和输气管道。在选择集输管道路由时，井口和站场位置都已经确定，但需要注意以下三点。

（1）油田地处沙漠地带，地形为波浪状起伏的半固定沙丘，以细沙为主，局部低洼处变为细粒土。对于起伏较大的沙丘，随着风沙运移，地形极易发生变化，如果集输管道从此穿过，会存在管道露出地面风险。另外，按照现场试验数据，当沙丘的坡度大于7°，重载车很难开到沙丘上，无法把钢管运输到施工现场。对于油气混输管道，沿线地形起伏大，管道压降增加。因此，在选择集输管道路由时应避开起伏较大的沙丘。

（2）该沙漠地带严重缺水，管道路由选择时应尽量避开居民区和水源区，植被中有骆驼刺草的区域应尽量避开，以免影响当地的生态环境及牧民的放牧。

（3）油气集输站场特别是大型站场（如集中处理站）周围进出站管道较多，在选择站场周围管道路由时，要考虑在站场附近200～300 m范围内建管廊带，并对管廊带进行标识，避免车辆随意通过，保证管道安全运行。

2 管道覆土层厚度确定

GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》[1]要求集输管道最小覆土厚度应符合GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》[2]规定，但GB 50251—2015中没有针对沙漠油田管道覆土层厚度作出规定，只针对旱地、水田和岩石类给出了规定，其覆土层厚度0.6～0.8 m。对于沙漠地区，沙丘的流动性会造成地形不断变化，如果管道埋深浅，当砂子流动时管道覆土厚度可能会变小，甚至露出地面；同时，沙漠上的行车也可能对管道安全运行产生影响，因此，应适当增加集输管道覆土层厚度。

考虑到该沙漠区域没有道路，车辆随意穿行，管道的埋深需考虑车辆通行时的垂直载荷影响。该沙漠交通运输限制最大设施质量为45 t，按照API RP 1102规定[3]，车轮压力取44.5 kN，每个车轮面积为0.093 m2，干沙的最大密度是1 720 kg/m3。以4、6、10 in（1in=25.4 mm）管道为例进行计算，管道设计压力4.5 MPa，最高运行温度75℃，在考虑车辆载荷时管道的应力校核计算结果见表1。

表1 管道应力校核计算结果

从表1可以看出，管道覆土厚度1.1、1.2 m均能满足车辆通行时的管道强度要求。一期工程所有管道均埋深1.2 m，目前油田管道已经安全运行12年。二期工程油气集输管道埋深继续采用1.2 m，并且应埋设在稳定砂层下0.6 m。

3 埋地集输管道防腐措施

油田地质勘查资料显示，沙漠油田地下水位在20～25 m，年降雨量12.2 mm，年蒸发量3 824 mm。因日照强烈且降水后渗入强，地表基本处于干燥状态，遇降水后大部分地表立即干涸，表2为油田土壤含水数据。从表2可以看出，土壤含水率为0.1%～3.1%，平均为1.4%，含水率越低，土壤电阻率越大，腐蚀性越小。表3为油田土壤电阻率，在集输管道埋深范围内土壤电阻率范围为209～1 636.9 Ω·m，均值为392.6 Ω·m，腐蚀评价为轻微腐蚀。

表2 土壤含水数据

表3 油区平均土壤电阻率

针对管道的外部轻微腐蚀环境，设计中集输管道采用3PE作为外防腐层或采用聚氨酯泡沫夹克保温防腐，补口采用聚乙烯热收缩带。埋地单井管道、集输支线不设阴极保护。集输干线由于管道的重要性和服役年限长，采用外加电流阴极保护，在干线两端站场采用挖水池加降阻剂的措施，保证外加电流的保护效果。

油田伴生气不含硫化氢，产出水含盐量只有1 695.97 mg/L，二氧化碳含量3.2%，管道腐蚀以CO2腐蚀为主，其腐蚀速率为0.82 mm/a。目前一期工程已经投产12年，并未发现严重腐蚀状况。根据现场腐蚀挂片的腐蚀情况，得出实际腐蚀速率低于0.1 mm/a，因此，根据一期工程运行经验，管道腐蚀余量取2 mm。

4 集输管道保温方案确定

集输管道是否保温主要考虑环境温度、管道长度、原油凝固点、析蜡点、黏度、压降和温降等主要因素。

该油田为多区块整装油田，本工程开发区块共36个。集输管道均为埋地管道，管道埋深处（1.2 m）的最低环境温度为24℃。单井管道长度100～5 200 m，集输支线长度1 400～9 900 m，集输干线长度3 300～72 000 m。油田不同断块原油的倾点、析蜡点、凝固点和黏度相差较大。需要对各区块进行具体分析，进而确定其集输管道是否需要保温。

对于原油凝固点和析蜡点都低于管道环境温度的情况，管道运行和停输都不会出现凝管和结蜡现象，对于这类集输管道，主要考虑管道压降是否满足要求。如果压降满足要求，就不需要保温；如果管道压降过大，则需要对管道考虑保温措施。有时，在起点还需要设置原油加热设施。

对于原油凝固点低于管道环境温度、析蜡点高于管道环境温度的情况，集输管道是否需要保温的判断原则与上述相同。因为析蜡点高于管道环境温度，当管道油温低于析蜡点时，管道内壁会结蜡。特别是当原油温度接近凝固点时，原油析蜡严重，原油黏度值增加较快。因此，对于凝固点略低于集输管道环境温度的原油，虽然管道不会因为停输而造成凝管，但也要控制管道末点温度并确保其高于凝固点3～5℃。

对于原油凝固点和析蜡点都高于管道环境温度的情况，油气集输管道需要保温，管道末点温度要高于凝固点3～5℃，从而保证管道热力条件。

5 热力计算中的总传热系数选择

总传热系数是油气集输管道热力计算的关键参数，涉及到集输管道起末点温度计算。总传热系数高，管道温降快，原油黏度增大，管道压降增加，不利于管道运行[4-5]。对于沙漠油田埋地保温和不保温集输管道，管道周围沙土的导热系数是管道总传热系数的关键影响因素，管道总传热系数随着沙土导热系数降低而减小。对于保温管道，影响总传热系数的关键影响因素还包括保温层厚度及其导热系数。

管道所在埋深处沙土的导热系数比较低，为0.433～0.619 W/（m·K），导致管道总传热系数也比较低。表4给出6种规格管道总传热系数的计算值和GB 50350—2015《油田油气集输设计规范》中稍湿土壤条件下的参考值[1]。

表4 几种埋地集输管道导热系数计算值与参考值

从表4中可以看出，6种规格管道的总传热系数计算值均低于规范参考值。多数管道总传热系数的计算值是规范参考值的二分之一左右。根据现场收集该油田一条在役12in埋地不保温集输管道运行参数，利用苏霍夫温降公式反算管道总传热系数为0.8 W/（m2·K），也低于规范参考值。规范给出的参考值对土壤含水影响只考虑稍湿、中等湿度、潮湿和水田及地下水四种工况，没有考虑土壤的类型和组成。对于沙漠油田，规范推荐的参考值即使选择稍湿土壤条件，其总传热系数都高于计算值和反算值，因此在沙漠油田设计中不建议直接使用规范参考值。在沙漠油田集输管道热力计算时，应优先考虑采用类似集输管道运行数据反算的总传热系数。在没有现场实测反算数据时，可以先利用权威软件计算总传热系数，在计算时要注意管道周围沙土导热系数的选取，尽可能利用现场实测的沙土导热系数，然后通过风险因素分析，在计算总传热系数的基础上考虑一定的富余量。

6 溶气原油黏度和凝固点

在工程设计中，一般把常温、常压下脱气原油黏度和凝固点作为设计输入条件。但是，油气集输管道多为油气混输管道，原油和天然气是互溶流体，在集输管道运行压力和温度条件下，天然气中的重组分会溶于原油中，使工况下原油凝固点和黏度减小，这种原油被称为溶气原油[6]。原油黏度的下降对集输管道热力和水力计算有着直接的影响。

目前油气集输管道工艺计算软件已经考虑了溶气原油黏度降低问题。如果采用手工或自编程序计算溶气原油的黏度，可以参考《油气集输》第四章第三节第八部分内容计算[6]。以该油田S区块油气混输管道为例，S区块脱气原油在操作温度48℃时的黏度为48 mPa·s，通过计算，在操作压力2.0 MPa、操作温度48℃时，脱气原油溶解度达到9.55 m3/m3，原油黏度降到44.3 mPa·s，黏度下降7.6%。由此可见，溶气原油黏度降低问题不能忽略，在油气集输管道设计中应该考虑溶气原油的黏度降低问题，从而保证工艺计算的准确性。

原油凝固点除了与原油含蜡量有关外，还与原油组分有关，轻烃组分含量增加，凝固点降低。溶气原油在操作工况下溶入了一部分轻烃组分，因此溶气原油凝固点低于脱气原油凝固点。溶气原油凝固点的计算目前还没有公认的计算方法，无法进行定量分析。但是，在油气集输管道工艺设计时，要考虑溶气原油凝固点降低问题，从而合理确定集输管道末点温度。在集输管道工艺设计中，对于凝固点高于管道环境温度的集输管道，管道末点温度通常考虑比脱气原油凝固点高3～5℃。考虑到溶气原油凝固点低于脱气原油凝固点这一现象，建议油气混输管道末点温度高于脱气原油凝固点3℃即可。