黃雪松， 李 思,2*， 朱寧寧， 晁 凱， 范開峰,2

(1.中國石化中原油田分公司石油工程技術研究院， 濮陽 457001； 2.遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院， 撫順 113001)

中原油田東濮老區(qū)經(jīng)過四十余年的開發(fā)，采出液平均含水率升高至94.8%，加熱集輸消耗大量能源。截至2018年年底，東濮老區(qū)共有油井和計量站加熱爐643 臺，年耗氣量1 218×104m3，約占集輸系統(tǒng)總能耗的73%。同時，加熱爐存在較大安全隱患，燃燒伴生氣為濕氣，經(jīng)濟性和環(huán)保性較低。采出液含水率的大幅升高為常溫集輸提供了有利條件，可大幅減少加熱爐數(shù)量、降低加熱能耗。

易凝高黏原油在常溫輸送時容易黏附在管道內(nèi)壁，導致流動面積縮小、井口回壓增大，影響集輸系統(tǒng)安全生產(chǎn)[1-2]。影響常溫集輸能否實施的因素較多、作用復雜，室內(nèi)研究方法主要包括石蠟沉積杯法、冷指法、環(huán)道實驗法和數(shù)值模擬法等[3-9]。丁振軍[3]和田東恩[4]采用石蠟沉積杯法，將黏壁量突增時的最高溫度作為黏壁溫度，實驗便捷，但結(jié)果易受操作過程影響，產(chǎn)生較大誤差：賈治淵[6]通過帶攪拌的冷指裝置，將冷指表面黏壁厚度突增的拐點作為黏壁溫度，但冷指與儲罐之間的Taylor-Couette流動與實際管內(nèi)流動存在差異；Zheng等[5]和高美堯[8]通過實驗環(huán)道測試段的壓差曲線，將壓差陡增時對應的溫度作為黏壁溫度，與現(xiàn)場流動情況接近，但實驗裝置造價高，操作復雜、耗時長；劉曉燕等[2]和魯曉醒等[9]通過可視化試驗環(huán)道，將流量開始減小時刻和壓降轉(zhuǎn)折點對應溫度作為黏壁溫度，但透明管內(nèi)表面的界面性質(zhì)會影響實際黏壁過程。經(jīng)過多年研究，在高含水原油流動特性和常溫集輸安全界限等方面得到了一些有價值的成果，研究者認為凝油黏壁現(xiàn)象是凝油黏附與剪切剝離共同作用的結(jié)果，并得到了原油物性、井口溫度、含水率、產(chǎn)液量、管線長度等主要因素對常溫集輸界限的影響規(guī)律。近年來，對黏壁現(xiàn)象的研究逐漸由實驗研究轉(zhuǎn)向微觀機理分析，通過數(shù)值模擬計算對膠凝原油顆粒的運動軌跡、受力變形與結(jié)構(gòu)強度進行研究，從分子間作用力與能量的角度解釋黏壁問題[10-12]，但目前針對復雜原油組成和集輸管道內(nèi)復雜流場，建立數(shù)學物理模型和邊界條件設置難度較大，與實際管道符合率較低。

20世紀70年代以來，中國已有多個陸上高含水期油田開展了常溫集輸試驗和應用。大慶油田采用歸納法對現(xiàn)場常溫集輸邊界條件進行了總結(jié)，高含水油田常溫集輸溫度界限可低至原油凝點2 ℃以下[2,13]。華北油田西柳站和高陽區(qū)塊對典型高含水油井進行現(xiàn)場試驗，管輸流型為分層流，得到了管線壓降曲線隨溫度的降低呈先上升后下降再上升的規(guī)律，常溫集輸溫度界限低于凝點1～4 ℃[9,14]。江漢油田依托功圖計量推進油井串接工藝，減少管線長度，實現(xiàn)常溫集輸[15]。彩南油田建立了常溫集輸判斷方法和一體化實施流程，配套低溫脫水和水處理工藝和單井加熱控制方式優(yōu)化，實現(xiàn)了80.6%常開油井和全部計量站的常溫集輸[16]。此外，扶余油田、尕斯油田、延長西區(qū)、蘇北油田、大港南部油田等也進行了常溫集輸試驗和應用[3,6,8,11,17-18]。受基礎理論和試驗井數(shù)量的限制，試驗成果的應用范圍還局限在試驗油田區(qū)塊，暫時不具備在其他油田的推廣條件。

以文衛(wèi)油區(qū)為試驗區(qū)塊開展了常溫輸送技術研究，通過室內(nèi)實驗、現(xiàn)場試驗和理論分析，形成了中原油田東濮老區(qū)高含水原油常溫集輸技術系列，指導了集輸系統(tǒng)加熱爐的撤減，并取得了良好的應用效果。

1 地面集輸系統(tǒng)現(xiàn)狀分析

中原東濮老區(qū)文衛(wèi)油區(qū)所轄油井578口(包括單拉井10口)，年產(chǎn)液量527.88×104t，年產(chǎn)油量28.55×104t。地面集輸系統(tǒng)主要采用二級、三級布站，有計量站74座，中轉(zhuǎn)站1座，聯(lián)合站2座，集輸管網(wǎng)如圖1所示。單井集油管線基本采用Ф76×4.5的20#無縫鋼管或非金屬管，在用集輸干支線共101條，總長130.605 km，其中集油干線18條、集油支線83條。對于低液量、管輸距離較長的油井，冬季采用井口加熱集油工藝，有加熱井111口(其中單拉井4口)，占總井數(shù)的19.2%；設置加熱爐的計量站34座，占45.9%。對文衛(wèi)油區(qū)加熱油井和加熱計量站的基礎數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計，如表1、表2所示。部分油井和計量站產(chǎn)液量和井口溫度較低、回壓較高、管線較長，常溫集輸實施難度較大，但仍有優(yōu)化潛力。

圖1 文衛(wèi)油區(qū)集輸管網(wǎng)Fig.1 Gathering and transportation pipeline network of Wenwei oilfield

通過文獻調(diào)研和實際生產(chǎn)情況分析，總結(jié)出常溫集輸能否實施的影響因素如下：①含水率：含水率越高，產(chǎn)出液流動性越好，原油不容易出現(xiàn)黏壁，有利于常溫集輸；②產(chǎn)液量：產(chǎn)液量越大，管輸流體的溫降越小，同時對管線的沖刷效果和黏壁原油的剝離作用越強，越容易實現(xiàn)常溫集輸；③井口溫度：井口溫度越高，產(chǎn)出液流動性越好，有利于常溫集輸?shù)膶嵤虎芫诨貕夯虺稣緣毫Γ壕诨貕浩邥绊懺彤a(chǎn)量，并帶來安全隱患；取消加熱后，管線流體溫度較低、黏度升高，使管道摩阻上升、井口回壓或出站壓力升高；⑤原油物性：如果原油的含蠟量較高，會導致原油凝點較高、黏度較大，常溫集輸時容易發(fā)生黏壁現(xiàn)象；⑥管線長度：集輸管線越長，一方面流體溫降越大，管線后段產(chǎn)出液黏度越高，并且沿程壓力損失越大，井口回壓越高，不利于常溫集輸；⑦地溫：地溫越高，集輸管線埋地深度越深，越有利于常溫集輸?shù)膶嵤?/p>

文衛(wèi)油區(qū)地面脫氣脫水原油凝點為28～32 ℃，862.6～883.4 kg/m3，50 ℃原油黏度為24.1～29.0 mPa·s，含蠟量11.0～15.3%，屬于易凝高黏含蠟原油，基本物性如表3所示，常溫集輸時容易出現(xiàn)黏壁現(xiàn)象。由表1和表2可知，在加熱油井中，有48.5%的油井含水率在80%以上，有47.9%的油井產(chǎn)液量高于10 t/d，井口溫度高于30 ℃的油井占35.1%，井口回壓低于1.0 MPa的油井占47.9%，單井集油管線長度小于0.6 km的有39.5%，存在較大的優(yōu)化潛力。計量站平均進站溫度為33 ℃，平均外輸溫度為43 ℃，壓力平均值為0.58 MPa；有53.0%的計量站集液量高于100 t/d，有32.8%的計量站進站溫度高于35 ℃，仍有一定的優(yōu)化潛力。

表1 加熱油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計

表2 計量站生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計Table 2 Statistics of the production data of metering stations

表3 地面脫氣脫水原油基本物性

2 關鍵工藝技術

2.1 單井集油管線常溫集輸安全技術界限

通過文獻調(diào)研結(jié)合現(xiàn)場經(jīng)驗，采用流量Q、含水率φ和常溫集輸綜合評價參數(shù)M作為判斷是否能夠?qū)嵤┏丶數(shù)囊罁?jù)，其表達式為

(1)

式(1)中：Q為產(chǎn)液量，t/d；φ為含水率；L為單井集油管道長度，m。

采用歸納法對已實現(xiàn)常溫集輸?shù)娜繂尉筒糠旨訜釂尉纳a(chǎn)數(shù)據(jù)分析結(jié)果如圖2所示，可知：①對于Q≥40 t/d的油井，φ均高于90%，M值一般較高，可全部實施常溫集輸；②當30 t/d≤Q<40 t/d時，φ基本在85%以上，不加熱井M均大于7，因此當油井M大于7時可考慮取消加熱；③當20 t/d≤Q<30 t/d時，對于φ>90%的不加熱井，M均大于5，滿足此條件可以考慮取消加熱；④當10 t/d≤Q<20 t/d時，對于φ>90%的油井，M>4時可實施常溫集輸；⑤對于2 t/d90%的油井，M>2時可實施常溫集輸。

圖2 油井產(chǎn)液量與井口溫度、壓力、含水率和 綜合評價參數(shù)關系Fig.2 Relationship of liquid production rate with wellhead temperature, back pressure, water fraction and comprehensive evaluation parameter, respectively

由此，提出單井集油管線常溫集輸安全技術界限為

(2)

由于基礎數(shù)據(jù)的局限性，該結(jié)論需要現(xiàn)場實驗的進一步驗證。經(jīng)過前期調(diào)研和現(xiàn)場踏勘，確定了現(xiàn)場試驗地點和方案。于2019年初在明14號計量站的計量分離器出口安裝現(xiàn)場試驗裝置，如圖3所示。所轄7口油井暫時停用井口加熱爐后，通過閥門開關控制切換進入試驗裝置的單井產(chǎn)出液，并在線測量流體流量、溫度和壓力，根據(jù)壓力變化判斷能否實施常溫集輸。

圖3 明14號計量站現(xiàn)場試驗裝置Fig.3 Field test apparatus in Ming 14 metering station

對進行的40余個試驗工況和取得的200余組數(shù)據(jù)進行歸納和分析，結(jié)果如表4所示。當壓力無明顯升高時，說明該工況下流體流動性較好，管線內(nèi)無原油黏壁現(xiàn)象，可實施常溫集輸；當壓力出現(xiàn)升高時，說明該工況下流體流動性下降，管線內(nèi)開始出現(xiàn)原油黏壁現(xiàn)象，處于常溫集輸界限附近；當壓力出現(xiàn)明顯升高時，說明該工況下流體流動性較差，管線內(nèi)出現(xiàn)了明顯的原油黏壁現(xiàn)象，常溫集輸不能實施。這與提出的單井集油管線常溫集輸安全技術界限基本相符，驗證了其可行性。

表4 現(xiàn)場試驗工況及壓力變化情況

按照提出的常溫集輸安全技術界限，撤銷了單井加熱爐25臺。對于不滿足常溫集輸條件的油井，低于三相分離器溫度的前提下，可根據(jù)實施條件取消部分計量站加熱爐。

2.2 集輸干支線常溫輸送安全技術界限

文衛(wèi)油區(qū)計量站外輸流體含水率均高于90%，由集油干、支線串接進入聯(lián)合站或中轉(zhuǎn)站。如表5所示，2019年初聯(lián)合站和中轉(zhuǎn)站三相分離器工作溫度高于原油凝點3～4 ℃，集油干線末端進站溫度分別高于原油凝點6、12、4 ℃，與大慶油田等高含水期油田相比，存在較大的優(yōu)化空間。結(jié)合低溫破乳劑處理工藝和聯(lián)合站優(yōu)化簡化改造的實施，各站三相分離器脫水溫度可降至原油凝點附近，來液進站溫度高于原油凝點3 ℃，3座站場的進站溫度分別降低3、9、1 ℃。由此推測，系統(tǒng)上游計量站來液進管線溫度也可相應降低。

表5 聯(lián)合站流體進站溫度和三相分離器工作溫度優(yōu)化

選取具有代表性的計量站液量及管道規(guī)格，利用Pipephase軟件對冬季最冷月計量站外輸管道溫度進行了模擬計算，地溫為8 ℃，流體含水率90%，部分計算結(jié)果如表6所示。對于高含水原油，當保證管道末端溫度在凝點以上時，取消加熱輸送不會對管道壓降造成太大影響，因此主要從輸送溫度上考慮計量站常溫輸送實施條件。由于流體實際含水率要高于90%，且進入干支線后會受到其他計量站來液的帶動或加熱，在保證高于管線末端溫度不低于三相分離器溫度的前提下，可根據(jù)實施條件取消部分計量站加熱爐。

表6 冬季典型工況下計量站外輸管道末端溫度計算結(jié)果

將管道末端溫度不低于三相分離器溫度作為依據(jù)，確定可以實現(xiàn)常溫輸送的外輸溫度TR。提出明一聯(lián)合站和明二中轉(zhuǎn)站集輸干支線常溫輸送安全技術界限如下，馬寨聯(lián)合站集輸干支線TR可再降低4 ℃，可表示為

(3)

根據(jù)提出的安全技術界限，撤銷了11座計量站加熱爐。對于不滿足條件的計量站，可以通過添加流動改性劑和管道串并聯(lián)優(yōu)化等措施，實現(xiàn)常溫輸送。采取保障措施后，仍需要加熱的計量站，可保留加熱方案。

2.3 納米復合降凝劑處理工藝

對于高含水原油，傳統(tǒng)的原油降凝劑在集輸過程中受水流卷的影響，分散效果較差，降凝效果難以發(fā)揮。針對常規(guī)降凝劑分散性能不適合高含水工況條件的問題，研發(fā)了溶油疏水型納米復合降凝劑，由納米氧化鋁載體和負載在其上的降凝聚合物構(gòu)成，共同起到降凝作用，納米氧化鋁與降凝聚合物的質(zhì)量比為(1～2)∶100。納米氧化鋁為β-氧化鋁和(或)γ-氧化鋁，粒徑30～100 nm，是多孔性材料，作為載體具有較高表面活性。降凝聚合物由二元醇和有機磺酸反應制得，分子質(zhì)量20 000左右，結(jié)構(gòu)式如圖4(a)所示，容易吸附在納米氧化鋁表面以及孔結(jié)構(gòu)中，經(jīng)超聲處理與納米氧化鋁反應形成如圖4(b)所示的結(jié)構(gòu)牢固結(jié)合，避免從納米氧化鋁表面脫離。降凝聚合物中的非極性基團可以在蠟晶生長的過程中與石蠟共晶，其他部分則阻礙蠟晶的進一步長大，能較好地改變蠟晶結(jié)構(gòu)。

對新型納米復合降凝劑進行評價，熱處理溫度75 ℃，加劑濃度為50×10-6～150×10-6，測試加劑后的原油凝點、黏度，含水率80%時的原油黏壁溫度采用石蠟杯法進行測試，結(jié)果如表7所示。經(jīng)降凝劑處理后，原油凝點、黏度和黏壁溫度大幅下降；隨著加劑濃度的增加，降凝效果逐漸提高；加劑濃度為100×10-6時，可使原油凝點降低14～15 ℃，在40 ℃、剪切率20 s-1時黏度下降41.3%，含水率80%、剪切率20 s-1時原油黏壁溫度降低11～12 ℃；之后再提高加劑濃度，降凝效果改善不明顯。說明該納米復合降凝劑能夠均勻分散在高含水原油中，有效改變蠟晶結(jié)構(gòu)和強度，從而大幅降低原油凝點、黏度及原油黏壁溫度，保障高含水原油低溫流動的安全性。

表7 納米復合降凝劑評價結(jié)果

于2019年2月在文衛(wèi)采油一區(qū)M486和511C單井作為現(xiàn)場試驗井，這兩口井產(chǎn)液量較低、井口回壓高、含水率80%左右。采用柱塞泵連續(xù)向油井油套環(huán)空間點滴加注降凝劑，加劑濃度100×10-6，利用井底的熱力和抽油時的攪拌條件實現(xiàn)含水原油與藥劑的充分混合，達到降低原油黏壁溫度效果。如表8所示，納米復合降凝劑加注后，井口回壓顯下降，取得了良好的效果，加注10 d后取消井口加熱爐，停爐后井口回壓無明顯變化，實現(xiàn)了冬季單井管線常溫集輸。

表8 納米復合降凝劑單井加注現(xiàn)場試驗工藝參數(shù)

2.4 低溫高效破乳劑處理工藝

實施常溫集輸后，較低溫度下原油的析蠟量增加，使原油黏度上升、油水界面膜強度和油包水乳狀液穩(wěn)定性提高，可能導致常規(guī)破乳劑破乳和分離器脫水效果下降。以酚醛樹脂和四乙烯胺類為引發(fā)劑、無機堿為催化劑，與環(huán)氧丙烷、環(huán)氧乙烷聚合，研發(fā)了水溶性低溫高效破乳劑，分子質(zhì)量8 000左右。進行低溫高效破乳劑室內(nèi)評價，在加注量50×10-6、30 ℃下的脫水率達到94%。對納米復合降凝劑和低溫高效破乳劑的配伍性進行實驗，破乳劑對降凝劑的降凝效果沒有影響，由于降凝劑能夠改善蠟晶結(jié)構(gòu)和分布狀態(tài)，對破乳劑的效果有一定促進作用。

2019年1月在馬14號計量站進行現(xiàn)場加注試驗，通過現(xiàn)有加注設備進行加注，濃度為50×10-6，高含水原油由馬14號站經(jīng)馬二集油干線進入馬寨聯(lián)合站，三相分離器出口含水率由11%降至6%，脫水效果得到明顯改善。

明一聯(lián)合站三相分離器工作溫度降低后，含水率升高至21%。于2019年6月在衛(wèi)30號計量站進行現(xiàn)場加注，濃度為80×10-6，現(xiàn)場加注裝置如圖5所示。高含水原油由衛(wèi)30號站經(jīng)衛(wèi)二線進入明一聯(lián)，加注5 d后三相分離器出口含水率由21%降至8%，取得了明顯的脫水效果。

圖5 低溫高效破乳劑現(xiàn)場加注裝置Fig.5 Field injection apparatus of low-temperature and high-efficiency demulsifier

2.5 集輸管網(wǎng)優(yōu)化工藝

2.5.1 單井集油管線優(yōu)化

優(yōu)化前文衛(wèi)油區(qū)有87.5%的油井采用放射狀單井集輸方式進入計量站，單井管線長度較長、液量偏低、井口回壓較高，常溫集輸受到限制。單井非承載式功圖計量技術應用后，計量站簡化為計量閥組，可根據(jù)油井分布情況優(yōu)化單井集油管線路由，采用“枝狀串接”集輸方式進入附近支干線，減少管線長度，同時解決舊管線腐蝕穿孔帶來的問題；以大液量帶動小液量，合理提高單井集油管線流速，降低單井集油管線輸送時熱損失，降低井口回壓，實現(xiàn)井口無加熱爐生產(chǎn)。以明1號計量站單井管網(wǎng)優(yōu)化情況為例進行說明，優(yōu)化情況如圖6所示。

圖6 明1計量站單井管網(wǎng)優(yōu)化示意圖Fig.6 Optimization of the gathering line network to Ming 1 metering station

根據(jù)明7計量站所轄單井管網(wǎng)情況，取消腐蝕嚴重的明389井和明400側(cè)井單井管線；明212側(cè)井和明389井單井管線串接后接已建干線，優(yōu)化單井管線路由；將明52井、明400側(cè)井串聯(lián)后接入396井單井外輸管線，中途接入明391井，4口井串接后直接跨站接入已建集輸支干線，共新建單井管線1 000 m。改造后原加熱油井明396和明389實現(xiàn)常溫集輸，同時最遠的明52井井口回壓由改造前1.2 MPa下降至1.0 MPa。

2.5.2 集輸干線優(yōu)化

將路由相近、腐蝕老化嚴重且集輸效率低的集輸干線進行優(yōu)化合并，提高管輸效率，減少維護成本。以明2線優(yōu)化為例進行說明，圖7為明2線優(yōu)化改造示意圖。

圖7 明二線優(yōu)化示意圖Fig.7 Optimization of Ming second trunk line

優(yōu)化前，明8計量站、明11計量站、明15計量站液量合計427.8 t/d，管線外輸規(guī)模為450 t/d；明9計量站液量為207.6 t/d，管線外輸規(guī)模為250 t/d。將明二線中明9計量站合并至明五線，原明二線液量并入明一線，明二線停用。

優(yōu)化后，明一線管輸液量由943.4 t/d上升至1 151.0 t/d，明五線管輸液量由834.5 t/d上升至1 262.3 t/d，同時減少了集輸干線長度2.2 km。管網(wǎng)回壓明顯降低，原明9計量站回壓由0.68 MPa降至0.59 MPa，明2線及明5線已建最遠油井井口回壓由1.32 MPa下降至0.95 MPa。明二中轉(zhuǎn)站進站溫度由36 ℃下降至32 ℃，停用4座計量站加熱爐。

3 應用效果

將以上關鍵工藝技術作為主體，形成中原油田東濮老區(qū)高含水原油常溫集輸技術系列，集成應用在文衛(wèi)油區(qū)，整體實施效果如表9所示。2019—2020年，文衛(wèi)油區(qū)共撤銷單井加熱爐67臺，計量站加熱爐28臺，集輸系統(tǒng)運行安全平穩(wěn)，平均溫度下降3.9 ℃，平均集輸系統(tǒng)效率由36.3%提高至40.8%。每年可降低天然氣用量197.1×104m3，節(jié)約燃料費、維修費等成本536.4萬元，增加輕烴產(chǎn)品收入75.8萬元。此外，降低了安全風險和環(huán)境污染，大幅消除安全環(huán)保隱患點，減少安全環(huán)保治理費用。高含水原油常溫集輸技術是支撐老油田高含水期地面系統(tǒng)整體重構(gòu)優(yōu)化的關鍵，有效保障了油田地面系統(tǒng)低耗高效、綠色低碳運行，成功推動了油田提質(zhì)增效，取得了顯著的經(jīng)濟效益和社會效益，并具有良好的推廣應用前景。

表9 常溫集輸技術應用效果

4 結(jié)論

(1)提出了單井集油管線和集輸干支線常溫集輸安全技術界限，科學指導了單井加熱爐和計量站加熱爐的撤減。

(2)研發(fā)了納米復合降凝劑和低溫高效破乳劑，形成常溫集輸加劑處理配套工藝，拓寬了常溫集輸應用范圍。

(3)通過集輸管網(wǎng)路由優(yōu)化，大幅減少了集輸管線長度，提高了管道液量，降低了井口回壓，有助于常溫集輸?shù)倪M一步實施。

(4)形成以“單井和計量站常溫輸送條件、納米降凝劑和低溫破乳劑處理工藝、集輸管網(wǎng)優(yōu)化工藝”為主體的中原油田東濮老區(qū)高含水原油常溫集輸技術系列，在文衛(wèi)油區(qū)集成應用后，撤減單井加熱爐67臺、計量站加熱爐28臺，每年可減少天然氣用量197.1×104m3、創(chuàng)效612.2萬元，有效保障了油田地面集輸系統(tǒng)安全高效、綠色低碳運行，取得了顯著的社會經(jīng)濟效益。