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摘 要：该文通过pipesim模型建立了站外集输管网模型，对其中井口产物数据及管线输入设置进行了说明，并根据pipesim模型模拟结果探讨了计量站集输半径与管辖井口数量、计量站至集中处理站距离等的关系，得出计量站离集中处理站的距离越近，其集输半径越大，可接入的井口数目也越多，结合其关系数据表，从而为该油田未来站外集输管网扩建及新建提供依据，根据模拟结果也探讨了投产初期管线内流体的低速腐蚀问题，给出了相应的处理建议。
关键词：站外集输 pipesim模型 集输管径 低速腐蚀
中图分类号：TE972 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）03（b）-0069-02
某油田地层储油量丰富，主要地质油层包括Mishrif层，Sadi层，Khasib层等，每油层性质有很大差异，并随着开采年份的增加，油井地层产量及性质都会发生很大的变化。油田站外集输管网设计应考虑利于油田持续安全生产，节省工程投资，降低生产运行费用，积极采用新工艺、新设备、新技术、新材料[1]。
1 集输管网流程设计
1.1 集输流程选择
目前，常用的几种油气集输流程包括不加热集油流程、加热集油流程、热水伴热集油流程等[2]。根据开发数据，该油田井口温度约为45～80℃，原油倾点约为-20℃，管道埋深1.2～1.6m处土壤冬季温度为15℃，夏季为33.6℃，且各层粘度不高（最高油层粘度为136cP@50℃），因此集输管线温度远远大于工艺上要求的管道沿线温度应高于原油倾点5℃的要求，该油田采用不加热，不保温的集输方式。
集油流程主要分为三个类型：第一类在每口油井上设分离计量计，有些情况下还设有单独的处理设备，此流程适用于高产油井，但投资高，经济型较差；第二类为多井串联集油流程，单井串联输送到集中处理站，此流程计量设置在单井井场上；第三类单井集油管线输送至计量站，在计量站内进行计量，然后输送至集中处理站[3]。目前采用最多的为第三类管线，经济性好，计量也比较灵活。
该油田采用不加热及上述第三类集油流程，根据开发方案给出的井位、产量、井口产物组成等参数，规划各级站的数量及管线管径等参数。
1.2 集输管网流程设计输入
PIPESIM模型广泛应用于水力热力计算领域，其具有油井模型、节点分析、人工智能提升优化、管道和工艺设备模型等稳态和多相流油气生产系统计算和模拟功能[4]。建立模型时需要输入管道管径、管道长度、壁厚、总传热系数K、地温、起点温度、集中处理站的进站压力等。
考虑集中处理站用燃料气的需要，将酸性井和非酸性井油井产物分输，以便非酸性井产物进入集中处理站分离出燃料气以供站内使用。在计量站设立两套多通阀（该油田用多通阀为8个接口，同时预留一个接口维修使用）。考虑到计量站周围未来接井及以后非酸性井转变为酸性井的需要，每个计量站设置两套酸性多通阀，一套非酸性多通阀。若井平台上酸性井或非酸性井数很少，也可能考虑酸性与非酸性井产物混输。
该油田某集中处理站周围共包括77口井，18口新井，油井产量约为1000～4500BO
PD，设计时考虑最大井口回压为2.0MPag（保证油井产能），集中处理站进站压力为1.1MPag，单井计量周期≤15d，最远的井口距离集中处理站为12.2km。具体参数输入根据油田提供的开发方案设定。其中对于管道管径、壁厚确定是根据管道强度及刚度计算及该油田项目常用的管道等级确定的，具体初选管径见表1。
77口井分布于Mishrif层，Sadi层，Khasib层等，其中Mishrif层为酸性井层，根据开发方案数据可知其含H2S的摩尔分数为0.5%，CO2的摩尔分数含量为3.46%，初选Mishrif单井集输管线为8”，其他层单井集输管线为6”，计量站至集中处理站建酸性井集输干线20”和非酸性集输干线12”，特殊情况下建酸性非酸性井混输干线20。
井口的温度按照给出的开发数据方案来设定。开发方案给出了不同含水率情况下井口节流阀前的温度，用hysys软件根据井口流量，井口节流阀前温度，气油比等算出节流阀后的温度作为pipesim模型井口的温度。
根据开发数据实验结果报告，含水率50%为油层粘度转相点，因此考虑油层含水率50%时为最差工况，此时管线的压降是最大的；同时考虑投产初期，即含水率约0%时候的工况进行校核计算。
Pipesim其他的数据输入参数按照开发方案给出的数据输入即可，如气油比、粘度、井口产量等。
1.3 集输管网设计步骤
集输管网流程设计步骤如下。
（1）根据77口井开发方案布置图初选计量站（OGM）位置及接入该计量站的井平台，选择原则遵循每个OGM计量站管辖井口不超过21口，同时考虑未来开发井连井需要，多通阀预留出一定的连井接头，建立模型pipesim模型时这些接头也需要接入井口。同时集输管线布站也应方便井口集油管线进站，少穿越河流、道路、已建管线等；
（2）根据初步集输管网布置利用pipesim建立集输管网模型，建立模型时需要考虑多通阀预留接头未来接井的可能，并输入各油层含水率50%时候（对于含水率在开发期内<50%的油层则应按其最大含水率作为此时的输入工况）需要的油井产物物性参数、进集中处理站压力（1.1MPag）及初选的管径、壁厚参数等；
（3）运行pipesim集输管网模型，得到各井口回压结果、侵蚀率结果及管线速率结果；需要保证井口回压结果≤2.0MPag，侵蚀率<1，管线速率需要结合Olga软件计算管线内流体流态以确定其腐蚀性，此处要求管线内液相流速不超过3m/s，平均流速不超过6m/s；
（4）根据井口回压结果调整管径，优先调整计量站至集输干线的管径，然后单井管线管径，如果井口回压>2MPag，则需要调大一级管径，重新模拟调整管径后的pipesim模型，看井口回压结果是否符合要求；若井口回压结果<2MPag很多，譬如只有1.5MPag左右，则调小一级管径，重新模拟调整管径后的pipesim模型，看井口回压结果是否符合要求。
（5）井口回压结果符合要求的集输管线流程管径选定后需要根据pipesim模拟出的流速结果进行流速分析，并校核此集输方案下在含水率0%情况下的井口回压结果和管线流速结果。
（6）按照经验选择其他集输管网布置方案，重复步骤1～5，通过工程量经济对比及分析集输管网方案工艺性优缺点确定更优的集输管网方案；
1.4 集输管网流程设计最终方案
通过以上步骤确定的最终集输方案为18个井平台中8个建成计量站，周围井接入计量站中。
Hartha层井气油比为3 800scf/stb，有三口井，在管线中压降较大，需调整这三口单井管线为8”，计量站OGM19到集中处理站的非酸性集输干线为16”才能满足井口回压结果要求，除上面三个管线的管径外该集输方案管径结果符合表2。
2 管线低速腐蚀问题
从模拟结果看出，最大的侵蚀率为0.6，满足需要的侵蚀速率要求，但是考虑开发初期即含水率0%时候管线内流速，最小值为0.6m/s，集输干线内最小流速为1.83m/s，用Olga软件模拟管线内流体的流态：集输干线存在轻微段塞流，单井管线为分层流，流速如此低情况下可能发生严重的管线腐蚀问题。针对此情况给出以下建议。
（1）管线上加清管装置，定时清管；（2）选择合适缓蚀剂加入管线中；（3）安装管线实时腐蚀监测装置，发现有腐蚀穿孔情况，及时处理。
参考文献
[1] 叶学礼.油田地面工程设计[M].北京：中国石油大学出版社，2010.
[2] 冯叔初.油气集输与矿场加工[M].北京：中国石油大学出版社，2006.
[3] 张子波.油田地面集输管网优化设计与软件编制[M].北京：中国石油大学出版社，2011.
[4] 白晓东，刘忠付，云庆.利用PIPESIM软件优化阿尔善油田站外集输系统[J].石油规划设计，2007.
关键词：站外集输 pipesim模型 集输管径 低速腐蚀
中图分类号：TE972 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）03（b）-0069-02
某油田地层储油量丰富，主要地质油层包括Mishrif层，Sadi层，Khasib层等，每油层性质有很大差异，并随着开采年份的增加，油井地层产量及性质都会发生很大的变化。油田站外集输管网设计应考虑利于油田持续安全生产，节省工程投资，降低生产运行费用，积极采用新工艺、新设备、新技术、新材料[1]。
1 集输管网流程设计
1.1 集输流程选择
目前，常用的几种油气集输流程包括不加热集油流程、加热集油流程、热水伴热集油流程等[2]。根据开发数据，该油田井口温度约为45～80℃，原油倾点约为-20℃，管道埋深1.2～1.6m处土壤冬季温度为15℃，夏季为33.6℃，且各层粘度不高（最高油层粘度为136cP@50℃），因此集输管线温度远远大于工艺上要求的管道沿线温度应高于原油倾点5℃的要求，该油田采用不加热，不保温的集输方式。
集油流程主要分为三个类型：第一类在每口油井上设分离计量计，有些情况下还设有单独的处理设备，此流程适用于高产油井，但投资高，经济型较差；第二类为多井串联集油流程，单井串联输送到集中处理站，此流程计量设置在单井井场上；第三类单井集油管线输送至计量站，在计量站内进行计量，然后输送至集中处理站[3]。目前采用最多的为第三类管线，经济性好，计量也比较灵活。
该油田采用不加热及上述第三类集油流程，根据开发方案给出的井位、产量、井口产物组成等参数，规划各级站的数量及管线管径等参数。
1.2 集输管网流程设计输入
PIPESIM模型广泛应用于水力热力计算领域，其具有油井模型、节点分析、人工智能提升优化、管道和工艺设备模型等稳态和多相流油气生产系统计算和模拟功能[4]。建立模型时需要输入管道管径、管道长度、壁厚、总传热系数K、地温、起点温度、集中处理站的进站压力等。
考虑集中处理站用燃料气的需要，将酸性井和非酸性井油井产物分输，以便非酸性井产物进入集中处理站分离出燃料气以供站内使用。在计量站设立两套多通阀（该油田用多通阀为8个接口，同时预留一个接口维修使用）。考虑到计量站周围未来接井及以后非酸性井转变为酸性井的需要，每个计量站设置两套酸性多通阀，一套非酸性多通阀。若井平台上酸性井或非酸性井数很少，也可能考虑酸性与非酸性井产物混输。
该油田某集中处理站周围共包括77口井，18口新井，油井产量约为1000～4500BO
PD，设计时考虑最大井口回压为2.0MPag（保证油井产能），集中处理站进站压力为1.1MPag，单井计量周期≤15d，最远的井口距离集中处理站为12.2km。具体参数输入根据油田提供的开发方案设定。其中对于管道管径、壁厚确定是根据管道强度及刚度计算及该油田项目常用的管道等级确定的，具体初选管径见表1。
77口井分布于Mishrif层，Sadi层，Khasib层等，其中Mishrif层为酸性井层，根据开发方案数据可知其含H2S的摩尔分数为0.5%，CO2的摩尔分数含量为3.46%，初选Mishrif单井集输管线为8”，其他层单井集输管线为6”，计量站至集中处理站建酸性井集输干线20”和非酸性集输干线12”，特殊情况下建酸性非酸性井混输干线20。
井口的温度按照给出的开发数据方案来设定。开发方案给出了不同含水率情况下井口节流阀前的温度，用hysys软件根据井口流量，井口节流阀前温度，气油比等算出节流阀后的温度作为pipesim模型井口的温度。
根据开发数据实验结果报告，含水率50%为油层粘度转相点，因此考虑油层含水率50%时为最差工况，此时管线的压降是最大的；同时考虑投产初期，即含水率约0%时候的工况进行校核计算。
Pipesim其他的数据输入参数按照开发方案给出的数据输入即可，如气油比、粘度、井口产量等。
1.3 集输管网设计步骤
集输管网流程设计步骤如下。
（1）根据77口井开发方案布置图初选计量站（OGM）位置及接入该计量站的井平台，选择原则遵循每个OGM计量站管辖井口不超过21口，同时考虑未来开发井连井需要，多通阀预留出一定的连井接头，建立模型pipesim模型时这些接头也需要接入井口。同时集输管线布站也应方便井口集油管线进站，少穿越河流、道路、已建管线等；
（2）根据初步集输管网布置利用pipesim建立集输管网模型，建立模型时需要考虑多通阀预留接头未来接井的可能，并输入各油层含水率50%时候（对于含水率在开发期内<50%的油层则应按其最大含水率作为此时的输入工况）需要的油井产物物性参数、进集中处理站压力（1.1MPag）及初选的管径、壁厚参数等；
（3）运行pipesim集输管网模型，得到各井口回压结果、侵蚀率结果及管线速率结果；需要保证井口回压结果≤2.0MPag，侵蚀率<1，管线速率需要结合Olga软件计算管线内流体流态以确定其腐蚀性，此处要求管线内液相流速不超过3m/s，平均流速不超过6m/s；
（4）根据井口回压结果调整管径，优先调整计量站至集输干线的管径，然后单井管线管径，如果井口回压>2MPag，则需要调大一级管径，重新模拟调整管径后的pipesim模型，看井口回压结果是否符合要求；若井口回压结果<2MPag很多，譬如只有1.5MPag左右，则调小一级管径，重新模拟调整管径后的pipesim模型，看井口回压结果是否符合要求。
（5）井口回压结果符合要求的集输管线流程管径选定后需要根据pipesim模拟出的流速结果进行流速分析，并校核此集输方案下在含水率0%情况下的井口回压结果和管线流速结果。
（6）按照经验选择其他集输管网布置方案，重复步骤1～5，通过工程量经济对比及分析集输管网方案工艺性优缺点确定更优的集输管网方案；
1.4 集输管网流程设计最终方案
通过以上步骤确定的最终集输方案为18个井平台中8个建成计量站，周围井接入计量站中。
Hartha层井气油比为3 800scf/stb，有三口井，在管线中压降较大，需调整这三口单井管线为8”，计量站OGM19到集中处理站的非酸性集输干线为16”才能满足井口回压结果要求，除上面三个管线的管径外该集输方案管径结果符合表2。
2 管线低速腐蚀问题
从模拟结果看出，最大的侵蚀率为0.6，满足需要的侵蚀速率要求，但是考虑开发初期即含水率0%时候管线内流速，最小值为0.6m/s，集输干线内最小流速为1.83m/s，用Olga软件模拟管线内流体的流态：集输干线存在轻微段塞流，单井管线为分层流，流速如此低情况下可能发生严重的管线腐蚀问题。针对此情况给出以下建议。
（1）管线上加清管装置，定时清管；（2）选择合适缓蚀剂加入管线中；（3）安装管线实时腐蚀监测装置，发现有腐蚀穿孔情况，及时处理。
参考文献
[1] 叶学礼.油田地面工程设计[M].北京：中国石油大学出版社，2010.
[2] 冯叔初.油气集输与矿场加工[M].北京：中国石油大学出版社，2006.
[3] 张子波.油田地面集输管网优化设计与软件编制[M].北京：中国石油大学出版社，2011.
[4] 白晓东，刘忠付，云庆.利用PIPESIM软件优化阿尔善油田站外集输系统[J].石油规划设计，2007.