瑪湖油田轉輸系統含水原油常溫輸送影響因素研究

彭洋平，于浩，張偉，段超，陳璐

1.新疆油田百口泉采油廠（新疆克拉瑪依 834099）2.西南石油大學石油與天然氣工程學院（四川成都 610500）

0 引言

瑪湖油田各井區轉油站出站流體凝固點和析蠟點都較高，為避免加熱集輸能耗大、效率低的問題，瑪湖油田正轉向常溫集輸。但轉輸系統由于其流動安全的重要性和流動工況的復雜性，需充分掌握不同工況下轉輸系統流動狀態及其變化規律。因此，有必要開展瑪湖油田轉輸系統含水原油常溫輸送影響因素研究。

已有的油水兩相輸送研究均在原油凝點以上進行[1-5]，但對于高凝原油常溫輸送過程中存在輸溫低于原油凝點的情況。因此，為保障高凝原油常溫輸送的安全性，需開展全范圍工況下高凝含水原油常溫輸送研究。其中，通過建設可視化實驗管線以開展油水混合物低溫集輸試驗，研究了低溫集輸過程中壓力和流型變化規律，確定低溫下原油集聚特性受到油性、產液量、含水率和環境溫度等綜合因素的影響[6]。LIN[7]研究了高寒地區采出液量、含水率、原油凝固點和黏度對油水兩相集輸特征的影響規律。王繼彬[4]對不同含水、不同流量和不同溫度的蘇橋油田的原油進行流動性實驗，通過華北油田混輸管道的水力和熱力的計算確定集輸管道的熱力和壓力損失。黃作男[8]編制了常溫集輸管道的水力熱力耦合計算模型，分析了含水率、氣油比、起點溫度等因素與常溫集輸半徑的關聯度。但在國內外學者的研究中存在未建立影響因素對終點溫度的關聯度或模擬工況局限的情況。

基于此，本文針對瑪湖轉輸系統含水原油，運用MATLAB 軟件編程模擬全范圍工況下不同輸量、含水率、起點溫度以及地溫對常溫輸送的影響，并通過灰色關聯分析確定不同因素對終點溫度的關聯度。

1 轉輸系統模型

1.1 模型建立

1.1.1 基礎數據

1）瑪湖轉輸系統布局。瑪湖轉輸系統布局如圖1 所示。其中，M131 來液經M2 站增壓后，和M2來液匯合輸送至M2-M18 1#線和2#線、M18-BL 2#線輸送至BL 站；M18 來液通過M18-BL 1#線輸送至BL站；A2來液通過A2-BL線輸送至BL站。

2）管線基礎參數。轉輸系統干線管道基礎參數見表1。其中，管長14.1～25.4 km，管徑209.0～263.1 mm，壁厚9.1～11.2 mm，保溫層厚度均為40 mm，管材采用玻璃鋼，保溫層采用聚氨酯泡沫。

表1 集輸系統干線管道基礎參數

3）管線運行參數。轉輸系統干線管道運行參數見表2。其中，轉輸系統日輸量范圍1 000～5 000 t，含水率40%～90%，起點溫度15～30 ℃，起點壓力1.28～3.06 MPa，地溫3～11 ℃。

表2 轉輸系統干線管道運行參數

1.1.2 模型建立

由于流動仿真計算模型不便直接確定管道是否可實施不加熱輸送，因此需要根據現場實測的原油物性參數，編制計算轉輸系統流動狀態的流動參數計算模型。

1）水力計算模型。當油水兩相不再連續而是以分散流或乳狀液的形式出現時，采用均相流模型計算混合物的壓降；但當油水混合物的流型既有分散又有分層時，需采用分層流的摩阻壓降模型。因此，本文選擇分層流的摩阻壓降模型。管道水力計算過程如圖2所示。

圖2 管道水力計算流程

2）熱力計算模型。考慮瑪湖油田轉輸系統特點，采用改進后的油水兩相流蘇霍夫熱力模型進行管道熱力計算。管道熱力計算過程如圖3 所示。

圖3 管道熱力計算流程

1.2 模型驗證

選擇2022年2月（最冷月）、5月、8月（最熱月）、11 月數據驗證了模型的正確性，驗證結果見表3。相對誤差均在6%以內，模型模擬結果和現場實際數據吻合度高。

表3 模型驗證結果

2 不同因素對管線溫降的影響分析

為覆蓋瑪湖油田轉輸系統全年工況范圍，本文共模擬65 組方案，分析4 種因素（輸量、含水率、起點溫度和地溫）對各管線終點溫度的影響。

在轉輸系統中，M131 來液由4 條干線管道輸至BL 站；M2 來液由3 條干線管道輸向BL 站；M18 和A2 來液均僅由一條干線管道輸向BL 站。由于受M131來液影響的管線最多，所以下面著重分析改變M131 輸量、起點溫度和含水率對各干線管道的影響。而改變其他轉油站的變化規律與改變M131 的變化規律一致，不再贅述。

2.1 輸量對管線溫降的影響

不同輸量下各管線溫降變化結果如圖4 所示。當增加M131 日輸量（2 400、2 700 、3 000、3 300、3 600 t/d）時，M131-M2 管線的沿線溫降由1.07 ℃減小至0.30 ℃；下游管線（M2-M18 1#管線、M2-M18 2#管線、M18-BL 2#管線）的沿線溫降減少，變化分別為由3.26 ℃下降至2.33 ℃、由2.83 ℃下降至2.11 ℃、由1.24 ℃下降至0.63 ℃；由于M131來液在下游不進入A2-BL 管線和M18-BL 1#管線，所以這兩條管線不受影響。

圖4 不同輸量下各管線溫降變化結果

輸量對管線溫降的影響可描述為，隨著輸量的增加，管線溫降減小。這是因為管線輸量增加，流速增大，繼而由摩擦產生的熱能增加，所以使得管線溫降減小。

2.2 含水率對管線溫降的影響

不同含水率下各管線溫降變化結果如圖5。當增加M131 含水率（45%、50%、55%、60%、65%）時，M131-M2 管線的沿線溫降由0.44 ℃減小至0.38 ℃；下游管線（M2-M18 1#管線、M2-M18 2#管線、M18-BL 2#管線）的沿線溫降減少，變化分別為由2.74 ℃下降至2.24 ℃、由2.27 ℃下降至2.18 ℃、由0.75 ℃下降至0.73 ℃；由于M131 來液在下游不進入A2-BL 和M18-BL 1#管線，故這兩條管線不受影響。

圖5 不同含水率下各管線溫降變化結果

含水率對管線溫降的影響可描述為，隨著含水率的增加，管線溫降減小。這是因為水的比熱容大于原油的比熱容，含水率升高使油水混合物的比熱容增加，進而導致溫降變小。

2.3 起點溫度對管線溫降的影響

不同起點溫度下各管線溫降變化結果如圖6所示。當增加M131的起點溫度（15、18、21、24、27 ℃）時，M131-M2管線的沿線溫降由0.01 ℃增加至0.55 ℃；下游管線（M2-M18 1#管線、M2-M18 2#管線、M18-BL 2#管線）的沿線溫降增加，變化分別為由1.20 ℃增加至2.79 ℃、由1.74℃增加至2.35 ℃、由0.34 ℃增加至0.89 ℃；由于M131來液在下游不進入A2-BL管線和M18-BL 1#管線，所以這兩條管線不受影響。

圖6 不同起點溫度下各管線溫降變化結果

起點溫度對管線溫降的影響可描述為，隨著起點溫度的增加，管線溫降增大。這是因為起點溫度升高使管線內外壁溫差增大，導致熱流量增加，進而使得管線溫降增大。

2.4 地溫對管線溫降的影響

不同地溫時各管線溫降變化結果如圖7 所示。其中，M131-M2 管線溫降由0.43 ℃減小至0.14 ℃；M2-M18 1#管線溫降由2.47 ℃減小至1.62 ℃；M18-BL 2#管線溫降由2.23 ℃減小至1.43 ℃；M2-M18 2#管線溫降由1.10 ℃減小至0.64 ℃；M18-BL 1#管線溫降由0.74 ℃減小至0.34 ℃；A2-BL 管線溫降由1.13 ℃減小至0.62 ℃。

圖7 不同地溫時各管線溫降變化結果

地溫對管線溫降的影響可描述為，隨著地溫的增加，管線溫降減小。這與不同起點溫度的分析同理，地溫增加使得管線內外壁的溫差減小，熱流量減小，所以各管線溫降減小。

3 灰色關聯分析

灰色關聯法常被用于篩選主控因素[10-14]，可計算各個子因素對主因素的關聯度。由于該方法在集輸系統分析領域應用廣泛[15-16]，所以本文采用灰色關聯法計算輸量、含水率、起點溫度和地溫對瑪湖油田轉輸系統各干線管道終點溫度的關聯度并確定主控因素。

灰色關聯法分析結果如圖8 所示。其中，M131-M2 管線終點溫度的關聯度排序為M131 起點溫度＞M131 含水率＞M131 輸量＞地溫；M2-M18 1#管線終點溫度的關聯度排序為M131 起點溫度＞M131含水率=M2含水率＞M131 輸量＞M2輸量＞M2起點溫度＞地溫；M2-M18 2#管線終點溫度的關聯度排序為M2起點溫度＞M2含水率=M131含水率＞M131起點溫度＞M131 輸量＞M2 輸量＞地溫；M18-BL 2#管線終點溫度的關聯度排序為M131 起點溫度＞M2 含水率=M131 含水率=M2 起點溫度＞M131 輸量＞M2 輸量＞地溫；M18-BL 1#管線終點溫度的關聯度排序為M18 起點溫度＞M18 含水率=M18 輸量＞地溫；A2-BL管線終點溫度的關聯度排序為M2 起點溫度＞M2 含水率＞M2輸量＞地溫。

圖8 不同影響因素對轉輸系統各管線終點溫度的關聯度

可見，對管線終點溫度影響最大的一般是輸送介質的起點溫度。因此，在常溫集輸中轉輸系統應最關注轉油站起點溫度。

4 結論

1）由軟件模擬結果可知，各管線溫降受來液起點溫度、含水率、輸量和地溫的影響，則終點溫度同樣受這4 個因素影響。灰色關聯度分析結果:起點溫度＞含水率＞輸量＞地溫。

2）起點溫度影響大，為了實現常溫輸送，可以采取的措施有:伴水輸送（提高含水率），加降凝劑或者增大日輸量。