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      蘇丹3/7區(qū)高凝高黏原油油氣水混輸集輸技術(shù)

      2012-11-02 04:01:15張國強(qiáng)金永清
      石油工程建設(shè) 2012年3期
      關(guān)鍵詞:分輸混輸螺桿泵

      張國強(qiáng),金永清

      (中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司北京分公司,北京100085)

      蘇丹3/7區(qū)高凝高黏原油油氣水混輸集輸技術(shù)

      張國強(qiáng),金永清

      (中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司北京分公司,北京100085)

      蘇丹3/7區(qū)油田原油屬于高凝高黏原油,由于油田集輸面積大,當(dāng)?shù)匕踩蝿?shì)嚴(yán)峻,給油田安全集輸帶來嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。文章結(jié)合工程實(shí)際,通過對(duì)混輸與分輸流程的比較,確定了3/7區(qū)采用油氣混輸技術(shù);通過對(duì)混輸泵的比較,確定采用單螺桿泵。文章最后根據(jù)現(xiàn)場應(yīng)用情況,對(duì)混輸工藝進(jìn)行了理論校核,并與實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行了對(duì)比,理論與實(shí)踐均證明,油氣混輸技術(shù)適用于蘇丹3/7區(qū)高凝高黏油田。

      高凝高黏原油;集輸技術(shù);混輸技術(shù)

      0 引言

      蘇丹3/7區(qū)油田是中國石油天然氣集團(tuán)公司在海外勘探開發(fā)、原油產(chǎn)量達(dá)到1 000萬t/a的重大項(xiàng)目,2009年已實(shí)現(xiàn)1 500萬t/a的規(guī)模產(chǎn)能。蘇丹3/7區(qū)油田是典型的高凝高黏油田,原油凝固點(diǎn)一般為36~42℃,個(gè)別區(qū)塊達(dá)到47℃,同時(shí)含蠟高達(dá)23%,膠質(zhì)含量達(dá)43%,平均氣油比在15m3/m3左右,50℃時(shí)的黏度為0.1~0.3 Pa·s,單井產(chǎn)量70~700 t/d,最大產(chǎn)量達(dá)到1 160 t/d,集輸難度較大。同時(shí),蘇丹3/7區(qū)油田距離蘇丹首都喀土穆約580 km,處于南北雙方實(shí)際控制區(qū)交界處,安全形勢(shì)嚴(yán)峻,合同區(qū)域達(dá)到7.24萬km2,集輸面積和集輸距離較大,增加了安全集輸?shù)碾y度。在邊遠(yuǎn)區(qū)塊建設(shè)油氣混輸計(jì)量站,不僅降低了井口回壓,提高了油井產(chǎn)量,而且混輸計(jì)量站無人值守,減少了人員值守的安全風(fēng)險(xiǎn)。

      1 蘇丹3/7區(qū)Palogue油田油氣水組成及性質(zhì)

      蘇丹3/7區(qū)Palogue油田共包含6個(gè)地質(zhì)儲(chǔ)層,分別為Anbar-1 DST3,F(xiàn)al-1 DST2,F(xiàn)al-1 DST4,F(xiàn)al-1 DST5,F(xiàn)enti-1 DST2和Teima-1 DST2,針對(duì)這些地質(zhì)儲(chǔ)層分別進(jìn)行了取樣分析,油樣的分析數(shù)據(jù)見表1和表2。

      表1 Palogue油田原油物性

      通過對(duì)混合油樣的化驗(yàn)分析,得出混合油樣在不同溫度下的黏度—溫度曲線,見圖1。

      2 油氣水混輸流程的確定

      國內(nèi)陸上油田集輸流程大多采用油氣分輸流程,工藝成熟可靠,但是設(shè)備多,建設(shè)投資較高,由于需要有人值守,增加了運(yùn)行費(fèi)用和人員安全的風(fēng)險(xiǎn)。而蘇丹3/7油田原油氣油比低,具備油氣混輸?shù)幕緱l件,因此無論采用混輸流程還是分輸流程都應(yīng)在進(jìn)行深入比較后確認(rèn)。本文以Palogue油田OGM7為例進(jìn)行計(jì)算和對(duì)比。

      表2 Palogue油田伴生氣組分

      圖1 Palogue油田混合油樣黏度—溫度曲線

      OGM7位于Palogue油田FPF的東北方約10km處,距離FPF較遠(yuǎn),單井分布在OGM7周圍,單井地層以Teima-1 DST2層為主。OGM7各單井的產(chǎn)量等相關(guān)參數(shù)見表3。

      2.1 油氣分輸集輸流程

      單井油氣在計(jì)量站匯集,通過生產(chǎn)分離器進(jìn)行油氣分離,分離出的伴生氣通過自身壓力輸送到接轉(zhuǎn)站,統(tǒng)一進(jìn)入火炬系統(tǒng)燒掉,分離出的油水兩相流通過輸油泵升壓輸送到接轉(zhuǎn)站管匯,然后進(jìn)行處理系統(tǒng)處理。油氣分輸流程采用PIPESYS仿真軟件進(jìn)行模擬計(jì)算,PIPESYS軟件計(jì)算模型見圖2。

      表3 OGM7各單井?dāng)?shù)據(jù)參數(shù)

      圖2 油氣分輸流程仿真模型

      2.2 油氣混輸集輸流程

      單井油氣在計(jì)量站匯集,通過混輸泵進(jìn)行增壓,油氣通過混輸管道輸送到接轉(zhuǎn)站進(jìn)行處理。油氣混輸流程采用OLGA仿真軟件模擬,工藝參數(shù)見表3,OGM7混輸集輸計(jì)算模型見圖3。

      油氣分輸方案和油氣混輸集輸方案工程量見表4。

      根據(jù)以上的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較可知,兩種方案的工程直接費(fèi)相差187萬美元,通過模擬計(jì)算可知,蘇丹3/7區(qū)Palogue油田擬建設(shè)3座混輸計(jì)量站,共可節(jié)省工程投資561萬美元,油氣混輸集輸方案具有較明顯的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)。因此推薦Palogue油田集輸系統(tǒng)采用油氣混輸集輸工藝。

      3 混輸泵的選型

      圖3 油氣混輸集輸方案模型

      表4 OGM7井口不加熱分輸方案主要工程量

      混輸泵是油氣混輸流程的關(guān)鍵設(shè)備,因此混輸泵的選擇對(duì)于油氣混輸集輸?shù)陌踩\(yùn)行起到至關(guān)重要的作用?;燧敱糜卸喾N類型,其中螺桿式混輸泵已實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化和系列化,正在被廣泛應(yīng)用,主要有單螺桿、雙螺桿、三螺桿等。目前油田混輸集輸系統(tǒng)最常用的是單螺桿和雙螺桿混輸泵。

      單、雙螺桿泵對(duì)混輸系統(tǒng)的適應(yīng)性都較好,但是從耐砂性能、維護(hù)量等方面看又存在很大的區(qū)別,單螺桿泵和雙螺桿泵的具體性能比較見表5,Palogue油田原油多相輸送指標(biāo)見表6。

      表5 單螺桿泵和雙螺桿泵比較

      表6 Palogue油田原油多相輸送指標(biāo)

      根據(jù)上述分析可知,蘇丹3/7區(qū)原油具有含砂量較高、增壓和排量較小等特點(diǎn),為優(yōu)化投資、減少后期維護(hù)難度,選用單螺桿泵作為混輸泵。

      4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

      根據(jù)上述分析,蘇丹3/7區(qū)油田采用油氣混輸集輸技術(shù),Palogue油田共建設(shè)混輸計(jì)量站3座,現(xiàn)已全部成功投產(chǎn)。為檢驗(yàn)油氣混輸集輸?shù)暮侠硇?,?duì)Palogue油田OGM7進(jìn)行現(xiàn)場運(yùn)行數(shù)據(jù)記錄,然后對(duì)OGM7的單井管道和集油干線的水力熱力計(jì)算結(jié)果進(jìn)行校核、對(duì)井口回壓和集油管道末點(diǎn)溫度進(jìn)行對(duì)比(見表7、表8、圖4、圖5),確認(rèn)油氣混輸集輸技術(shù)的準(zhǔn)確性。

      表7 OGM7水力計(jì)算校核

      表8 OGM7熱力計(jì)算校核

      結(jié)果表明,壓力計(jì)算結(jié)果和實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)的差值在20%以內(nèi),熱力計(jì)算結(jié)果和實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)的差值在15%以內(nèi),井口回壓全部在控制范圍內(nèi),說明油氣混輸技術(shù)對(duì)蘇丹3/7區(qū)高凝高黏油田適用。

      5 需要注意的問題

      (1)油氣混輸管道的混輸計(jì)算是多相混輸領(lǐng)域的技術(shù)難題,目前普遍通用的混輸OLGA仿真計(jì)算軟件主要是以機(jī)理模型為基礎(chǔ)開發(fā)出的計(jì)算軟件,模擬計(jì)算的偏差隨著集輸管道長度的延長而越來越大。我國于2006年在哈薩克斯坦肯基亞克鹽下油田建成最長的油氣混輸管道,管道干線長度44 km,因此在混輸計(jì)算中需要特別注意集輸距離。

      (2)混輸泵的基本泵型主要有容積式和旋轉(zhuǎn)動(dòng)力式兩種,隨著混輸泵技術(shù)的發(fā)展,雙螺桿泵和旋轉(zhuǎn)動(dòng)力混合泵被業(yè)界普遍看好,技術(shù)較成熟,因此混輸泵選型應(yīng)主要從這兩種泵中選擇。

      [1]王光然.油氣集輸[M].北京:石油工業(yè)出版社,2006.

      [2]油田油氣集輸設(shè)計(jì)技術(shù)手冊(cè)編寫組.油田油氣集輸設(shè)計(jì)技術(shù)手冊(cè)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1994.

      [3]宋承毅.油氣多相混輸集輸及工程實(shí)踐[J].油氣田地面工程,2008,27(1):1-5

      [4]孔令海.渤海油田的混輸技術(shù)[J].中國海上油氣工程,2000,(1):52-56.

      [5]劉惠玲.油氣混輸泵設(shè)計(jì)中若干問題的探討[J].管道技術(shù)與設(shè)備,1998,(1):12-16.

      [6]肖飛,王寧.油氣混輸泵降壓工藝在勝利海上埕島油田的應(yīng)用[J].石油工程建設(shè),2007,33(3):79-80.

      張國強(qiáng)(1979-),男,河北保定人,工程師,2003年畢業(yè)于河北工業(yè)大學(xué)化工工藝專業(yè),長期從事油氣集輸與儲(chǔ)運(yùn)工作。

      2011-05-25

      10.3969/j.issn.1001-2206.2012.03.009

      國家科技重大專項(xiàng)《大型油氣田及煤層氣開發(fā)》的子項(xiàng)目,課題編號(hào):2008ZX05058。

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