玛湖油田转输系统含水原油常温输送影响因素研究

彭洋平，于浩，张伟，段超，陈璐

1.新疆油田百口泉采油厂（新疆克拉玛依 834099）2.西南石油大学石油与天然气工程学院（四川成都 610500）

0 引言

玛湖油田各井区转油站出站流体凝固点和析蜡点都较高，为避免加热集输能耗大、效率低的问题，玛湖油田正转向常温集输。但转输系统由于其流动安全的重要性和流动工况的复杂性，需充分掌握不同工况下转输系统流动状态及其变化规律。因此，有必要开展玛湖油田转输系统含水原油常温输送影响因素研究。

已有的油水两相输送研究均在原油凝点以上进行[1-5]，但对于高凝原油常温输送过程中存在输温低于原油凝点的情况。因此，为保障高凝原油常温输送的安全性，需开展全范围工况下高凝含水原油常温输送研究。其中，通过建设可视化实验管线以开展油水混合物低温集输试验，研究了低温集输过程中压力和流型变化规律，确定低温下原油集聚特性受到油性、产液量、含水率和环境温度等综合因素的影响[6]。LIN[7]研究了高寒地区采出液量、含水率、原油凝固点和黏度对油水两相集输特征的影响规律。王继彬[4]对不同含水、不同流量和不同温度的苏桥油田的原油进行流动性实验，通过华北油田混输管道的水力和热力的计算确定集输管道的热力和压力损失。黄作男[8]编制了常温集输管道的水力热力耦合计算模型，分析了含水率、气油比、起点温度等因素与常温集输半径的关联度。但在国内外学者的研究中存在未建立影响因素对终点温度的关联度或模拟工况局限的情况。

基于此，本文针对玛湖转输系统含水原油，运用MATLAB 软件编程模拟全范围工况下不同输量、含水率、起点温度以及地温对常温输送的影响，并通过灰色关联分析确定不同因素对终点温度的关联度。

1 转输系统模型

1.1 模型建立

1.1.1 基础数据

1）玛湖转输系统布局。玛湖转输系统布局如图1 所示。其中，M131 来液经M2 站增压后，和M2来液汇合输送至M2-M18 1#线和2#线、M18-BL 2#线输送至BL 站；M18 来液通过M18-BL 1#线输送至BL站；A2来液通过A2-BL线输送至BL站。

2）管线基础参数。转输系统干线管道基础参数见表1。其中，管长14.1～25.4 km，管径209.0～263.1 mm，壁厚9.1～11.2 mm，保温层厚度均为40 mm，管材采用玻璃钢，保温层采用聚氨酯泡沫。

表1 集输系统干线管道基础参数

3）管线运行参数。转输系统干线管道运行参数见表2。其中，转输系统日输量范围1 000～5 000 t，含水率40%～90%，起点温度15～30 ℃，起点压力1.28～3.06 MPa，地温3～11 ℃。

表2 转输系统干线管道运行参数

1.1.2 模型建立

由于流动仿真计算模型不便直接确定管道是否可实施不加热输送，因此需要根据现场实测的原油物性参数，编制计算转输系统流动状态的流动参数计算模型。

1）水力计算模型。当油水两相不再连续而是以分散流或乳状液的形式出现时，采用均相流模型计算混合物的压降；但当油水混合物的流型既有分散又有分层时，需采用分层流的摩阻压降模型。因此，本文选择分层流的摩阻压降模型。管道水力计算过程如图2所示。

图2 管道水力计算流程

2）热力计算模型。考虑玛湖油田转输系统特点，采用改进后的油水两相流苏霍夫热力模型进行管道热力计算。管道热力计算过程如图3 所示。

图3 管道热力计算流程

1.2 模型验证

选择2022年2月（最冷月）、5月、8月（最热月）、11 月数据验证了模型的正确性，验证结果见表3。相对误差均在6%以内，模型模拟结果和现场实际数据吻合度高。

表3 模型验证结果

2 不同因素对管线温降的影响分析

为覆盖玛湖油田转输系统全年工况范围，本文共模拟65 组方案，分析4 种因素（输量、含水率、起点温度和地温）对各管线终点温度的影响。

在转输系统中，M131 来液由4 条干线管道输至BL 站；M2 来液由3 条干线管道输向BL 站；M18 和A2 来液均仅由一条干线管道输向BL 站。由于受M131来液影响的管线最多，所以下面着重分析改变M131 输量、起点温度和含水率对各干线管道的影响。而改变其他转油站的变化规律与改变M131 的变化规律一致，不再赘述。

2.1 输量对管线温降的影响

不同输量下各管线温降变化结果如图4 所示。当增加M131 日输量（2 400、2 700 、3 000、3 300、3 600 t/d）时，M131-M2 管线的沿线温降由1.07 ℃减小至0.30 ℃；下游管线（M2-M18 1#管线、M2-M18 2#管线、M18-BL 2#管线）的沿线温降减少，变化分别为由3.26 ℃下降至2.33 ℃、由2.83 ℃下降至2.11 ℃、由1.24 ℃下降至0.63 ℃；由于M131来液在下游不进入A2-BL 管线和M18-BL 1#管线，所以这两条管线不受影响。

图4 不同输量下各管线温降变化结果

输量对管线温降的影响可描述为，随着输量的增加，管线温降减小。这是因为管线输量增加，流速增大，继而由摩擦产生的热能增加，所以使得管线温降减小。

2.2 含水率对管线温降的影响

不同含水率下各管线温降变化结果如图5。当增加M131 含水率（45%、50%、55%、60%、65%）时，M131-M2 管线的沿线温降由0.44 ℃减小至0.38 ℃；下游管线（M2-M18 1#管线、M2-M18 2#管线、M18-BL 2#管线）的沿线温降减少，变化分别为由2.74 ℃下降至2.24 ℃、由2.27 ℃下降至2.18 ℃、由0.75 ℃下降至0.73 ℃；由于M131 来液在下游不进入A2-BL 和M18-BL 1#管线，故这两条管线不受影响。

图5 不同含水率下各管线温降变化结果

含水率对管线温降的影响可描述为，随着含水率的增加，管线温降减小。这是因为水的比热容大于原油的比热容，含水率升高使油水混合物的比热容增加，进而导致温降变小。

2.3 起点温度对管线温降的影响

不同起点温度下各管线温降变化结果如图6所示。当增加M131的起点温度（15、18、21、24、27 ℃）时，M131-M2管线的沿线温降由0.01 ℃增加至0.55 ℃；下游管线（M2-M18 1#管线、M2-M18 2#管线、M18-BL 2#管线）的沿线温降增加，变化分别为由1.20 ℃增加至2.79 ℃、由1.74℃增加至2.35 ℃、由0.34 ℃增加至0.89 ℃；由于M131来液在下游不进入A2-BL管线和M18-BL 1#管线，所以这两条管线不受影响。

图6 不同起点温度下各管线温降变化结果

起点温度对管线温降的影响可描述为，随着起点温度的增加，管线温降增大。这是因为起点温度升高使管线内外壁温差增大，导致热流量增加，进而使得管线温降增大。

2.4 地温对管线温降的影响

不同地温时各管线温降变化结果如图7 所示。其中，M131-M2 管线温降由0.43 ℃减小至0.14 ℃；M2-M18 1#管线温降由2.47 ℃减小至1.62 ℃；M18-BL 2#管线温降由2.23 ℃减小至1.43 ℃；M2-M18 2#管线温降由1.10 ℃减小至0.64 ℃；M18-BL 1#管线温降由0.74 ℃减小至0.34 ℃；A2-BL 管线温降由1.13 ℃减小至0.62 ℃。

图7 不同地温时各管线温降变化结果

地温对管线温降的影响可描述为，随着地温的增加，管线温降减小。这与不同起点温度的分析同理，地温增加使得管线内外壁的温差减小，热流量减小，所以各管线温降减小。

3 灰色关联分析

灰色关联法常被用于筛选主控因素[10-14]，可计算各个子因素对主因素的关联度。由于该方法在集输系统分析领域应用广泛[15-16]，所以本文采用灰色关联法计算输量、含水率、起点温度和地温对玛湖油田转输系统各干线管道终点温度的关联度并确定主控因素。

灰色关联法分析结果如图8 所示。其中，M131-M2 管线终点温度的关联度排序为M131 起点温度＞M131 含水率＞M131 输量＞地温；M2-M18 1#管线终点温度的关联度排序为M131 起点温度＞M131含水率=M2含水率＞M131 输量＞M2输量＞M2起点温度＞地温；M2-M18 2#管线终点温度的关联度排序为M2起点温度＞M2含水率=M131含水率＞M131起点温度＞M131 输量＞M2 输量＞地温；M18-BL 2#管线终点温度的关联度排序为M131 起点温度＞M2 含水率=M131 含水率=M2 起点温度＞M131 输量＞M2 输量＞地温；M18-BL 1#管线终点温度的关联度排序为M18 起点温度＞M18 含水率=M18 输量＞地温；A2-BL管线终点温度的关联度排序为M2 起点温度＞M2 含水率＞M2输量＞地温。

图8 不同影响因素对转输系统各管线终点温度的关联度

可见，对管线终点温度影响最大的一般是输送介质的起点温度。因此，在常温集输中转输系统应最关注转油站起点温度。

4 结论

1）由软件模拟结果可知，各管线温降受来液起点温度、含水率、输量和地温的影响，则终点温度同样受这4 个因素影响。灰色关联度分析结果:起点温度＞含水率＞输量＞地温。

2）起点温度影响大，为了实现常温输送，可以采取的措施有:伴水输送（提高含水率），加降凝剂或者增大日输量。