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(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300457; 2.天津市寶坻區(qū)安全生產監(jiān)督管理局， 天津 301800)

0 引 言

渤海油田稠油資源儲量規(guī)模大，稠油開發(fā)地位舉足輕重[1-2]。作為海上工程開發(fā)的“生命”運輸線，稠油運輸管道埋設于海底泥土中一定深度，檢查及維修都較為困難，與陸地管輸有較大差異，海上稠油輸送已成為制約海上稠油有效開發(fā)的重要因素之一。目前陸地稠油輸送的降黏減阻方法主要有摻水、摻稀、加熱等方法。王鴻膺等[3]對超稠油在管輸條件下的黏度與溫度及含水量的關系進行研究，楊露等[4]對稠油摻水的反相點及降黏減阻效果進行試驗評價，均認為稠油摻水降黏輸送是一種經濟有效的降黏輸送方法。海上稠油輸送可借鑒陸地輸送方法，但考慮到海洋平臺用電方式、摻水水源選取、輸送流程等因素，海上稠油輸送需要對其輸送方案進行具體詳細的設計研究。

1 某特稠油田概況

A油田為特超稠油油田，位于渤海遼東灣海域，平均水深32 m，東臨B油田(為稠油油田)，距離約4 km。由于距陸地較遠，為降低工程投資，該油田開發(fā)采用全依托方案。根據油藏方案該油田采用蒸汽吞吐方式進行熱采開發(fā)，油井采出液經計量后不在本平臺處理，采用合適的外輸方式輸送至距離較近的B平臺與B平臺原油混合處理。

表1為A油田2個層系的原油基本性質，可以看出：20 ℃時稠油密度均大于1，50 ℃時黏度為30 000～50 000 MPa·s，屬于超重質特稠油，含硫量低，膠質瀝青質、含蠟量和凝固點高。高黏的特性給海管輸送帶來了極大的挑戰(zhàn)。

表1 A油田原油基本性質

2 A特稠油油田集輸方案分析

目前陸地用于稠油輸送降黏減阻的主要技術[5-7]有：加熱降黏法、摻輕質油稀釋降黏法、加藥劑降黏法、改質降黏法、摻水降黏法等。加熱降黏輸送簡單、常規(guī)、方便，但具有投資高、能耗大的缺點。對于摻輕質油降黏輸送技術而言，最主要問題為輕質油來源不足。A油田短距離范圍內無輕質油田，鄰近的B油田同屬稠油油田。同時在海上采用摻輕質油降黏輸送法，不僅受平臺周邊油田油品物性的限制，而且需要另外敷設一條輕質油管道，投資較大。加藥劑降黏法主要是在稠油中加入化學試劑，從而改變稠油的性質，達到降黏的目的。加劑降黏方法廣泛地應用于稠油的開采和運輸過程中，但其針對不同的原油要選用不同的藥劑，破乳后的稠油脫水困難，不僅加大投資且下游的處理難度增加。改質降黏方法是通過向稠油中加入一些化學試劑使大分子鏈芳烴轉化為小分子的鏈芳烴，從本質上降低稠油的黏度。但改質降黏的處理量較小，大批量地進行操作必然增加成本投入，同時改質降黏對于催化劑的要求也比較高。目前我國的陸地油田遼河油田應用改質降黏方法取得成功，但是海上暫無應用先例。摻水降黏法是在稠油中摻入一定量的水，使油井采出液反相，將油為連續(xù)相改為水為連續(xù)相，形成水包油或水漂油輸送，從而降低原油的輸送黏度[8-10]。

根據該油田原油物性分析試驗報告，油水乳狀液的反相點為含水40%。當含水率大于40%時，乳狀液為水包油狀態(tài)，黏度明顯降低；當含水率低于反相點時，油包水型乳狀液的黏溫性質受溫度影響較大，黏度隨著溫度的降低而升高，且在低溫時原油黏度非常大。根據配產數據，該油田生產前4年的含水率一直低于40%，也就是說，如果不考慮摻水外輸的話，該油田會面臨在生產過程中管輸跨越反相點的情況，這對生產安全和降本增效都是非常不利的。

不同集輸方案下管輸方案計算結果見表2，可以看出：如果采用直接外輸的方案，則須采用提高外輸溫度或者增大管徑的方法降低外輸壓力，這會大幅增加A油田先導試驗區(qū)井口平臺熱負荷。增大管徑不但增加投資，還降低管輸流速，易造成稠油中重組分和砂沉積。該油田開發(fā)采用全依托方案，平臺不設處理系統(tǒng)和電站，電力依托距其較近的B油田。根據電力負荷計算，依托電網的剩余負荷余量在A油田投產依托后出現缺口現象，電力負荷不足為制約該油田依托開發(fā)的主要因素之一。因此，必須采取相關措施降低A油田的電負荷值。

表2 不同集輸方案下管輸方案計算結果

采用摻水外輸的集輸方式，一方面可大幅降低外輸溫度和電加熱負荷，另一方面可減小管徑、提高流速，能夠在保證安全生產的基礎上，降低能耗。

3 A特稠油田摻水集輸方案優(yōu)化

為保證管道安全經濟的運行，建議采用摻水輸送的管輸方案。根據該油田具體情況，對管輸指標摻水量、外輸溫度、加熱負荷、外輸壓力等參數等進行優(yōu)化設計。

以典型年配產為基礎，對不同外輸含水率下的摻水量需求進行核算，結果見表3。

表3 不同外輸含水下摻水量需求

根據基礎數據，熱采井正常生產平均井口溫度為70 ℃，水源井水溫度為45 ℃。在外輸含水50%～65%、外輸溫度60 ℃～80 ℃范圍內，計算不同外輸含水率和外輸溫度下的外輸加熱負荷，結果如圖1所示，可以看出：加熱負荷隨著外輸含水率和外輸溫度的升高而增加。

不同外輸含水率和外輸溫度下的外輸泵負荷如圖2所示，可以看出：外輸泵負荷隨著外輸含水率和外輸溫度的升高而減小。雖然含水率增加使外輸泵的排量也隨之增加，但是外輸壓力的降低仍舊占主要作用，因此摻水輸送使外輸泵的功率大幅降低，隨著摻水量的增加，外輸泵功率的降低幅度也隨之降低。

圖1 不同外輸含水率、外輸溫度下的加熱負荷 圖2 不同外輸含水率、外輸溫度下的外輸泵負荷

綜合加熱負荷和泵功率兩方面的因素，初步判斷摻水至外輸含水率55%～60%、外輸溫度為60 ℃～65 ℃時、加熱負荷和泵功率都在較合理的范圍內。根據初步判斷，對外輸含水55%～60%、外輸溫度60 ℃～65 ℃區(qū)間內的結果進行細化比較，通過詳細計算，得到不同外輸含水率、外輸溫度下的加熱負荷與外輸泵功率合計負荷值如圖3所示，不同外輸含水率、外輸溫度下管道的壓降值如圖4所示。

圖3 不同外輸含水率、外輸溫度下的合計功率 圖4 不同外輸含水率、外輸溫度下的管道壓降

從圖3和圖4中可以看出：隨著外輸含水率的增加，管道輸送所涉及的總功率隨之增加，管道壓降隨之降低，二者指標相互制約。對外輸含水55%～60%、外輸溫度60 ℃～65 ℃摻水方案下的具體參數進行經濟優(yōu)選，該參數下輸送管徑不變，不考慮管道及清管球接收(發(fā)射)器的價格變動，僅考慮由于輸送功率不同引起的泵型價位差及全周期操作費的差異。摻水方案參數見表4。

表4 摻水方案參數計算

根據綜合比較，4種參數方案中所涉及的綜合費用由高到低排序為：55%含水率65 ℃外輸溫度、60%含水率65 ℃外輸溫度、55%含水率60 ℃外輸溫度、60%含水率60 ℃外輸溫度。綜合考慮外輸泵價格、加熱負荷、泵功率等因素，在全壽命周期下進行經濟優(yōu)選，建議選擇60%含水、60 ℃外輸，該方案較55%含水、65 ℃外輸方案節(jié)省投資約564萬元。

由于海上集輸管網處于幾近封閉的狀態(tài)，上游摻水量的選取要特別考慮下游是否可以接收處理。本文對A平臺物流以該方案指標進入B平臺處理流程進行校核，A平臺和B平臺總處理液量如圖5所示。

圖5 A平臺和B平臺總處理液量

根據核算，在A平臺物流以60%含水率進入B平臺流程后，總液量并未超出原B平臺的設計處理能力，因此，A平臺以摻水至60%含水率外輸是可行的。

綜上所述，采用摻水管輸方案后，管道的入口壓力和加熱器負荷大幅降低。由于采用摻水輸送方案，流體混合黏度降低，不會出現隨著輸量降低、海管輸送壓力升高的情況。針對海上稠油管輸，摻水外輸具有簡單、方便、適應性強的特點，在一定程度上解決了該油田依托開發(fā)的瓶頸問題。

4 結 論

(1)對該特稠油油田摻水管輸方案進行優(yōu)化，分析不同外輸含水率及外輸溫度下的外輸加熱負荷、外輸泵功率、管道壓降，推薦摻水外輸指標：含水60%、溫度60 ℃以上輸送。

(2)經過優(yōu)化海上特稠油外輸方案，推薦適用于海上稠油開發(fā)的輸送技術，降低工程投資并達到了節(jié)能減排的目的，有助于該油田的依托開發(fā)方案的實施，為今后海上稠油管輸設計提供參考。

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