(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。