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        TH油田集輸管網(wǎng)分析評(píng)價(jià)與優(yōu)化研究

        2019-10-15 01:30:28
        節(jié)能技術(shù) 2019年4期
        關(guān)鍵詞:集輸稠油管網(wǎng)

        (中國石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院,山東 東營 257061)

        隨著TH油田的不斷深入開發(fā),出現(xiàn)了部分站場(chǎng)運(yùn)行負(fù)荷不均勾,部分站場(chǎng)產(chǎn)出液的物性參數(shù)與設(shè)計(jì)值偏差較大,現(xiàn)有集輸系統(tǒng)中的外輸泵、加熱爐等設(shè)備的工藝運(yùn)行參數(shù)偏離設(shè)計(jì)參數(shù)等問題,造成集輸系統(tǒng)的實(shí)際工況偏離設(shè)計(jì)工況,大大降低了集輸系統(tǒng)整體運(yùn)行效率,亟需對(duì)集輸管網(wǎng)進(jìn)行分析評(píng)價(jià)和優(yōu)化改進(jìn)。

        集輸管網(wǎng)的優(yōu)化方法可分為分析統(tǒng)計(jì)法和公式法[1]。其中,分析統(tǒng)計(jì)法需要大量的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)支撐[2]。而傳統(tǒng)的公式法涉及已知參數(shù)眾多,運(yùn)算復(fù)雜。隨著計(jì)算機(jī)仿真技術(shù)的發(fā)展,仿真計(jì)算軟件在油田管網(wǎng)分析計(jì)算中的應(yīng)用越來越廣泛[3]。

        結(jié)合TH油田現(xiàn)狀,利用PIPEPHAS軟件,以計(jì)轉(zhuǎn)站為起點(diǎn),聯(lián)合站為終點(diǎn),對(duì)油氣集輸系統(tǒng)以及摻稀管網(wǎng)進(jìn)行建模分析和工藝計(jì)算,并結(jié)合計(jì)算結(jié)果進(jìn)行管網(wǎng)優(yōu)化以解決實(shí)際問題。

        1 PIPEPHASE模型建立

        PIPEPHASE是一款多相流穩(wěn)態(tài)模擬計(jì)算軟件,廣泛應(yīng)用于油氣田內(nèi)部集輸管網(wǎng)工藝模擬計(jì)算中。PIPEPHASE是用于油氣生產(chǎn)網(wǎng)絡(luò)和管道傳輸、分布系統(tǒng)計(jì)算的嚴(yán)格的穩(wěn)態(tài)多相流模擬器。對(duì)輸油管道穩(wěn)態(tài)工況做出準(zhǔn)確的描述,計(jì)算出沿線壓頭、流量、流速、溫度等參數(shù),為穩(wěn)態(tài)運(yùn)行的管道提供足夠的設(shè)計(jì)、運(yùn)行數(shù)據(jù),具有廣泛的適用性[4]。

        以TH油田采油一廠原油系統(tǒng)管網(wǎng)建模為例。考慮到現(xiàn)有數(shù)據(jù)資料與計(jì)算的難易程度,選擇黑油模型進(jìn)行建模[5]。由于TH油田計(jì)量模式為計(jì)轉(zhuǎn)站統(tǒng)一計(jì)量各井口來油,故以計(jì)轉(zhuǎn)站作為起點(diǎn),聯(lián)合站作為終點(diǎn)。在起點(diǎn)輸入固定流量值,估計(jì)壓力值,在終點(diǎn)輸入固定壓力值,估計(jì)流量值。模型中管線長度和管徑輸入實(shí)際數(shù)值,對(duì)照油田實(shí)際管線布局圖,建立如圖1所示模型。

        模型建立后,根據(jù)油田的實(shí)際情況對(duì)模型進(jìn)行調(diào)整,調(diào)整完成運(yùn)行模型即可得到各起點(diǎn)的計(jì)算壓力和終點(diǎn)的計(jì)算流量,對(duì)模型進(jìn)行驗(yàn)證,以2#站至一號(hào)聯(lián)管道為例,計(jì)算得起點(diǎn)壓力0.64 MPa,終點(diǎn)壓力0.4 MPa,調(diào)研得到實(shí)際數(shù)據(jù)起點(diǎn)壓力0.7 MPa,終點(diǎn)壓力0.4 MPa,與計(jì)算數(shù)值基本吻合,故模型建立合理。根據(jù)所得數(shù)據(jù)便可進(jìn)行優(yōu)化分析。其他原油管網(wǎng)、輸氣管網(wǎng)均采用此方式建模。建立圖2、圖3采油二廠和三廠模型。

        2 原油管網(wǎng)分析優(yōu)化

        經(jīng)過建模計(jì)算,根據(jù)管網(wǎng)的運(yùn)行情況,結(jié)合國內(nèi)外對(duì)于管網(wǎng)系統(tǒng)運(yùn)行的評(píng)價(jià)分析方法,通過管線效率、管網(wǎng)效率的對(duì)比,對(duì)管線的運(yùn)行效率進(jìn)行評(píng)價(jià)分析;通過管線壓力、溫度對(duì)比對(duì)管線運(yùn)行狀況進(jìn)行評(píng)價(jià)分析。

        集輸管網(wǎng)效率公式

        (1)

        式中ηj——集輸管網(wǎng)效率/[%];

        H2i——管網(wǎng)第i個(gè)出口的焓流量/kJ·h-1;

        H1j——管網(wǎng)第j個(gè)入口的焓流量/kJ·h-1;

        P2i——管網(wǎng)第i個(gè)出口的壓力/kPa;

        P1j——管網(wǎng)第j個(gè)入口的壓力/kPa;

        v2i——管網(wǎng)第i個(gè)出口的體積流量/m3·h-1;

        v1j——管網(wǎng)第j個(gè)入口的體積流量/m3·h-1;

        m2i——管網(wǎng)第i個(gè)出口的質(zhì)量流量/kg·h-1;

        m1j——管網(wǎng)第j個(gè)入口的質(zhì)量流量/kg·h-1;

        C2i——管網(wǎng)第i個(gè)出口的流體比熱/kJ·(kg·℃)-1;

        C1j——管網(wǎng)第j個(gè)入口的流體比熱/kJ·(kg·℃)-1;

        t2i——管網(wǎng)第i個(gè)出口的流體溫度/℃;

        t1j——管網(wǎng)第j個(gè)入口的流體溫度/℃。

        2.1 流速分析

        集輸管線的流速應(yīng)控制在最大經(jīng)濟(jì)流速3 m/s以下,流速過快對(duì)設(shè)備和管道的經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行,都會(huì)產(chǎn)生極其不利的影響,圖4為計(jì)算得到的管線流速分布圖。

        由圖4可見,原油管線中流速均小于1.5 m/s,滿足最大經(jīng)濟(jì)流速指標(biāo),但整體流速偏小,主要原因是油田的產(chǎn)量下降,導(dǎo)致輸量減小,使得管道無法在最優(yōu)條件下運(yùn)行。

        2.2 壓降分析

        圖5為計(jì)算得到的管段壓降圖,由圖5可見,TH油田大部分干線和支線單位管長壓降較小,基本低于150 Pa/m,是因?yàn)楣艿赖牧髁枯^小。6-2至二號(hào)聯(lián),8-1至8-2,8-2至8-3管線壓降較大則是因?yàn)楣軓叫?,造成管線壓降損失較大,可以選擇串接管線或增加副管。且需定時(shí)清管,避免管堵嚴(yán)重導(dǎo)致沿程壓降損失較大。對(duì)于壓降較大的管線,也可以考慮摻水輸送,或者降低輸送壓降。

        2.3 溫降分析

        圖6為計(jì)算得到的管段溫降圖,由圖6可見,大部分管線溫降較小,說明管道運(yùn)行正常,保溫效果良好,無明顯問題。

        2.4 管線效率

        圖7為計(jì)算得到的管線效率圖,由圖7可見,TH油田原油管網(wǎng)大部分管線效率達(dá)到了70%的國內(nèi)先進(jìn)水平,部分效率偏小管道是因管道兩端溫差較大所致,還有部分管道效率偏小,是因目前輸量較小。

        經(jīng)計(jì)算,TH油田集輸管道的平均效率為76%。管道的能量消耗由熱能和壓力能構(gòu)成,熱能損耗占管道總損耗的96.5%,是管道的主要能量損耗,壓能損耗對(duì)管道的影響較小,故想要減小管道能量損耗,主要從減小熱能損耗考慮。

        圖8為管道兩端溫差與管道效率關(guān)系圖,由圖8可見,管道熱量損失與管道兩端的溫差呈現(xiàn)反比關(guān)系,即管道兩端溫差越大,其管道效率越低,管道熱量損失越大。影響管道兩端的溫差大小的因素主要有管道長度、保溫結(jié)構(gòu)、保溫材料及保溫層厚度等,應(yīng)采取相應(yīng)措施,降低管道沿線熱量損失,提高熱能利用率,才能提高管道的輸送效率[6]。

        管道長度是影響管道效率的重要因素,這是因?yàn)楣艿篱L度與管道中介質(zhì)散熱損耗大小成正比,管道越長,其介質(zhì)散熱就越大,管道溫降就越大,管道的效率也就越低。因此,對(duì)于TH油田現(xiàn)有管網(wǎng),可對(duì)管網(wǎng)布局中不合理的部分進(jìn)行改造,盡可能縮短管道長度,避免不必要的熱能損失,從而提高管道的效率。

        3 計(jì)轉(zhuǎn)站能耗分析優(yōu)化

        對(duì)TH油田計(jì)轉(zhuǎn)站噸油耗電、噸油耗氣進(jìn)行計(jì)算,圖9為計(jì)轉(zhuǎn)站能耗圖。

        通過能耗表可以看出,TH油田大部分計(jì)轉(zhuǎn)站能耗較低,處于國內(nèi)集輸系統(tǒng)能耗先進(jìn)水平,個(gè)別計(jì)轉(zhuǎn)站能耗較高,可有針對(duì)性的開展相關(guān)節(jié)能降耗措施。計(jì)轉(zhuǎn)站運(yùn)行費(fèi)用主要由熱力費(fèi)用和動(dòng)力費(fèi)用兩部分組成,動(dòng)力費(fèi)用主要考慮泵所消耗的電費(fèi),熱力費(fèi)用主要考慮加熱爐所消耗的氣費(fèi)[7],由于TH油田為稠油輸送,熱能損耗占管道總損耗比例較大,是管道的主要能量損耗,壓能損耗對(duì)管道的影響較小,故對(duì)計(jì)轉(zhuǎn)站運(yùn)行參數(shù)的優(yōu)化主要針對(duì)出站溫度進(jìn)行優(yōu)化,需要在熱能利用率方面加大投入力度。

        熱能損耗是影響集輸系統(tǒng)效率的重要因素之一[8-10]。通過定性分析發(fā)現(xiàn),輸送溫度越高,熱力費(fèi)用越高,但升溫使稠油的黏度降低,從而降低了動(dòng)力費(fèi)用;反之,輸送溫度降低,熱力費(fèi)用減小,而動(dòng)力費(fèi)用增加。輸油壓力升高,動(dòng)力費(fèi)用隨之上升,但由于可以采用較低的輸油溫度,降低了熱力費(fèi)用;反之,雖然降低了動(dòng)力費(fèi)用,但必須要有較高的輸油溫度,增加了熱力費(fèi)用。

        通過以上分析,對(duì)計(jì)轉(zhuǎn)站出站溫度,壓力進(jìn)行調(diào)整如下:將同一干線所帶計(jì)轉(zhuǎn)站作為一個(gè)整體進(jìn)行分析,考慮出站溫度變化后對(duì)其他計(jì)轉(zhuǎn)站的綜合影響,對(duì)計(jì)轉(zhuǎn)站出站溫度做統(tǒng)一模擬計(jì)算。計(jì)轉(zhuǎn)站加熱爐出口溫度優(yōu)化的原則是,不僅要保證進(jìn)聯(lián)合站溫度高于分離器最佳分離溫度,還要保證管線末端溫度高于凝點(diǎn)溫度,對(duì)于稠油區(qū)塊,還要滿足稠油運(yùn)輸?shù)臈l件,要求稠油進(jìn)站溫度不低于45℃。在對(duì)出站溫度進(jìn)行優(yōu)化時(shí),還要考慮到計(jì)轉(zhuǎn)站內(nèi)設(shè)備的正常運(yùn)行,在設(shè)備允許的范圍內(nèi)對(duì)出站溫度進(jìn)行調(diào)節(jié)。同時(shí),盡可能使出站壓力的變化較小,以減小壓能的消耗。實(shí)踐證明,對(duì)TH油田計(jì)轉(zhuǎn)站進(jìn)行運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化后,各站出站溫度較原先出站溫度有所降低。

        4 摻稀管網(wǎng)分析優(yōu)化

        4.1 TH油田稠油系統(tǒng)現(xiàn)狀特點(diǎn)

        TH油田主要稠油區(qū)塊為4區(qū)、5區(qū)、6區(qū)、7區(qū)、8區(qū)、10區(qū)、12區(qū)等是以重質(zhì)稠油為主,其中10區(qū)、12區(qū)為TH油田西北部的超稠油區(qū)塊。TH超稠油油藏油品性質(zhì)極其復(fù)雜,地面壓力、溫度(50℃)條件下呈渣狀,無法進(jìn)行輸送。因此,稠油區(qū)塊采用摻稀輸送方式,選用TH油田中質(zhì)油作為摻稀原油,形成了“摻稀油集中混配技術(shù)、多級(jí)泵對(duì)泵輸送技術(shù)、集中摻稀技術(shù)”,建成了國內(nèi)規(guī)模最大的摻稀油系統(tǒng)。

        4.2 摻稀管網(wǎng)建模分析

        以聯(lián)合站作為起點(diǎn),各摻稀站作為終點(diǎn)建立仿真模型,如圖10所示。

        4.2.1 流速分析

        從圖11油田摻稀管段流速圖中可以看出,管線的流速全都在3 m/s以內(nèi),符合最大經(jīng)濟(jì)流速這一指標(biāo)。三號(hào)聯(lián)合站到10-3計(jì)轉(zhuǎn)站管段流量偏大,分析原因發(fā)現(xiàn)主要是管道流量相對(duì)于管徑較大,導(dǎo)致流速過快,可以選擇設(shè)置閥組將稀油先輸至10-5計(jì)轉(zhuǎn)站,再將10-3站與10-5站串接,使稀油從10-5站輸至10-3站,以滿足10-5站和后面計(jì)轉(zhuǎn)站的摻稀要求。

        4.2.2 壓降分析

        從圖12 TH油田摻稀管段壓降圖可以看出,大部分摻稀管線單位管長壓降都比較小,基本都低于150 Pa/m,是管線中流速較小導(dǎo)致的。12-1計(jì)轉(zhuǎn)站至12-2計(jì)轉(zhuǎn)站管線壓降較大主要是因?yàn)楣軓叫。斐晒芫€壓降損失較大。可以選擇將12-2站與12-3站串接,將12-3站稀油輸至12-2站,以滿足12-2站摻稀要求。

        4.2.3 溫降分析

        從圖13油田摻稀管段溫降圖中可以看出TH油田摻稀管線百米溫降較小,全部低于0.5℃。

        4.3 摻稀管網(wǎng)優(yōu)化建議

        稠油集輸可以采取的方式包括加熱、摻水和摻稀油,這三種方式中,輸送的三種方案中能耗由小到大的順序?yàn)閾剿?摻稀<加熱;摻水輸送時(shí)一般要求摻水量較高,使得油水乳狀液反相成為水包油或水漂油,一般適用于高含水井,可以不必考慮摻稀油和加熱;對(duì)于含水率較低油井而且具有充足的稀油資源時(shí),推薦采用摻稀輸送,摻稀油時(shí),不同油井最佳摻稀量不同,需要通過優(yōu)化計(jì)算確定。

        針對(duì)摻稀管網(wǎng)中存在的一些輸送瓶頸問題,可對(duì)管線輸量進(jìn)行調(diào)整,將輸量較大的管線的部分輸量分至其他管線;也可選擇對(duì)摻稀管網(wǎng)中部分摻稀站串接;針對(duì)摻稀管網(wǎng)中存在的管線分布不合理的問題,對(duì)摻稀系統(tǒng)管網(wǎng)布局進(jìn)行調(diào)整,減小了輸送距離的同時(shí),也減輕了其他管線的運(yùn)行負(fù)荷。

        5 結(jié)論

        利用PIPEPHASE軟件建立了集輸管網(wǎng)的多相流穩(wěn)態(tài)模型和摻稀管網(wǎng)模型,研究表明:

        (1)由于油田產(chǎn)量下降,導(dǎo)致輸量減少,管道無法在最優(yōu)條件下運(yùn)行??梢圆捎么庸芫€或增加副管的方式減少管路壓降,對(duì)管網(wǎng)布局中不合理的部分進(jìn)行改造,盡可能縮短管道長度,避免不必要的熱能損失,從而提高管道的效率,優(yōu)化計(jì)轉(zhuǎn)站能耗。

        (2)通過對(duì)摻稀管網(wǎng)的建模分析,針對(duì)摻稀管網(wǎng)中存在的輸送瓶頸問題,可對(duì)管線輸量進(jìn)行調(diào)整,將輸量較大的管線的部分輸量分至其他管線;也可選擇對(duì)摻稀管網(wǎng)中部分摻稀站串接;針對(duì)摻稀管網(wǎng)中存在的管線分布不合理的問題,對(duì)摻稀系統(tǒng)管網(wǎng)布局進(jìn)行調(diào)整,減小了輸送距離的同時(shí),也減輕了其他管線的運(yùn)行負(fù)荷。

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