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        海外某沙漠油田油氣集輸管道設計探討

        2022-08-15 13:36:24莊岳昕
        石油工程建設 2022年4期
        關鍵詞:溶氣凝固點集輸

        莊岳昕,康 迪

        中國石油工程建設有限公司北京設計分公司,北京100085

        某海外沙漠油田地處撒哈拉沙漠腹地,環(huán)境條件惡劣。油田一期工程已于2010年建成投產(chǎn),二期工程已經(jīng)進入實施階段。在沙漠油田集輸管道設計中,應綜合考慮沙漠油田特點,在保證集輸管道設計滿足規(guī)范要求和安全運行前提下,降低工程投資,提高油田開發(fā)經(jīng)濟效益。本文結合一期工程集輸管道設計經(jīng)驗進行探討。

        1 管道路由確定

        油田油氣集輸管道包括井口到站場油氣管道和站間油氣管道,按照輸送介質,可分為油氣混輸管道、輸油管道和輸氣管道。在選擇集輸管道路由時,井口和站場位置都已經(jīng)確定,但需要注意以下三點。

        (1)油田地處沙漠地帶,地形為波浪狀起伏的半固定沙丘,以細沙為主,局部低洼處變?yōu)榧毩M?。對于起伏較大的沙丘,隨著風沙運移,地形極易發(fā)生變化,如果集輸管道從此穿過,會存在管道露出地面風險。另外,按照現(xiàn)場試驗數(shù)據(jù),當沙丘的坡度大于7°,重載車很難開到沙丘上,無法把鋼管運輸?shù)绞┕がF(xiàn)場。對于油氣混輸管道,沿線地形起伏大,管道壓降增加。因此,在選擇集輸管道路由時應避開起伏較大的沙丘。

        (2)該沙漠地帶嚴重缺水,管道路由選擇時應盡量避開居民區(qū)和水源區(qū),植被中有駱駝刺草的區(qū)域應盡量避開,以免影響當?shù)氐纳鷳B(tài)環(huán)境及牧民的放牧。

        (3)油氣集輸站場特別是大型站場(如集中處理站)周圍進出站管道較多,在選擇站場周圍管道路由時,要考慮在站場附近200~300 m范圍內建管廊帶,并對管廊帶進行標識,避免車輛隨意通過,保證管道安全運行。

        2 管道覆土層厚度確定

        GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規(guī)范》[1]要求集輸管道最小覆土厚度應符合GB 50251—2015《輸氣管道工程設計規(guī)范》[2]規(guī)定,但GB 50251—2015中沒有針對沙漠油田管道覆土層厚度作出規(guī)定,只針對旱地、水田和巖石類給出了規(guī)定,其覆土層厚度0.6~0.8 m。對于沙漠地區(qū),沙丘的流動性會造成地形不斷變化,如果管道埋深淺,當砂子流動時管道覆土厚度可能會變小,甚至露出地面;同時,沙漠上的行車也可能對管道安全運行產(chǎn)生影響,因此,應適當增加集輸管道覆土層厚度。

        考慮到該沙漠區(qū)域沒有道路,車輛隨意穿行,管道的埋深需考慮車輛通行時的垂直載荷影響。該沙漠交通運輸限制最大設施質量為45 t,按照API RP 1102規(guī)定[3],車輪壓力取44.5 kN,每個車輪面積為0.093 m2,干沙的最大密度是1 720 kg/m3。以4、6、10 in(1in=25.4 mm)管道為例進行計算,管道設計壓力4.5 MPa,最高運行溫度75℃,在考慮車輛載荷時管道的應力校核計算結果見表1。

        表1 管道應力校核計算結果

        從表1可以看出,管道覆土厚度1.1、1.2 m均能滿足車輛通行時的管道強度要求。一期工程所有管道均埋深1.2 m,目前油田管道已經(jīng)安全運行12年。二期工程油氣集輸管道埋深繼續(xù)采用1.2 m,并且應埋設在穩(wěn)定砂層下0.6 m。

        3 埋地集輸管道防腐措施

        油田地質勘查資料顯示,沙漠油田地下水位在20~25 m,年降雨量12.2 mm,年蒸發(fā)量3 824 mm。因日照強烈且降水后滲入強,地表基本處于干燥狀態(tài),遇降水后大部分地表立即干涸,表2為油田土壤含水數(shù)據(jù)。從表2可以看出,土壤含水率為0.1%~3.1%,平均為1.4%,含水率越低,土壤電阻率越大,腐蝕性越小。表3為油田土壤電阻率,在集輸管道埋深范圍內土壤電阻率范圍為209~1 636.9 Ω·m,均值為392.6 Ω·m,腐蝕評價為輕微腐蝕。

        表2 土壤含水數(shù)據(jù)

        表3 油區(qū)平均土壤電阻率

        針對管道的外部輕微腐蝕環(huán)境,設計中集輸管道采用3PE作為外防腐層或采用聚氨酯泡沫夾克保溫防腐,補口采用聚乙烯熱收縮帶。埋地單井管道、集輸支線不設陰極保護。集輸干線由于管道的重要性和服役年限長,采用外加電流陰極保護,在干線兩端站場采用挖水池加降阻劑的措施,保證外加電流的保護效果。

        油田伴生氣不含硫化氫,產(chǎn)出水含鹽量只有1 695.97 mg/L,二氧化碳含量3.2%,管道腐蝕以CO2腐蝕為主,其腐蝕速率為0.82 mm/a。目前一期工程已經(jīng)投產(chǎn)12年,并未發(fā)現(xiàn)嚴重腐蝕狀況。根據(jù)現(xiàn)場腐蝕掛片的腐蝕情況,得出實際腐蝕速率低于0.1 mm/a,因此,根據(jù)一期工程運行經(jīng)驗,管道腐蝕余量取2 mm。

        4 集輸管道保溫方案確定

        集輸管道是否保溫主要考慮環(huán)境溫度、管道長度、原油凝固點、析蠟點、黏度、壓降和溫降等主要因素。

        該油田為多區(qū)塊整裝油田,本工程開發(fā)區(qū)塊共36個。集輸管道均為埋地管道,管道埋深處(1.2 m) 的最低環(huán)境溫度為24℃。單井管道長度100~5 200 m,集輸支線長度1 400~9 900 m,集輸干線長度3 300~72 000 m。油田不同斷塊原油的傾點、析蠟點、凝固點和黏度相差較大。需要對各區(qū)塊進行具體分析,進而確定其集輸管道是否需要保溫。

        對于原油凝固點和析蠟點都低于管道環(huán)境溫度的情況,管道運行和停輸都不會出現(xiàn)凝管和結蠟現(xiàn)象,對于這類集輸管道,主要考慮管道壓降是否滿足要求。如果壓降滿足要求,就不需要保溫;如果管道壓降過大,則需要對管道考慮保溫措施。有時,在起點還需要設置原油加熱設施。

        對于原油凝固點低于管道環(huán)境溫度、析蠟點高于管道環(huán)境溫度的情況,集輸管道是否需要保溫的判斷原則與上述相同。因為析蠟點高于管道環(huán)境溫度,當管道油溫低于析蠟點時,管道內壁會結蠟。特別是當原油溫度接近凝固點時,原油析蠟嚴重,原油黏度值增加較快。因此,對于凝固點略低于集輸管道環(huán)境溫度的原油,雖然管道不會因為停輸而造成凝管,但也要控制管道末點溫度并確保其高于凝固點3~5℃。

        對于原油凝固點和析蠟點都高于管道環(huán)境溫度的情況,油氣集輸管道需要保溫,管道末點溫度要高于凝固點3~5℃,從而保證管道熱力條件。

        5 熱力計算中的總傳熱系數(shù)選擇

        總傳熱系數(shù)是油氣集輸管道熱力計算的關鍵參數(shù),涉及到集輸管道起末點溫度計算??倐鳠嵯禂?shù)高,管道溫降快,原油黏度增大,管道壓降增加,不利于管道運行[4-5]。對于沙漠油田埋地保溫和不保溫集輸管道,管道周圍沙土的導熱系數(shù)是管道總傳熱系數(shù)的關鍵影響因素,管道總傳熱系數(shù)隨著沙土導熱系數(shù)降低而減小。對于保溫管道,影響總傳熱系數(shù)的關鍵影響因素還包括保溫層厚度及其導熱系數(shù)。

        管道所在埋深處沙土的導熱系數(shù)比較低,為0.433~0.619 W/(m·K),導致管道總傳熱系數(shù)也比較低。表4給出6種規(guī)格管道總傳熱系數(shù)的計算值和GB 50350—2015《油田油氣集輸設計規(guī)范》中稍濕土壤條件下的參考值[1]。

        表4 幾種埋地集輸管道導熱系數(shù)計算值與參考值

        從表4中可以看出,6種規(guī)格管道的總傳熱系數(shù)計算值均低于規(guī)范參考值。多數(shù)管道總傳熱系數(shù)的計算值是規(guī)范參考值的二分之一左右。根據(jù)現(xiàn)場收集該油田一條在役12in埋地不保溫集輸管道運行參數(shù),利用蘇霍夫溫降公式反算管道總傳熱系數(shù)為0.8 W/(m2·K),也低于規(guī)范參考值。規(guī)范給出的參考值對土壤含水影響只考慮稍濕、中等濕度、潮濕和水田及地下水四種工況,沒有考慮土壤的類型和組成。對于沙漠油田,規(guī)范推薦的參考值即使選擇稍濕土壤條件,其總傳熱系數(shù)都高于計算值和反算值,因此在沙漠油田設計中不建議直接使用規(guī)范參考值。在沙漠油田集輸管道熱力計算時,應優(yōu)先考慮采用類似集輸管道運行數(shù)據(jù)反算的總傳熱系數(shù)。在沒有現(xiàn)場實測反算數(shù)據(jù)時,可以先利用權威軟件計算總傳熱系數(shù),在計算時要注意管道周圍沙土導熱系數(shù)的選取,盡可能利用現(xiàn)場實測的沙土導熱系數(shù),然后通過風險因素分析,在計算總傳熱系數(shù)的基礎上考慮一定的富余量。

        6 溶氣原油黏度和凝固點

        在工程設計中,一般把常溫、常壓下脫氣原油黏度和凝固點作為設計輸入條件。但是,油氣集輸管道多為油氣混輸管道,原油和天然氣是互溶流體,在集輸管道運行壓力和溫度條件下,天然氣中的重組分會溶于原油中,使工況下原油凝固點和黏度減小,這種原油被稱為溶氣原油[6]。原油黏度的下降對集輸管道熱力和水力計算有著直接的影響。

        目前油氣集輸管道工藝計算軟件已經(jīng)考慮了溶氣原油黏度降低問題。如果采用手工或自編程序計算溶氣原油的黏度,可以參考《油氣集輸》第四章第三節(jié)第八部分內容計算[6]。以該油田S區(qū)塊油氣混輸管道為例,S區(qū)塊脫氣原油在操作溫度48℃時的黏度為48 mPa·s,通過計算,在操作壓力2.0 MPa、操作溫度48℃時,脫氣原油溶解度達到9.55 m3/m3,原油黏度降到44.3 mPa·s,黏度下降7.6%。由此可見,溶氣原油黏度降低問題不能忽略,在油氣集輸管道設計中應該考慮溶氣原油的黏度降低問題,從而保證工藝計算的準確性。

        原油凝固點除了與原油含蠟量有關外,還與原油組分有關,輕烴組分含量增加,凝固點降低。溶氣原油在操作工況下溶入了一部分輕烴組分,因此溶氣原油凝固點低于脫氣原油凝固點。溶氣原油凝固點的計算目前還沒有公認的計算方法,無法進行定量分析。但是,在油氣集輸管道工藝設計時,要考慮溶氣原油凝固點降低問題,從而合理確定集輸管道末點溫度。在集輸管道工藝設計中,對于凝固點高于管道環(huán)境溫度的集輸管道,管道末點溫度通??紤]比脫氣原油凝固點高3~5℃??紤]到溶氣原油凝固點低于脫氣原油凝固點這一現(xiàn)象,建議油氣混輸管道末點溫度高于脫氣原油凝固點3℃即可。

        7 結束語

        本文針對某海外沙漠油田的特點,結合工程實施中的經(jīng)驗,對油氣集輸管道設計中的幾個問題進行了探討。在實際沙漠油田集輸管道設計中,要結合沙漠油田的實際情況確定油氣集輸管道的設計方案,從而滿足技術、工藝、經(jīng)濟和油田安全生產(chǎn)的需要。

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