魏勝（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

大慶外圍油田屬于高寒地區(qū)低產(chǎn)低滲透油田，集輸系統(tǒng)通常采用環(huán)狀摻水流程，由于受氣溫低、凝固點(diǎn)高、產(chǎn)量低等一系列因素的影響，摻水耗氣占油田生產(chǎn)耗氣的50%左右，成為制約節(jié)能降耗的瓶頸?！笆晃濉逼陂g，為降低原油集輸?shù)暮臍饬?，大慶油田加強(qiáng)了低溫輸送工藝的研究和推廣應(yīng)用力度，集油溫度不斷降低，甚至突破了凝固點(diǎn)的限制。但對(duì)于影響低溫集輸?shù)娜舾梢蛩?，人們尚存在不同的看法和?zhēng)議，低溫輸送的基礎(chǔ)理論仍不盡完善。因此，結(jié)合大慶外圍油田在低溫輸送方面做的工作，對(duì)低溫集輸技術(shù)進(jìn)行探討，為高寒地區(qū)低產(chǎn)油田高凝原油低溫集輸提技術(shù)支持和實(shí)踐借鑒十分必要。

1 低溫集輸理論分析

1.1 結(jié)蠟對(duì)低溫集輸?shù)挠绊?/h3>

以含水90%，凝固點(diǎn)為35℃的原油作為研究對(duì)象，分別在35℃、38℃、40℃和45℃溫度下，以流速為0.5m/s運(yùn)行5 d，對(duì)比其結(jié)蠟情況，見表1。

我們對(duì)不同集油溫度管線現(xiàn)場(chǎng)取樣進(jìn)行對(duì)比，二者集輸溫度分別為37℃和20℃，同時(shí)運(yùn)行11 d，結(jié)蠟情況見表2。

表1 含水90%原油結(jié)蠟統(tǒng)計(jì)

表2 管道不同集輸溫度下結(jié)蠟統(tǒng)計(jì)

分析存在這種現(xiàn)象的原因在于原油的結(jié)蠟存在一個(gè)高峰期，與低含水原油輸送類似，溫度一般在30～45℃，在接近凝點(diǎn)或更底溫度下輸送時(shí)，管道中的結(jié)蠟比較輕微。

在結(jié)蠟高峰期，油流黏度不大，分子擴(kuò)散作用強(qiáng)，蠟結(jié)晶濃度高，晶?；ハ嗯鲎舱辰Y(jié)、沉積的機(jī)會(huì)多，橫向移動(dòng)作用增強(qiáng)，形成了結(jié)蠟高峰區(qū)。在高溫區(qū)結(jié)蠟不多，因?yàn)榇藴囟葧r(shí)高于蠟結(jié)晶析出溫度。而在凝點(diǎn)附近的較低溫度下，油流黏度大，分子擴(kuò)散很弱，不利于形成大的蠟結(jié)晶；管壁附近剪切應(yīng)力較大，容易剪切掉黏附力較弱的結(jié)蠟層，導(dǎo)致該區(qū)間的結(jié)蠟強(qiáng)度較弱。因此，我們認(rèn)為原油在凝固點(diǎn)以下集輸時(shí)，管壁上結(jié)蠟相對(duì)較少，不會(huì)對(duì)集輸造成主要影響。

1.2 原油凝固點(diǎn)對(duì)低溫集輸?shù)挠绊?/h3>

原油的凝固點(diǎn)是以純油為基礎(chǔ)進(jìn)行測(cè)定的，從概念上來(lái)說(shuō)原油的凝固點(diǎn)是指在規(guī)定的冷卻條件下油品停止流動(dòng)的最高溫度。

原油是一種復(fù)雜的混合物，油品的凝固和純化合物的凝固有很大的不同。油品并沒有明確的凝固溫度，所謂“凝固”只是做為整體來(lái)看失去了流動(dòng)性，并不是所有的組分都變成了固體。當(dāng)油品中含有一定乳化水之后，改變了原油的流動(dòng)性，使得原油在低于凝固點(diǎn)時(shí)仍能夠繼續(xù)流動(dòng)。因此原油在含水的情況下凝固溫度比實(shí)際凝固點(diǎn)有所偏移。這種偏移量與原油組分和含水量有較大關(guān)系，一般說(shuō)來(lái)含水率越高，含水油的“凝固點(diǎn)”就越低。

借鑒實(shí)驗(yàn)室測(cè)定凝固點(diǎn)的方法，可以測(cè)定高含水情況下原油的凝固溫度，對(duì)含水率分別為80%、85%、90%的穩(wěn)定原油乳狀液測(cè)定的凝固溫度，見表3。

表3 高含水原油體系的失流點(diǎn)測(cè)定

由表中可以看出，高含水原油體系的失流點(diǎn)比純油的凝固點(diǎn)低2～4℃，說(shuō)明高含水原油體系有利于低溫集油。高含蠟原油凝固溫度的高低，本質(zhì)上取決于其蠟晶網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的強(qiáng)度，任何對(duì)蠟晶網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的影響都會(huì)影響到凝固溫度。試驗(yàn)室測(cè)得數(shù)據(jù)由于擾動(dòng)小，在實(shí)際生產(chǎn)中，液面移動(dòng)的剪切會(huì)破壞已形成的或正在形成的蠟晶網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，這些結(jié)構(gòu)只有在更低的溫度下才能重新形成，從而實(shí)際運(yùn)行過程中原油凝固溫度還會(huì)降低。我們認(rèn)為這種凝固溫度偏移的現(xiàn)象是特高含水原油體系可實(shí)現(xiàn)低溫集油的主要因素之一。

1.3 流態(tài)對(duì)低溫集輸?shù)挠绊?/h3>

我們發(fā)現(xiàn)原油在集輸過程中，由于輸送條件的不同，會(huì)出現(xiàn)分層、混合和懸浮等不同的流動(dòng)狀態(tài)，不同的流動(dòng)狀態(tài)對(duì)集輸溫度的影響較大。但流態(tài)受流速、管徑、摩阻、黏度、擾動(dòng)等諸多因素的影響，判斷比較困難，到目前為止還沒有成熟的理論計(jì)算公式，但仍然可以通過其流動(dòng)現(xiàn)象進(jìn)行分析。

對(duì)于分層流來(lái)說(shuō)，油在管道上部流動(dòng)，水在下部流動(dòng)，油中部分水被沉降下來(lái)，并且溫度越高，油水分層的速度越快，油中含水越低。從試驗(yàn)測(cè)得的數(shù)據(jù)來(lái)看，在高于原油凝固點(diǎn)5℃的情況下，油水分層后油中含水在2%左右，凝固點(diǎn)為35℃的原油，在40℃下出現(xiàn)油水分層2min后，油中含水見表4。

表4 高于原油凝固點(diǎn)5℃分層流中油中含水

當(dāng)溫度略低于凝固點(diǎn)時(shí)，油中有顆粒狀物出現(xiàn)，并主要聚集于油水界面，在水的帶動(dòng)下，可以安全輸送，當(dāng)溫度進(jìn)一步降低，油部分凝結(jié)成塊，出現(xiàn)掛壁現(xiàn)象，難以安全輸送。從實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行來(lái)看，分層流低于凝固點(diǎn)3～4℃仍可以安全輸送。

對(duì)于混合流來(lái)說(shuō)，油和水混合較為均勻，在高含水的情況下油之間相互碰撞的機(jī)會(huì)變少，易形成W/O/W擬乳狀液，此時(shí)油珠粒徑粗大的非真正乳狀液，但摩阻和黏度也能顯著降低。這種情況下當(dāng)溫度低于凝固點(diǎn)時(shí)油中有顆粒狀物出現(xiàn)，液體有掛壁現(xiàn)象，但不影響安全輸送，低于凝固點(diǎn)6～8℃塊狀凝結(jié)物開始出現(xiàn)，混合流低于凝固點(diǎn)的極限值目前還無(wú)法確定，理論上來(lái)說(shuō)該狀態(tài)下含水率越高，擾動(dòng)越大，集油溫度越低。

對(duì)于水懸浮流動(dòng)來(lái)說(shuō)，在流動(dòng)過程中，即使油相開始凝結(jié)，也會(huì)形成塊狀分布在游離水中，由于愈靠近管壁處，液流的速度梯度愈大，使油粒因在外層處受到較大的剪切，而向管中心運(yùn)動(dòng)，因而在管壁周圍形成一個(gè)外層水環(huán)，使得油水混合體系仍然可以在管道內(nèi)流動(dòng)。從現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，該種流動(dòng)狀態(tài)通常在含水達(dá)到95%以上形成，可實(shí)現(xiàn)低溫集輸?shù)臏囟纫沧畹停诘陀谀厅c(diǎn)10℃左右油相開始大量聚集，阻礙集輸。

2 低溫集輸輸送界限的判定

通過以上分析可以看出，高含水原油可以實(shí)現(xiàn)低于凝固點(diǎn)輸送，從而打破了一直以來(lái)原油在高于凝固點(diǎn)輸送的管理局限，是否在凝固點(diǎn)之上集油已不能作為輸送界限的判別標(biāo)準(zhǔn)。然而由于原油輸送的界限影響因素較多，即使是同一閥組間不同的環(huán)的產(chǎn)液、環(huán)長(zhǎng)、含水都不相同，輸送界限也不一樣，同時(shí)應(yīng)當(dāng)對(duì)能耗進(jìn)行綜合考慮來(lái)確定原油合理的集輸界限。經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，我們探索出一套適合于大慶外圍油田的輸送界限判別方法。

一是以井口回壓變化作為判斷標(biāo)準(zhǔn)，來(lái)確定環(huán)的輸送極限。

二是以整體系統(tǒng)的總能耗最低為目標(biāo)，提出能耗最低的最佳運(yùn)行參數(shù)。將采油、集油、處理、外輸作為一個(gè)有機(jī)的整體系統(tǒng)，研究其中各節(jié)點(diǎn)的能量消耗及其相互轉(zhuǎn)換的規(guī)律，找出影響系統(tǒng)能耗的關(guān)鍵因素，建立能耗優(yōu)化診斷平臺(tái)，與環(huán)的輸送極限相結(jié)合，提出合理的摻水量和摻水溫度，指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行。

三是對(duì)新油田設(shè)計(jì)參數(shù)進(jìn)行調(diào)整。環(huán)狀摻水流程的進(jìn)站設(shè)計(jì)溫度由凝固點(diǎn)以上3℃調(diào)整為低于凝固點(diǎn)3℃。

3 多種低溫集輸方式的應(yīng)用

3.1 不摻水集輸

主要針對(duì)平均單井產(chǎn)液量不低于6 t/d，含水率不低于80%的油田，不摻水集輸即停掉環(huán)中的摻水，通常通過流程切換，使產(chǎn)液量高不低于10 t/d的井作為首端井，帶動(dòng)整個(gè)環(huán)不加熱集油。

該種方式在龍虎泡油田、敖古拉油田得到推廣，龍虎泡、敖古拉油田原油特性見表5。以油井回壓做為判別標(biāo)準(zhǔn)，累計(jì)實(shí)施29個(gè)環(huán)，回油溫度低于凝固點(diǎn)3～5℃。

表5 龍虎泡、敖古拉油田原油物性

3.2 周期摻水集輸

主要針對(duì)產(chǎn)液量相對(duì)較高，含水達(dá)到70%～80%，但不能滿足長(zhǎng)期不摻水集輸要求的環(huán)，以油井回壓作為判斷標(biāo)準(zhǔn)，定期開啟摻水沖環(huán)。

以新肇油田為例，新肇油田原油物性見表6。新肇油田建有閥組間11座，全油田綜合含水率70%。根據(jù)新肇油田的實(shí)際生產(chǎn)規(guī)律和管理經(jīng)驗(yàn)確定停摻水界限，當(dāng)回油壓差或回油壓力高于界限值時(shí)開始恢復(fù)摻水，摻水24 h后停摻。從2008年開始實(shí)施周期摻水，摻水周期7～90 d不等，周期摻水最低回油溫度達(dá)17～19℃。

表6 新肇油田原油物性

3.3 摻常溫水集輸

主要針對(duì)單井產(chǎn)液量不高于2 t/d的油田，通過降低摻水溫度，增加摻水量使環(huán)中含水達(dá)到95%以上，從而實(shí)現(xiàn)低溫集油。

新站油田新三轉(zhuǎn)油站所轄井平均單井產(chǎn)液量1.9 t/d，環(huán)平均產(chǎn)液6 t/d，含水54%左右，摻常溫水集輸期間，摻水量由27m3/h提高到50m3/h，環(huán)平均含水達(dá)到97%。最低摻水溫度達(dá)到31℃，最低環(huán)回油溫度達(dá)到24℃，目前摻水溫度穩(wěn)定在32℃，回油溫度28℃，油井油壓沒有明顯變化。新站油田原油物性見表7。

表7 新站油田原油物性

3.4 降溫集輸

主要針對(duì)單井產(chǎn)液量在2～6 t/d，無(wú)法實(shí)現(xiàn)不摻水集輸?shù)挠吞?，通過優(yōu)化診斷平臺(tái)確定合理?yè)剿亢蛽剿疁囟龋辜蜏囟鹊陀谀厅c(diǎn)3℃進(jìn)站。

“十一五”期間，我們以理論研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)為先導(dǎo)，根據(jù)不同油田的特點(diǎn)編制了個(gè)性化低溫集輸運(yùn)行方案，形成了不摻水集輸、周期摻水集輸、摻常溫水集輸和降溫集輸?shù)榷喾N適合高寒地區(qū)低產(chǎn)油田高凝原油低溫集輸技術(shù)，該技術(shù)通過在大慶外圍油田推廣以來(lái)，累計(jì)節(jié)氣6 490×104m3。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

通過大慶外圍油田對(duì)低溫集輸技術(shù)的不斷探索，為多年來(lái)低產(chǎn)油田低溫集輸工作提供了技術(shù)支持，也使油田能耗分配進(jìn)一步得到優(yōu)化。形成了一套低產(chǎn)油田環(huán)狀摻水流程低溫集輸辦法，為低產(chǎn)、高凝原油油田的節(jié)能降耗提供了實(shí)踐借鑒，并得到以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：

1）高含水原油可在凝固點(diǎn)以下集輸，且管壁結(jié)蠟不會(huì)對(duì)集輸造成主要影響。

2）原油含水后凝固溫度發(fā)生偏移，在高含水狀態(tài)下原油凝固溫度低于其凝固點(diǎn)。

3）混合、懸浮的流動(dòng)狀態(tài)比分層流可實(shí)現(xiàn)的集輸溫度更低。

4）應(yīng)當(dāng)以井口回壓變化和能耗綜合指標(biāo)來(lái)確定合理的低溫集輸界限。

5）針對(duì)不同油田可以選擇不同的低溫集輸技術(shù)，設(shè)計(jì)參數(shù)可降低至低于凝固點(diǎn)3℃進(jìn)站。