油气混输工艺在低输量管道安全运行中的优势分析

陈丽丽，孙建利，刘志勇，张光宇，赵启昌，郭晓军

1.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062550

2.中国石油工程建设有限公司北京设计分公司，北京 100085

油气管道建成后，受后期地质开发影响，最初输油管道的设计输量远远高于当前地质产量，与现场实际生产不匹配，尤其是在老油田的生产运行中该矛盾更加突出[1-2]。目前各油田对低输量含蜡原油管道，主要采取提高起输温度、建设中间加热站、低含水油输送、摸索结蜡规律定期通球[3]等措施来维持该类长输管道安全平稳运行。以华北油田为例，面对油田南部区域原油产量不断下降，J-S 输油管道已不能满足设计最低启输量的要求，通过管道提温运行、清管器定期清蜡、储油罐区季节性调峰等措施维持该条长输管道基本运行。目前该管道已通过上述方式运行超过14年，J-S 输油管道长期处于高温状态下不仅造成防腐层破坏（见图1），给正常输油带来诸多不安全因素，而且每年管道保温层检测及恢复费用高、定期清罐修罐资金投入大。由于建设中间加热站投资高、管理难度大，因此根据J-S 长输管道运行参数，结合J 区块产气量丰富、采出水余量充足等现状，设计了油气混输工艺和低含水油输送两种方案，均可不设置中间加热站点，综合考虑经济性、安全性，对二者进行详细的工艺设计和技术论证。

图1 J-S输油管道防腐层破坏及结蜡情况

1 J-S输油管道概况

J-S 输油管道于2006 年10 月建成投产，全长43.87 km，规格D159 mm × 5 mm，输送介质为原油，采用保温加热输送工艺。设计温度35～70 ℃，设计最大工作压力6.4 MPa，设计输量37.5 × 104～45.5×104t/a，最小启输量45 m3/h，最大输油量为60 m3/h。途经地区均为平原，敷设环境以农田和果园为主，土壤腐蚀性强，采用外加强制电流和牺牲阳极阴极保护系统。

J-S 输油管道跨越公路8 处，穿越铁路2 处，穿越河流沟渠19 处，平均中心埋深1.5 m，传热系数0.95 W/(m·K)，平均含水0.5%（质量分数），原油物性及黏温数据测试结果见表1、表2。

表1 J-S管道外输原油物性

表2 J-S管道外输原油不含水黏温数据

J-S输油管道自2006年建成至今，输量逐年递减，2009 年开始进入低输量运行阶段，当年输油量为35.2×104t。起初，为了确保在低输量状态下J 站外输原油能够安全进入S 站，曾采用添加降凝剂的方式保障管道安全运行，凝固点由26 ℃下降至18 ℃，但由于S 站外输液量较大导致添加降凝剂成本较高，且该管道析蜡温度在35～40 ℃，添加降凝剂后仍无法阻止原油中蜡晶的析出[3]，由此导致J-S 管道后半段结蜡严重，管道缩径，外输系统压力由1.8 MPa 上升至3 MPa 左右。因此2013 年11月起，J-S 输油管道开始进行通球清蜡[4]，平均每月通球1 次，同时技术人员通过将J 站起输温度由设计时的70 ℃提升至92 ℃（平均温度）使输送介质进S 站温度维持在42 ℃以上，高于凝固点，该方法不但避开结蜡高峰区，且无需再添加降凝剂，目前J-S长输管道运行数据监测如图2所示。

图2 2021年J-S输油管道起输量及温度变化情况（每2 h数据）

2 J-S管道油气混输方案设计

2.1 基本参数及思路

J 区域目前管理a、b、c、J 合计四座转油站，该区域原油通过站间集油管道输送至J 站进行集中脱水处理，合格后通过J-S长输管道输送至S站场。该区域自产伴生气资源丰富，其中CH4摩尔分数为94.35%，在20 ℃、101.325 kPa 状态下，低位发热量34 MJ/m³，高位发热量37.7 MJ/m³，具有较高的燃烧价值，伴生气组分如表3 所示，相对密度为0.701 4。该区域年产伴生气约570 × 104m3，其中367×104m3伴生气用于J 区域站场10 台加热炉燃烧用热，富余203×104m3伴生气用于发电。S 区域管理e、d、S 合计三座转油站，S 站不但作为S 区域的中心处理站，同时接收上游J 站管输来液。该区域仅d 站有少量自产气，可以满足d 站场热力系统用热，e 站和S 站需要购买地方管道燃气作为站场加热炉燃料，年外购气量214×104m3。S 区域与J区域站间集油、集气线完备，各转油站原油、燃气走向如图3所示。

表3 J站场伴生气组分摩尔分数单位：%

图3 J/S区域生产流程示意

根据J 区域与S 区域之间伴生资源不平衡，以及J-S 输油管道未来仍会长期处于低输量状态下的生产状况，规划将J 站富余的伴生气资源通过油气混输的方式输送至S站。目前采用长距离油气混输管道将原油和伴生气以混合方式进行输送，主要在简化工艺流程及降低工程投资方面具有明显优势[5]，但尚未在低输量管道中用于降低启输点温度。冯其玲等人认为，对于采用天然气掺输的方式实现输油管道在低输量下安全运行的方案中，由于气液两相间摩阻增大了流动阻力，因此出站压力急剧升高[6]。针对多相流工艺计算误差大的问题[7]，本次设计采用PIPESIM 软件及HYSYS软件进行计算模拟。

2.2 主要工艺流程设计

伴生气收集、处理、输送流程[8]主要为在J 站原有加热炉后新建天然气注入系统（压缩机），J站伴生气经新建聚结过滤器过滤后，进入压缩机增压至3.0 MPa，与原油混合后通过已建J-S 输油管道将油气混输至S 站。在S 站新建段塞流捕集器、气液分离器、聚结过滤器。混合介质进入S站，由段塞流捕集器与气液分离器分离出的气体，经过聚结过滤器过滤后进入S站供热系统，原油去计量区计量后进入储罐储存。同时拟在距离S 站23 km 处新建一座RTU 阀室，确保管道出现事故时及时关断，减少环境污染及油气泄漏造成的危害，流程示意如图4所示。

图4 J-S管道油气混输工艺流程示意

2.3 软件计算结果

通过对J区块与S站用气进行供需平衡分析，S站冬季（11月至3月）消耗气量较大，J区块可利用伴生气量不能满足其需求，仍需购买管道气补充；其余季节，伴生气产量能够满足S站用气需求，且富余自产气仍可去a 站用于发电，计算结果如表4所示。通过供需平衡分析可知，J-S 输油管道最大输气量5 703 m3/d，管输最小气量1 256 m3/d。

表4 首末站用气供需平衡分析（2020年7月-2021年6月） 单位：m3/d

为确保油气混输模拟的准确性，本次设计采用PIPESIM 软件及HYSYS 软件进行模拟，相互验证，模拟结果基本一致。根据当前自产气生产运行情况进行分析，J-S 输油管道逐月油气混输模拟结果如表5 所示。1 月份管输伴生气量最小52.28 m3/h，管内液体流速0.59 m/s，气体流速0.06 m/s。11 月份管输伴生气量最大为237.64 m3/h，管内液体流速0.6 m/s，气体流速0.26 m/s 。出站压力由1.8 MPa提升至2.58 MPa，油气混输后J-S 输油管道最大出站压力小于3 MPa，虽有升高但远低于管道设计压力6.4 MPa，启输温度可由92 ℃降至79 ℃，混输后，虽然温降不大，但对于油田节能降耗工作开展具有较大的经济效益。同时J 区域为集中南部油田压舱石工程推进重点生产区域，随着后续产能建设开发，J 区域伴生气资源将进一步增加，通过软件模拟计算，J-S 原油管道实现油气混输后最大输气能力可达1 000 m³/h，满足后续生产建设需求，因此该方案具有可行性。

表5 J-S管道油气混输计算模拟结果

3 J-S管道含水油输送方案设计

含水油输送在各油田低输量管道中应用较多，冯其玲等[6]认为掺水后输送低含水油方案不仅工艺可行而且比新建中间加热站方案具有更低的运行费用和投资成本，是低输量工况下推荐的运行方案。李玉春[9]也根据掺水量与管道所需入口温度与入口压力间关系，确定A-B段管道低输量运行年份的最优掺水量，因此该方案成熟可靠且具有较好的经济效益，以下对含水油输送方案进行分析。

3.1 低含水原油室内腐蚀试验

本次试验主要针对不同含水率下低含水原油输送介质的腐蚀性从而确定掺水量，实验根据J-S管道首站和末站的外输温度及输送时间、流速、压力、原油转相点等实际生产条件确定以下的相关试验参数[10]。

1）温度：40、45、50、55、60、65、70、75、80 ℃。

2）含水率：0%、5%、10%、15%、20%、100%。

3）实验时间：7 d；试片材质：A3 钢；不同含水率下的介质流速见表6。

表6 不同含水率下的介质流速

通过室内试验可以得出，J-S 外输原油乳化含水率为0%～20%时的室内腐蚀速率范围为0.000 5～0.008 1 mm/a（见图5），虽然腐蚀速率随着含水率的增加而增加，但增加缓慢，且最大腐蚀速率（0.008 1 mm/a）远远低于GB/T 23258—2009 所规定的控制线（0.025 mm/a）。

3.2 不含水下J-S输油管道热力及水力计算

对于长距离油气混输管道的热力计算，主要采用苏霍夫公式，其表达式为：

式中：TL为J-S 管道进站温度，℃；T0为管道埋深处土壤温度，℃；TR为J-S长输管道启输温度，℃；L为J-S输油管道长度，m;α=K为管道总传热系数，W/(m2·K)；D为管道外径，m；G为输送介质质量流量，kg/s；c为输送介质比热容，J/(kg·K)。依据达西公式，管道摩阻损失可表示为：

式中：hf为管道摩阻损失，m；λ为摩阻系数；d为输油管道内径，m；v为介质流速，m/s；g为重力加速度，m/s2。式中的摩阻系数λ受到管道中流体流态的控制，而流体流态又主要依据雷诺数划分为层流、紊流，对应的计算公式不同，因此需要开展外输管道不同含水原油水力热力参数影响分析研究。

通过上述计算可知：

1）J-S 管道输送原油含水率在20%以内时，为了保证进站油温为40 ℃，最高外输温度需为88.6 ℃，随着含水率的升高外输温度逐渐降低。

2）J-S 管道输送原油含水率在20%以内时，输送介质雷诺数均在2 000 以上，为紊流状态，乳化强度高，乳状液中的水不易析出，不易造成管道腐蚀。

3）J-S 管道输送原油含水率在20%以内时，随含水率的增加压降逐渐增大，压降从含水率0%时的2.48 MPa 增大到含水率20%时的4.22 MPa，压降上升明显，如图6所示。

图6 J-S长输管道输送不同含水原油的外输温度、雷诺数、压降变化曲线

综上所述，从腐蚀速率角度来看，不同含水率乳化油的腐蚀速率随着温度的增加而缓慢增加；在相同温度下，随着含水率的升高，腐蚀速率增加，当含水率大于10%时，腐蚀速率明显增大；从热力及水力计算可知，在当前输油量、当前进站温度的情况下，输送原油含水率在20%以内时，J-S 管道随着含水率的增加压降逐渐增大，由此导致管道所需压能升高，电耗增加。因此，在低输量管道掺水输送时，应当综合考虑腐蚀速率以及经济效益。

通过分析，推荐J站外输含水平均为6%～10%，根据当前J-S 输油管道运行数据，估算混油排量42.2 m³/h，外输压力2.3 MPa，平均外输温度75 ℃。

4 方案经济效益分析

通过上述分析及计算结果可知，油气混输方案和低含水油输送方案从技术角度考虑均可解决J-S管道的低输量问题，因此需要从运行费用和投资费用等方面进行经济性对比分析，确定最佳方案。

J 区域每年富余203 × 104m3伴生气用于发电，目前a转油站发电机平均1 m3伴生气可发电4 kW·h，比市电便宜0.2 元/（kW·h），因此通过伴生气资源发电采油厂可获得收益为0.8 元/m3，全年收益162 万元。而S 区域每年主要通过外购地方管道气满足生产、生活区全部用热，年外购气量214 ×104m3，管道气平均单价为3 元/m³，购气费用约647 万元，且有逐年上涨趋势，该区域用热成本较高。综上所述，每年J 区块油田伴生气发电的收益远低于S站购气费用。

J-S 管道实施油气混输技术方案后，S 站直接减少外购燃气用量132×104m3/a，节约外购燃气费用435.6 万元。根据本项目的工况特点，拟选用往复式压缩机，增加用电负荷合计36 kW，新增耗电费用21.5万元，全年可节约运行费用414.1万元。

J-S 管道若实施低含水油输送技术方案，J 站外输原油含水率指标由0.5%上升至6%～10%，可停用站内电脱水器流程，预计降低用电功率23.32 kW，年节约用电费用14.2 万元；停止原油脱水升温后，预计日节约天然气消耗600 m³/d，年节约燃气费用24.6万元；由于外输含水率增加，预计外输压力增加0.5 MPa，动力功率预计增加10 kW，电费增加6.3 万元，预计全年节约运行费用32.5 万元。具体经济效益分析见表7。

表7 油气混输与含水油输送经济效益分析（不考虑设备折旧）

综合比较，油气混输技术方案虽然工程量较大、施工周期长、建设投资高，但经济效益显著，不但可以解决J-S 管道低输量运行的安全问题，同时可解决J 区块与S 站场伴生气量不平衡的矛盾；而低含水油输送方案，虽然在各油田应用广泛且无需对现有工艺流程进行改造升级，但是通过本次研究腐蚀速率的室内试验发现，随着含水率升高，腐蚀速率仍有明显上升。因此建议在在自产气丰富的区块采用油气混输的方法解决长输管道低输量问题。

5 结论

针对油田长输管道低输量运行工况，对油气混输方案和低含水油输送方案进行对比分析，得出如下结论：

1）两种方案均可以较好解决长距离输油管道低输量安全运行问题。

2）低含水油输送方案投资少，施工周期短，流程操作简单，在无富余伴生气资源的区块应用时具有较好的经济效益。

3）油气混输方案虽然一次性投资高且施工周期长，但在油田公司提质增效的大环境下，该方案不但可以解决长输管道低输量下的安全运行问题，同时具有较好的经济效益，缓解区域性伴生资源不平衡的问题，尤其是在新建项目中可以减少项目投资，因此油气混输方案在本项目中具有较大优势。