混输管网冬季常温集输工艺仿真与应用研究

邓家胜， 何旺达， 余 波， 白智文， 高志君， 田志远

（1.新疆油田公司 百口泉采油厂，新疆 克拉玛依 834000；2.西南石油大学 石油与天然气工程学院，四川 成都 610500）

我国有较多的油田位于高纬度的寒冷地区，因而冬季集输管网环境温度低。寒冷地区油田集输工艺受环境温度制约，限制了其集输半径和流体流动性能，严重阻碍了油田的开发［1］。为扩大油田生产规模并保证集输系统流动安全，寒冷地区油田常采用电伴热、蒸汽伴热、井口加热等加热/保温方法［2］。但均消耗大量电能或天然气，同时还需投资建设大量井口加热炉等设备。随着油田开发的不断深入，采出液含水率不断升高。由于水对原油粘壁过程的剪切携带作用和具有较大的比热容，因此原油中含有水分有助于改善原油的流动性能。

国内外部分油田根据集输系统温压监测数据对相关加热设备的功率进行调节以降低电能消耗。目前大庆等部分含水量高的油田已实施了常温集输工艺，而新疆油田的是中高含水量。由于含水率不同，在没有仿真计算验证的情况下，贸然在冬季将加热集输工艺转变为常温集输工艺，存在重大的流动风险。因而新疆油田难以直接借鉴其他油田的常温集输工艺改造经验，也难以提出有针对性的集输管网流动保障措施。

因此，本研究根据新疆油田A 井区的管网情况建立仿真模型。基于A井区的夏季历史生产数据和现场监测数据验证动态多相流模拟器（OLGA）仿真结果的准确性，进一步探究A 井区冬季混输管网常温集输的流动情况。根据各井区生产数据形成混输条件下原油凝点计算公式，并依据仿真结果采取针对性的安全保障措施［3］。

1 新疆油田集输管网现状

1.1 新疆油田集输管网

新疆油田所在的高纬度寒冷地区一年中最低气温可达-35 ℃，冬季集输工况条件恶劣，最大冻土层厚度达143 cm。为保证油田正常生产作业，新疆油田采取“井口加热+集输管道保温”的方法开展加热混输。为保证冬季集输管网安全运行，普通井口流体加热后的温度设置在40～50 ℃（一般占加热器额定功率的60%），高产单井出口温度设置在60～80 ℃（一般占加热器额定功率的80%），其安全运行的工艺参数范围如表1 所示。集输管网全部埋地敷设在冻土层以下，平均埋深为1.9 m，此时埋深处的地温常年都高于0 ℃。管道外包裹至少30 mm 的聚氨酯泡沫保温层，集输管道采用玻璃钢复合材料，并在最外层包裹高密度聚乙烯防护材料。井口采出液经出油管道输送至各计量站，经计量站轮换计量后由集输干线输送至转油站，如图1所示。

表1 新疆油田A井区安全运行工艺参数范围Tab.1 The range of process parameters for safe operation in well area A of Xinjiang oilfield

图1 新疆油田A井区集输管网分布图Fig.1 The distribution map of the gathering and transmission pipeline network in the well area A of Xinjiang oilfield

1.2 A井区采出液物性

分析A井区采出液物性，确定原油、天然气物性参数，如表2所示。

表2 A井区原油物性参数Tab.2 Physical parameters of crude oil in well area A

该井区所产原油为轻质含蜡原油，所产的天然气以甲烷为主，相对密度为0.64，乙烷含量为4.88%，如表3所示。

表3 A井区天然气性质Tab.3 The properties of natural gas in well area A

1.3 常温集输现场试验

根据现场技术人员的经验，A 井区在春季温度回升时尝试关闭部分井口的管道加热器，仅仅依靠井口采出液自身的温度开展油气水三相混输，且只对部分井口节流程度较高和产出液温度较低的单井实施加热输送工艺。以其中K#计量站的井口回压为例，发现该井区下辖各井回压监测数据均小于1.5 MPa，其回压均在0～2.1 MPa 的安全回压范围，且在正常范围内波动，如图2 所示。试验期间管网整体运行良好，未发生凝管和冻堵等事故。

2 A井区混输管网常温集输仿真

由于在冬季最冷温度时实施常温集输工艺存在流动风险，因此，需在夏季常温输送时对生产数据开展仿真。对比夏季工况的计算结果和实测数据，验证仿真模型的精确度是否符合要求。当模型的计算精度经验证达标后，根据各计量站冬季最冷工况，计算集输管网的温度和压力等流动参数，对比仿真结果和规定的管输过程温度压力，判断流动过程是否安全。

2.1 模拟精度验证

收集A 井区的管网设计数据（管道长度、直径、壁厚、材质、埋深和保温层厚度等数据）、环境数据（埋深处的全年地温变化）和历史生产数据（油气水产量、组分、计量站温度、计量站压力）。计算各计量站的气油比和含水率，采用物性模拟软件建立管网模型中每个计量站的流体包。根据A 井区的管网分布，建立管网模型，如图3所示。

图3 A井区管网模型Fig.3 The pipeline network model in well area A

根据地温监测结果可知，夏季时1.9 m 处的地温为20 ℃，以A 井区夏季某天各计量站的生产数据，计算管网沿线的温度和压力。各管道的沿线温降呈近似线性变化，由于夏季地温较高，因此部分管道存在温度沿线升高的情况。各计量站出站温度范围是5～30 ℃，4 条转油站进站温度的计算值与实测值温度基本吻合，其误差小于0.5%，如表4 所示。通过转油站的进站压力计算得到各计量站的出站压力。集输管网的计量站出站压力计算结果与现场实测结果基本一致，最大误差不超过17.6%，如表5 所示。由于常温集输过程更关心流体的温度，而管道流动时压力存在较多的余量。因此，本研究从温度和压力2 个角度验证了OLGA管网仿真模型的准确度。

表4 管道进站温度仿真结果与实测结果对比Tab.4 Comparison between the simulation results and actual measurements of pipeline inlet temperature

表5 管道出站压力计算结果与实测结果对比（部分）Tab.5 Comparison between the calculated and measured results of pipeline outbound pressure (partial)

2.2 A井区模型建立

根据A 井区的集输管网分布情况建立管网模型，并设置管材、保温层、防护层的厚度和材料特性，如表6和表7所示。

表6 不同公称直径管段的内衬层、结构层、保温层和保护层厚度Tab.6 The thickness of the inner liner, structure layer,thermal insulation layer and protective layer of different nominal diameter sections

表7 集输管网各层材料特性Tab.7 The material characteristics of each layer of the gathering and transmission pipeline network

2.3 A井区最冷工况仿真

A 井区的最冷工况出现在每年1 月上旬，最低环境温度一般为-35℃。最低环境温度和冻土层厚度随时间变化如图4 所示，最冷工况下的管道地温为1.4℃。A 井区往年在最冷工况下的流动参数如表8所示。

表8 A井区各计量站流动参数Tab.8 The flow parameters of each metering station in well area A

图4 最低环境温度和冻土层厚度变化情况Fig.4 The minimum environmental temperature and frozen soil layer thickness changes

仿真结果如表9、图5 和图6 所示，不开启井口加热器时，在最冷工况下现有集输系统保温措施和流体温压可使4 条进站管道的温度高于原油凝点，且沿线压降在合理范围内。其原因是混输流体中水和天然气的剪切和携带等作用改善了原油的流动性，并略微降低了原油的凝点，证明了开展常温集输的可行性。管道沿线的流体温度大部分都保持近似线性下降趋势，只有少部分的管道沿线温降较大。其原因是上述管道内流量较小，导致管道沿线温降较大。大部分管道沿线压力也保持近似线性下降趋势，部分管道的沿线压降较大。沿线压降较大的管道靠近转油站，因管道流量较大导致沿线压降增加。

表9 A井区转油站进站温度模拟结果Tab.9 The entering station temperature simulation result in well area A

图5 最冷工况下A井区管道沿线温降计算结果（部分）Fig.5 The calculation results (partial) of temperature drop along the pipeline in well area A under the coldest operation condition

图6 最冷工况下A井区管道沿线压降计算结果（部分）Fig.6 The calculation results (partial) of pressure drop along the pipeline in well area A under the coldest operation condition

3 管网常温集输应用与保障措施

3.1 管网常温集输现场应用

A 井区集输管网夏季和冬季流动仿真结果证明了在该井区实施常温集输是可行的，因此，2021 年冬季将该井区的集输工艺从加热集输整体转为常温集输。经现场应用发现，即使在该地区冬季最低气温时，常温集输工艺也可正常应用。经井口温度表、井口压力表、计量站温度表、计量站压力表、进站温度表和进站压力表检测数据可知，在冬季常温集输时井口的回压都保持在合理范围内，部分井口的回压变化如图7 所示；井口到计量站的温度和压力保持在正常范围内波动；4条进站管线的进站温度也保持在正常范围内波动，如图8所示。

图7 A井区部分单井冬季的回压变化Fig.7 The back pressure changes of some single wells in well area A in winter

图8 4条进站管线的进站温度随时间的变化Fig.8 The changes in the entry temperature over time of the 4 entrance pipelines

分析A 井区可在冬季开展常温集输的原因是：（1）所有的集输管道都埋地且深度至少为1.4 m，地下的温度变化幅度和速度均远低于地表管道，其最低温度不低于0 ℃，降低了管道沿线热量的散失速率；（2）所有的集输管道都敷设有30 mm 厚度的聚氨酯保温层，保温层的存在降低了管道的总传热系数，也间接降低了管道沿线热量的散失速率；（3）产出液中含有油气水三相介质，天然气和水对粘壁原油有冲刷和携带作用，可使流体在稍低于原油的温度下正常流动；（4）新疆油田A 井区已针对冬季常温集输工艺，实施了多种流动保障措施。

3.2 常温集输影响因素分析与凝点计算

随着管输液体温度降低，原油中部分物质吸附于管道内壁面上，形成凝油团，主要包括蜡、胶质、沥青、酸性物质等［3］。当流体对凝油团的剪切作用小于管壁对凝油团的黏附作用时，即会发生粘壁现象。粘壁现象会导致管道流动面积减小，井口回压增大，影响集输系统的安全运行，严重时可能会发生恶性凝管事故［4-5］。

吴迪等［6］通过轮式流动模拟器试验确定了粘壁温度计算公式为

式（1）中，T0为粘壁温度；TGP为含水原油的凝点；Φ为含水率；k、m和n为系数，由原油和管输条件决定。

Zheng 等［7］通过室内环道试验建立了粘壁速率模型为

系数，由原油和管输条件决定。

国内外诸多学者通过试验研究，确定产液量、含水率、原油类型均会影响原油粘壁行为［8-10］。

根据A 井区的计算结果，发现影响混输原油凝点的因素主要包括：原油本身的凝点、气油比、含水率和剪切率。混输流动状态下原油凝点的公式可写成如下格式：

根据新疆油田现场生产数据，可知混输条件下原油凝点与原油本身凝点呈正相关，与气油比、含水率和剪切率呈负相关。

根据现场实测的流体温度低于原油凝点的混输管道生产数据，结合式（3）拟合得到混输条件下的原油凝点计算公式为

3.3 管网常温集输保障措施分析

在新疆油田实施常温集输工艺，要求在最冷工况下集输管网不发生凝管事故。为保证常温集输管网能在低温环境下正常运行，需要防止集输管网中出现粘壁现象和凝固现象。因此，应从以下2 个方面加强保障。

3.3.1 定期扫线

A井区的原油组分中包含了较多的C16～C35蜡组分，长期运行时蜡分子逐渐附着在内壁上造成管道流通面积逐渐减小，沿线压降增加。为防止A 井区冬季常温输送时出现蜡沉积，可定期对集输管道开展扫线作业。因此，集输系统在冬季运行时，应重点监测每条管道的压降情况，当有管道的压降超过许可范围时，应立即开展扫线作业，防止恶性凝管事故发生。

部分井口产出液温度较低，进行常温集输作业时，管道沿线热损失可能造成沿线输送温度低于凝点，为防止输送温度过低而导致管道出现蜡沉积，在冬季进行输送时应开启井口加热装置。为保障管道流动安全，形成了流体温度高于凝点、处于凝点和流动凝点之间、低于流动凝点3 种温度状态管流的单井加热策略，如图9所示。

图9 部分井口加热策略Fig.9 The heating strategies of some wellheads

3.3.2 大规模采用玻璃钢管道

油田大部分集油管道采用玻璃钢材质。玻璃钢管道相较于普通钢质管道，具有绝对粗糙度低、导热系数小等优点。绝对粗糙度低有利于减缓凝胶原油在管道内壁的沉积速率和黏附力，提高原油在低温下的流动性。导热系数小有利于减少集输管网中的热能损耗。

4 结 论

管网模型温度和压力仿真结果与现场实测数据的误差分别为1.08 ℃和0.16 MPa，验证了管网模拟结果的准确性。计算出A 井区集输管网最冷工况下的流动参数，结果表明该工况下集输管网仍可正常运行。

针对A 井区冬季常温集输工艺，监测每条管道的温度和压降，对大压降的管道进行定期扫线。针对产出液温度较低的井口，在冬季应开启井口加热器以保证流体输送温度高于原油凝点。