PKKR油田长输管道低液量安全运行工艺技术研究获奖科研报告

PKKR油田长输管道低液量安全运行工艺技术研究获奖科研报告引言

原油长输管道低输量工艺是长距离输油管道在油田开发前期和后期所普遍面临的问题，解决问题方法有很多，利用正反输送、掺水输送、间歇输送、设置中间加热炉、添加降凝剂等，都能有效解决该类问题，但各种方法都有一定优缺点，哪种方案最合理，应该统筹考虑，本文针对PKKR油田管线低输量提出几种可行措施，充分借助可利用的条件，利用Pipephase多相流软件进行分析，将工艺优化，推选出合理方案。

1管道运行概况

PKKR油田位于哈萨克斯坦南图尔盖盆地，该油田Aryskum集中处理站承担着四个油田的脱水、转油任务，处理后的低含水原油（含水0.05%，）通过一条8”管线输往Aryskum泵站，与Zhusaly泵站来油混合后通过16”管线输送至Kumkol联合站继续处理，目前Zhusaly泵站至Aryskum泵站之间的16”管线已经停用。在Aryskum泵站，建有2台转油泵和收发球装置，转油泵排量为900m3/h，泵出口压力110bar。由于泵排量太大，无法长时间连续工作，Aryskum原油只利用余压继续输往Kumkol联合站。由于液量低，管径大，原油抵达Kumkol时的最低温度，只有9-10℃（冬季环境下进站温度），已经逼近倾点温度，容易造成凝管事故，且原油含蜡高，防蜡剂用量大，浓度高达800mg/L，清蜡工作量大，每天都需要进行投球清管作业，日清出的蜡量达到200kg左右。Kyzylkia联合站至东南Kyzylkia转油站建有一条8”输气管线以提供燃气发电站使用，东南Kyzylkia轉油站至Kumkol建有6”管线，目前输液量为500m3/d。

2优化措施及模拟分析

2.1优化措施

长输管道低液量输送导致进站温度过低，可以在合理位置设置加热炉升温后输送、掺水输送、正反输送等方法，目前该油田不具备正反输送能力，所以结合油田现状及生产需求考虑以下几种措施。

①油气混输

目前Kumkol油区存在发电站气源不足问题，在Aryskum外输泵出口增加混合器，掺入从Aryskum注气站压缩机来的5×104Nm3/d天然气，既可以解决原油输送过程中温降的问题，又可以解决Kumkol发电站缺气的问题。

②掺水输送

在Aryskum原油处理过程中将原油含水控制在15%左右，利用提高含水率增加输液量，提高流体流速，加上水的比热容大的特性，管线中液体温降速率势必会减慢，使进站油温提升，管线结蜡量降低。

③中间加热输送

新建一条管线，将东南Kyzylkia高含水原油于加热炉前掺入管线，利用原有的6”输油管线将Kyzylkia来气输送至Kumkol。

2.2模拟分析

首先利用Pipephase多相流软件对管线运行数据以及实际参数进行模拟，再调试模型使之接近真实生产情况，并分别对提出的方案进行模拟计算。

方案①模拟结果：

当输气量达到5×104Nm3/d，进站油温提升至9.63℃，Kumkol燃气需求得到解决，但进站温度仅提升0.2℃，不能解决现阶段存在的主要问题。

方案②模拟结果：

进站温度提升至16.87℃，管线可以满足安全生产需求。

方案③模拟结果：

将加热炉出口温度提升至60℃，计算结果如图2.2.1所示。进站温度提升至28.21℃，远高于原油倾点温度，为后期油田产量下滑提前做好预防。

由于Kyzylkia至东南Kyzylkia管线承压能力为10bar，极大限制了管输能力，故对天然气输送进行计算，得出最大输气能力为6.6×104Nm3/d，能满足Kumkol需求，考虑到新建加热炉用气，东南Kyzylkia发电用气，Kumkol发电用气，而原有的6”管线为输油管线，壁厚系列为sch40，承压能力高，故在东南Kyzylkia设置压缩机以提高输气量，可将输气量提升至1.35×105Nm3/d，

4结论及建议

经过软件模拟分析，方案①进站油温提升太小，不能保证冬季输油安全;方案②进站油温达到要求，但对下游水处理造成困扰，方案③不仅满足管线生产需要且能解决Kumkol天然气紧缺问题，故推荐方案③。

油