長(zhǎng)距離油氣多相混輸系統(tǒng)工程設(shè)計(jì)

摘 要

摘要：與油氣分輸常規(guī)工藝相比，長(zhǎng)距離油氣混輸工藝具有明顯的降低投資規(guī)模的優(yōu)勢(shì)，可使自然條件惡劣的海上油氣田和邊際油氣田實(shí)現(xiàn)有效開(kāi)發(fā)。但長(zhǎng)距離油氣混輸技術(shù)也是流體輸送領(lǐng)
摘要：與油氣分輸常規(guī)工藝相比，長(zhǎng)距離油氣混輸工藝具有明顯的降低投資規(guī)模的優(yōu)勢(shì)，可使自然條件惡劣的海上油氣田和邊際油氣田實(shí)現(xiàn)有效開(kāi)發(fā)。但長(zhǎng)距離油氣混輸技術(shù)也是流體輸送領(lǐng)域中最為復(fù)雜的技術(shù)之一，目前剛剛進(jìn)入工業(yè)化應(yīng)用階段。為此，介紹了中國(guó)石油大慶油田建設(shè)設(shè)計(jì)研究院運(yùn)用“九五”期間對(duì)這一技術(shù)攻關(guān)取得的成果，設(shè)計(jì)建成了我國(guó)石油行業(yè)規(guī)模最大的油氣混輸系統(tǒng)——哈薩克斯坦肯基亞克鹽下油田長(zhǎng)距離油氣混輸系統(tǒng)工程的經(jīng)驗(yàn)，分析了工程概況與主要特點(diǎn)，討論了需要解決的5個(gè)關(guān)鍵技術(shù)問(wèn)題：①長(zhǎng)距離起伏敷設(shè)混輸管道壓降的準(zhǔn)確預(yù)測(cè)與管徑優(yōu)化；②強(qiáng)烈段塞流的捕集與末端分離器的平穩(wěn)運(yùn)行技術(shù)；③首站與混輸干線事故流程的設(shè)置與控制技術(shù)；④混輸干線投運(yùn)與停輸再啟動(dòng)瞬態(tài)工況的準(zhǔn)確預(yù)測(cè)與操作程序；⑤H2S應(yīng)力腐蝕與氫致開(kāi)裂的抑制技術(shù)。并有針對(duì)性地提出了9項(xiàng)工藝技術(shù)措施。上述項(xiàng)目一次性投產(chǎn)成功，投產(chǎn)后平穩(wěn)運(yùn)行至今，開(kāi)創(chuàng)了中國(guó)石油行業(yè)大輸量、長(zhǎng)距離油氣多相混輸系統(tǒng)工程設(shè)計(jì)的先例，其輸量、長(zhǎng)度、百萬(wàn)噸產(chǎn)能投資綜合指標(biāo)等都進(jìn)入世界前列，被評(píng)為中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司科技十大進(jìn)展。
關(guān)鍵詞：油氣混輸；長(zhǎng)距離輸送；工程設(shè)計(jì)；段塞流捕集器；關(guān)聯(lián)氣液分離器壓降計(jì)算；經(jīng)驗(yàn)
1 工程技術(shù)現(xiàn)狀
    在國(guó)際范圍的油氣勘探開(kāi)發(fā)向極淺海、深海、沙漠、邊遠(yuǎn)與邊際油田等條件惡劣地區(qū)發(fā)展的今天，長(zhǎng)距離多相混輸有著降低投資成本的獨(dú)特優(yōu)勢(shì)，因而對(duì)石油工業(yè)有著巨大的吸引力。目前，世界上距離最長(zhǎng)的多相混輸管道是挪威2007年建成投產(chǎn)的一條長(zhǎng)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(yè)界人士稱為“近20a來(lái)多相混輸技術(shù)研發(fā)達(dá)到高峰的一個(gè)標(biāo)志性工程”。一直以來(lái)，我國(guó)是世界上不具備以完整的技術(shù)能力設(shè)計(jì)長(zhǎng)距離油氣混輸管道的國(guó)家之一。在2005年以前，國(guó)內(nèi)長(zhǎng)度超過(guò)20km的長(zhǎng)距離油氣混輸管道僅有中國(guó)海洋石油總公司的JZ20-2天然氣-凝析液海底混輸管道(長(zhǎng)度45km)，由外國(guó)公司承擔(dān)設(shè)計(jì)和施工。
    中國(guó)石油大慶油田建設(shè)設(shè)計(jì)研究院“九五”期間承擔(dān)中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司重點(diǎn)科技攻關(guān)項(xiàng)目“油氣水混相輸送技術(shù)研究”，有效地跟蹤和基本掌握了長(zhǎng)距離油氣多相混輸領(lǐng)域的若干項(xiàng)國(guó)際前沿技術(shù)，通過(guò)7項(xiàng)專題攻關(guān)、大型試驗(yàn)裝置的建造和國(guó)外先進(jìn)軟件與試驗(yàn)設(shè)備的引進(jìn)，在我國(guó)石油行業(yè)率先擁有了一整套多相混輸工藝技術(shù)的研發(fā)與工程實(shí)施能力，為將該技術(shù)推向工程實(shí)際應(yīng)用打下了良好的基礎(chǔ)。
2 工程概況與主要特點(diǎn)
    2003年，當(dāng)中國(guó)石油天然氣勘探開(kāi)發(fā)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(nèi)的肯基亞克鹽下油田投入全面開(kāi)發(fā)時(shí)，要求在鹽下油田地面集輸系統(tǒng)建設(shè)中采用長(zhǎng)距離油氣混輸工藝，將鹽下油田的全部油井產(chǎn)物混輸至44km以外的讓納若爾油氣處理廠，以簡(jiǎn)化工藝、降低投資、縮短工程建設(shè)周期，使海外石油合作開(kāi)發(fā)合同期內(nèi)的經(jīng)濟(jì)收益最大化。該工程的主要設(shè)計(jì)內(nèi)容為從鹽下油田井口到讓納若爾油氣處理廠之間的長(zhǎng)距離油氣混輸系統(tǒng)(以下簡(jiǎn)稱鹽一讓長(zhǎng)距離油氣混輸系統(tǒng))，即：油井-計(jì)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(diǎn)有以下8個(gè)方面：
    1) 油井井?dāng)?shù)少、單井產(chǎn)量高。2006年時(shí)，鹽下油田的油井總數(shù)僅為32口；中壓油井的單井產(chǎn)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(chǎn)物的平均氣油比為400m3/t。
    4) 原油物性好?；旌显偷拿芏葹?07kg/m3，凝固點(diǎn)為-43℃，黏度為4.4mPa·s(20℃)，詳見(jiàn)表1。
表1 鹽下油田混合原油物性數(shù)據(jù)表
指標(biāo)
實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)
20℃時(shí)的密度/kg·m-3
807
含水量/%
0.47
凝固點(diǎn)/℃
-43
含蠟量/%
4.0
含硅膠膠質(zhì)/%
8.3
含硫量/%
0.52
10℃時(shí)動(dòng)力黏度/mPa·s
6.56
20℃時(shí)動(dòng)力黏度/mPa·s
4.40
30℃時(shí)動(dòng)力黏度/mPa·s
3.50
40℃時(shí)動(dòng)力黏度/mPa·s
2.97
50℃時(shí)動(dòng)力黏度/mPa·s
2.58
    5) 油氣總產(chǎn)量高?？偖a(chǎn)油量為220×104t/a，總產(chǎn)氣量為8×108m3/a。
    6) 輸送距離長(zhǎng)。油井最大集輸半徑達(dá)56km，混輸干線長(zhǎng)度達(dá)44km。
    7) 管道沿程地形連綿起伏、高差大?；燧敻删€沿程經(jīng)過(guò)4個(gè)起伏地段，其中，最大高差達(dá)100m(圖1)。
    8) 冬季漫長(zhǎng)、氣候嚴(yán)寒。冬季持續(xù)6個(gè)月左右，極限最低氣溫為-42℃。
 

    這樣一個(gè)大規(guī)模混輸系統(tǒng)工程的設(shè)計(jì)面臨著若干技術(shù)挑戰(zhàn)，需要解決以下5個(gè)方面的關(guān)鍵技術(shù)問(wèn)題：①長(zhǎng)距離起伏敷設(shè)混輸管道壓降的準(zhǔn)確預(yù)測(cè)與管徑優(yōu)化；②強(qiáng)烈段塞流的捕集與末端分離器的平穩(wěn)運(yùn)行技術(shù)；③首站與混輸干線事故流程的設(shè)置與控制技術(shù)；④混輸干線投運(yùn)與停輸再啟動(dòng)瞬態(tài)工況的準(zhǔn)確預(yù)測(cè)與操作程序；⑤H2S應(yīng)力腐蝕與氫致開(kāi)裂的抑制技術(shù)。
    該工程于2005年4月一次性投產(chǎn)成功。截至目前，已經(jīng)平穩(wěn)運(yùn)行了4年零10個(gè)月，開(kāi)創(chuàng)了中國(guó)石油行業(yè)大輸量、長(zhǎng)距離油氣多相混輸系統(tǒng)工程設(shè)計(jì)的先例，其輸量、長(zhǎng)度、百萬(wàn)噸產(chǎn)能投資綜合指標(biāo)進(jìn)入世界前列，被評(píng)為中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司科技十大進(jìn)展。
3 主要工藝技術(shù)
    1) 采用引進(jìn)的國(guó)際知名多相混輸動(dòng)態(tài)模擬計(jì)算軟件OLGA，在穩(wěn)態(tài)和段塞跟蹤動(dòng)態(tài)工況下，計(jì)算混輸干線的溫降、壓降、流型、持液率、最大液塞長(zhǎng)度和合理管徑。
    2) 充分利用鹽下油田油井壓力高、產(chǎn)出原油凝固點(diǎn)低、黏度低的特點(diǎn)，實(shí)行從井口到油氣處理廠全程長(zhǎng)距離不加熱、自壓油氣混輸。
3) 系統(tǒng)設(shè)計(jì)壓力分段分級(jí)設(shè)置，即：油井-計(jì)量站-混輸首站入口段的設(shè)計(jì)壓力取為6.4MPa，混輸首站-混輸干線 油氣處理廠入口段的設(shè)計(jì)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(shè)計(jì)壓力取為1.6MPa(圖2)。同時(shí)，考慮到在混輸管道事故狀態(tài)下，混輸干線的大口徑(DN500mm)緊急切斷閥快速關(guān)閉時(shí)可能遭遇強(qiáng)烈段塞流的水力沖擊，將該閥門(mén)的設(shè)計(jì)壓力取為6.4MPa。
 

    4) 以O(shè)LGA軟件的計(jì)算結(jié)果為依據(jù)，根據(jù)本工程的實(shí)際情況和國(guó)際上的經(jīng)驗(yàn)，采用指狀管式段塞流捕集器，應(yīng)用國(guó)際先進(jìn)的計(jì)算方法，確定段塞流捕集器的結(jié)構(gòu)與尺寸并自行進(jìn)行機(jī)械設(shè)計(jì)[1]。指狀管段塞流捕集器主要由4根口徑為DN700mm、長(zhǎng)度為70m的并聯(lián)管道構(gòu)成(圖3)，可捕集的混輸干線最大液塞長(zhǎng)度為500m。
 

    5) 在混輸首站，采用可隨時(shí)快速將油井產(chǎn)物的中壓氣液混輸流程轉(zhuǎn)換為中、低壓二級(jí)氣液分離流程的事故分離器過(guò)流運(yùn)行工藝，其工藝流程詳見(jiàn)圖4、5。
6) 在混輸干線，采用可適應(yīng)管道爆裂事故狀態(tài)的壓降速率法中間切斷閥快速關(guān)斷控制技術(shù)，以及在事故狀態(tài)下可降低H2S氣體直接排放污染環(huán)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(shè)計(jì)段塞流捕集器與氣液分離器關(guān)聯(lián)系統(tǒng)的工藝與自控流程。采取由段塞流捕集器氣相壓力變化調(diào)節(jié)其液相排出流量的方式，控制分離器液位[4]。
   8) 以控制起點(diǎn)壓力為目標(biāo)，采用OLGA軟件模擬計(jì)算出的混輸干線在不同投產(chǎn)與再啟動(dòng)工況下的數(shù)據(jù)，編寫(xiě)混輸系統(tǒng)投產(chǎn)與再啟動(dòng)操作程序。
   9) 依據(jù)抗H2S應(yīng)力腐蝕與氫致開(kāi)裂的國(guó)內(nèi)外標(biāo)準(zhǔn)和國(guó)內(nèi)有關(guān)抑制H2S腐蝕的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，在控制系統(tǒng)壓力與材料應(yīng)力水平的基礎(chǔ)上，對(duì)氣液混輸系統(tǒng)的管道及設(shè)備采用抗硫材料與加緩蝕劑的系統(tǒng)防護(hù)形式，在長(zhǎng)距離混輸干線首、末端安裝在線腐蝕監(jiān)測(cè)儀[5～6]。
4 實(shí)施效果與分析
4.1 OLGA軟件的壓降計(jì)算結(jié)果與工程實(shí)際相吻合
    鹽-讓長(zhǎng)距離混輸干線投產(chǎn)1年零2個(gè)月后，實(shí)際生產(chǎn)量達(dá)到設(shè)計(jì)保證(輸油量220×104t/a、輸氣量8×108m3/a)。由此可以看出，規(guī)格為彩530mm×12mm、長(zhǎng)度為44km的混輸管道的起點(diǎn)實(shí)測(cè)壓力值與軟件計(jì)算壓力值的相對(duì)誤差小于20%，兩者達(dá)到了較高的吻合度。
4.2 段塞流捕集器與關(guān)聯(lián)氣液分離器運(yùn)行平穩(wěn)
    現(xiàn)場(chǎng)回訪結(jié)果表明，鹽-讓長(zhǎng)距離混輸干線末端由段塞流捕集器與氣液分離器構(gòu)成的工藝自控系統(tǒng)，對(duì)混輸干線末端發(fā)生的嚴(yán)重段塞流沖擊具有良好的抑制作用。投產(chǎn)運(yùn)行4a以來(lái)，氣液分離器的液位一直處于平穩(wěn)變化狀態(tài)，較好地保證了后續(xù)油、氣處理裝置的正常運(yùn)行，受到現(xiàn)場(chǎng)操作人員的好評(píng)。
4.3 首站與混輸干線事故流程狀態(tài)正常
    混輸首站采用了事故分離器過(guò)流運(yùn)行方式，其流程暢通、運(yùn)行穩(wěn)定，證實(shí)該工藝合理、可行。除因施工及安全原因?qū)⒏删€緊急切斷閥暫時(shí)置于手動(dòng)狀態(tài)外，管道沿程分段分離放空裝置均處于正常狀態(tài)。
4.4 編制的投產(chǎn)操作程序及模擬預(yù)測(cè)結(jié)果與投產(chǎn)實(shí)際相吻合
    為了確保長(zhǎng)距離混輸管道的投產(chǎn)成功，在編制投產(chǎn)方案的過(guò)程中，首先采用OLGA軟件進(jìn)行了混輸干線投產(chǎn)過(guò)程的起點(diǎn)壓力變化趨勢(shì)模擬。模擬結(jié)果表明，在投產(chǎn)過(guò)程中，混輸管道的起點(diǎn)壓力峰值可能達(dá)到其初始起點(diǎn)壓力的2倍左右，投產(chǎn)過(guò)程所達(dá)到的實(shí)際壓力峰值與模擬計(jì)算結(jié)果幾乎完全一致，很好地指導(dǎo)了投產(chǎn)操作，實(shí)現(xiàn)了投產(chǎn)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(shí)現(xiàn)了再啟動(dòng)。
4.5 管道與設(shè)備無(wú)明顯腐蝕
    鹽-讓混輸系統(tǒng)工程投產(chǎn)1a以后，對(duì)位于混輸系統(tǒng)前端H2S應(yīng)力腐蝕有利位置的計(jì)量站計(jì)量分離器開(kāi)罐檢查結(jié)果表明，罐內(nèi)防腐涂層完好，防腐涂層及抗硫鋼材起到了良好的抗H2S應(yīng)力腐蝕作用?；燧敻删€投產(chǎn)運(yùn)行3a后，對(duì)其清管產(chǎn)物的化驗(yàn)分析結(jié)果表明，從管道中清出的固體物中無(wú)明顯腐蝕產(chǎn)物存在。目前油井產(chǎn)出液中含水率低于1%、無(wú)游離水存在，是產(chǎn)生這一現(xiàn)象的主要原因。
5 結(jié)論
    1) OLGA軟件對(duì)于以低凝、低黏原油為液相的氣液混輸系統(tǒng)的熱力、水力工況參數(shù)與多相流動(dòng)特性參數(shù)，具有良好的計(jì)算準(zhǔn)確度，可應(yīng)用于類似條件的油氣田工程設(shè)計(jì)中。
    2) 為獲得更加準(zhǔn)確的管徑與管輸壓降計(jì)算結(jié)果，對(duì)于管道敷設(shè)于起伏地形的油井產(chǎn)出物全程混輸系統(tǒng)，應(yīng)給出井口出油管道、計(jì)量站集油管道和長(zhǎng)距離混輸干線的高程詳勘數(shù)據(jù)。
    3) 對(duì)于設(shè)計(jì)中遇到的空白技術(shù)，應(yīng)采取設(shè)計(jì)、科研一體化方式提出解決方案。在該項(xiàng)工程的設(shè)計(jì)中，由于充分發(fā)揮了科研力量的作用，采取科研與設(shè)計(jì)相結(jié)合確定最終設(shè)計(jì)方案的方式，較好地解決了缺少設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)的空白技術(shù)問(wèn)題。
4) 在科學(xué)合理的前提下，應(yīng)大膽突破常規(guī)進(jìn)行創(chuàng)新設(shè)計(jì)。在該工程段塞流捕集器、段塞流捕集器與油氣分離器關(guān)聯(lián)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(shè)置的設(shè)計(jì)中，都采取了創(chuàng)新設(shè)計(jì)，形成了滿足工程需要的自主設(shè)計(jì)技術(shù)。
    5) 時(shí)刻牢記特殊設(shè)計(jì)妄求，把工程的適用性與安全放在優(yōu)先考慮的位置。由于設(shè)計(jì)人員始終牢記H2S氣體的應(yīng)力腐蝕、氫致開(kāi)裂和人身危害這一涉及工程適用性與安全、健康與環(huán)保的特殊設(shè)計(jì)要求，并體現(xiàn)在設(shè)計(jì)文件與設(shè)備采購(gòu)技術(shù)條件中，從而在設(shè)計(jì)上保證了該工程HSE特性的全面實(shí)現(xiàn)。
    6) 應(yīng)充分重視安裝圖設(shè)計(jì)的細(xì)節(jié)。在安裝圖設(shè)計(jì)階段，首先要毫無(wú)遺漏地體現(xiàn)初步設(shè)計(jì)階段確定的全部工程內(nèi)容，同時(shí)，要善于通過(guò)揣摩科學(xué)、合理的管路安裝布局與結(jié)構(gòu)尺寸來(lái)保證新的工藝流程方案的實(shí)現(xiàn)。
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(本文作者：宋承毅1，2 1.中國(guó)石油大學(xué)(北京)；2.中國(guó)石油大慶油田建設(shè)設(shè)計(jì)研究院)