騰朝輝

摘要：海上油田資源儲(chǔ)量規(guī)模大，稠油開發(fā)地位舉足輕重。作為海上工程開發(fā)的“生命”運(yùn)輸線，由于運(yùn)輸管道埋設(shè)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，海上原油輸送已成為制約海上有效開發(fā)的重要因素之一。目前陸地輸送降黏減阻方法主要有摻水、摻稀、加熱等方法。海上稠油輸送雖然可借鑒陸地輸送方法，但考慮到海洋平臺(tái)用電方式、摻水水源選取、輸送流程等因素，海上原油輸送需要對(duì)其輸送方案進(jìn)行具體詳細(xì)的設(shè)計(jì)研究。本文對(duì)海上粘度較高原油外輸方案進(jìn)行工藝優(yōu)化設(shè)計(jì)，經(jīng)實(shí)踐能有效降低工程投資并達(dá)到節(jié)能減排的目的，有助于該油田的依托開發(fā)方案的實(shí)施，為今后海上原油管輸設(shè)計(jì)提供參考。

關(guān)鍵詞：海上油田；稠油生產(chǎn)；集輸工藝；節(jié)能減排

1 某稠油田概況

A油田為稠油油田，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(yuǎn)，為降低工程投資，該油田開發(fā)采用全依托方案。根據(jù)油藏方案該油田采用蒸汽吞吐方式進(jìn)行熱采開發(fā)，油井采出液經(jīng)計(jì)量后不在本平臺(tái)處理，采用合適的外輸方式輸送至距離較近的B平臺(tái)與B平臺(tái)原油混合處理。

2 A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(shù)有：加熱降黏法、摻輕質(zhì)油稀釋降黏法、加藥劑降黏法、改質(zhì)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(diǎn)。對(duì)于摻輕質(zhì)油降黏輸送技術(shù)而言，最主要問題為輕質(zhì)油來源不足。A油田短距離范圍內(nèi)無輕質(zhì)油田，鄰近的B油田同屬稠油油田。同時(shí)在海上采用摻輕質(zhì)油降黏輸送法，不僅受平臺(tái)周邊油田油品物性的限制，而且需要另外敷設(shè)一條輕質(zhì)油管道，投資較大。加藥劑降黏法主要是在稠油中加入化學(xué)試劑，從而改變稠油的性質(zhì)，達(dá)到降黏的目的。加劑降黏方法廣泛地應(yīng)用于稠油的開采和運(yùn)輸過程中，但其針對(duì)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(zhì)降黏方法是通過向稠油中加入一些化學(xué)試劑使大分子鏈芳烴轉(zhuǎn)化為小分子的鏈芳烴，從本質(zhì)上降低稠油的黏度。但改質(zhì)降黏的處理量較小，大批量地進(jìn)行操作必然增加成本投入，同時(shí)改質(zhì)降黏對(duì)于催化劑的要求也比較高。目前我國的陸地油田應(yīng)用改質(zhì)降黏方法取得成功，但是海上暫無應(yīng)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。根據(jù)該油田原油物性分析試驗(yàn)報(bào)告，油水乳狀液的反相點(diǎn)為含水40%。當(dāng)含水率大于40%時(shí)，乳狀液為水包油狀態(tài)，黏度明顯降低；當(dāng)含水率低于反相點(diǎn)時(shí)，油包水型乳狀液的黏溫性質(zhì)受溫度影響較大，黏度隨

著溫度的降低而升高，且在低溫時(shí)原油黏度非常大。根據(jù)配產(chǎn)數(shù)據(jù)，如果不考慮摻水外輸?shù)脑?，該油田?huì)面臨在生產(chǎn)過程中管輸跨越反相點(diǎn)的情況，這對(duì)生產(chǎn)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(jì)算結(jié)果見表1，可以看出：如果采用直接外輸?shù)姆桨?，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(huì)大幅增加A油田先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)井口平臺(tái)熱負(fù)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。

表1 不同集輸方案下管輸方案計(jì)算結(jié)果

該油田開發(fā)采用全依托方案，平臺(tái)不設(shè)處理系統(tǒng)和電站，電力依托距其較近的B油田。根據(jù)電力負(fù)荷計(jì)算，依托電網(wǎng)的剩余負(fù)荷余量在A油田投產(chǎn)依托后出現(xiàn)缺口現(xiàn)象，電力負(fù)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(guān)措施降低A油田的電負(fù)荷值。采用摻水外輸?shù)募敺绞?，一方面可大幅降低外輸溫度和電加熱?fù)荷，另一方面可減小管徑、提高流速，能夠在保證安全生產(chǎn)的基礎(chǔ)上，降低能耗。

3 A稠油田摻水集輸方案優(yōu)化

為保證管道安全經(jīng)濟(jì)的運(yùn)行，建議采用摻水輸送的管輸方案。根據(jù)該油田具體情況，對(duì)管輸指標(biāo)摻水量、外輸溫度、加熱負(fù)荷、外輸壓力等參數(shù)等進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。以典型年配產(chǎn)為基礎(chǔ)，對(duì)不同外輸含水率下的摻水量需求進(jìn)行核算。根據(jù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，熱采井正常生產(chǎn)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(nèi)，計(jì)算不同外輸含水率和外輸溫度下的外輸加熱負(fù)荷，結(jié)果如圖1所示，可以看出：加熱負(fù)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(fù)荷如圖2所示，可以看出：外輸泵負(fù)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。

綜合加熱負(fù)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(shí)、加熱負(fù)荷和泵功率都在較合理的范圍內(nèi)。根據(jù)初步判斷，對(duì)外輸含水55%～60%、外輸溫度60℃～65℃區(qū)間內(nèi)的結(jié)果進(jìn)行細(xì)化比較，通過詳細(xì)計(jì)算發(fā)現(xiàn)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(biāo)相互制約。對(duì)外輸含水55%～60%、外輸溫度60℃～65℃摻水方案下的具體參數(shù)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)優(yōu)選，該參數(shù)下輸送管徑不變，不考慮管道及清管球接收（發(fā)射）器的價(jià)格變動(dòng)，僅考慮由于輸送功率不同引起的泵型價(jià)位差及全周期操作費(fèi)的差異。

根據(jù)綜合比較，4種參數(shù)方案中所涉及的綜合費(fèi)用由高到低排序?yàn)椋?5%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(jià)格、加熱負(fù)荷、泵功率等因素，在全壽命周期下進(jìn)行經(jīng)濟(jì)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。

4 結(jié)論

（1）對(duì)該稠油油田摻水管輸方案進(jìn)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(fù)荷、外輸泵功率、管道壓降，推薦摻水外輸指標(biāo)：含水60%、溫度60℃以上輸送。

（2）經(jīng)過優(yōu)化海上稠油外輸方案，推薦適用于海上稠油開發(fā)的輸送技術(shù)，降低工程投資并達(dá)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(shí)施，為今后海上稠油管輸設(shè)計(jì)提供參考。

參考文獻(xiàn)

[1] 昌吉油田吉7井區(qū)雙管摻水集輸工藝優(yōu)化研究[D]. 中國石油大學(xué)（北京），2016.

（作者單位：海洋采油廠集輸大隊(duì)）