任 超，高慶鴿，馮曉成，趙天福，吳 霞

（中國石油長慶油田分公司第四采油廠，陜西榆林 718500）

綏靖油田2001 年投入大規(guī)模產(chǎn)建，以淺層開發(fā)為主，歷經(jīng)近二十年的勘探開發(fā)，目前整體采出液平均含水率已超過80%，產(chǎn)液量約為50×104m3，產(chǎn)油量約80×103t。集輸態(tài)由“油-水”不連續(xù)相，逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)椤八汀毕?。鑒于原油與水的物性差異，含水上升與原油集輸熱負(fù)荷正相關(guān)，呈拋物線關(guān)系。隨著含水率從50%逐漸增加至95%過程中，加熱負(fù)荷不斷增大，且上升幅度不斷增大[1]。因此，開展從增壓點(diǎn)常溫集輸、轉(zhuǎn)油站控溫集輸方法的研究，可達(dá)到高含水開發(fā)期集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗的目標(biāo)[2]。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 原油樣品DSC 實(shí)驗(yàn)

對綏靖油田特征原油進(jìn)行現(xiàn)場取樣，密封后送達(dá)實(shí)驗(yàn)室。48 h 后預(yù)熱至井底溫度，按集輸壓力2.5 MPa取樣分析，確定含水原油蠟沉積規(guī)律。兩種典型的長2和長6 原油，根據(jù)差示掃描量熱儀工作原理，將無相變、熱焓小的空氣作為參比樣，通過測量輸入到測試樣和參比樣，根據(jù)熱流量之差隨溫度變化函數(shù)關(guān)系，得到DSC 曲線（見圖1），計(jì)算出不同溫度下的析蠟點(diǎn)下的含蠟量。從圖1 對比結(jié)果可以分析，長2 原油析蠟點(diǎn)為25.66 ℃，含蠟量14.56%；長6 原油析蠟點(diǎn)為28.31 ℃，含蠟量13.20%。

圖1 兩種原油DSC 曲線

1.2 原油樣品HMS 實(shí)驗(yàn)

開展“冷流”與“熱流”條件下的實(shí)驗(yàn)，對不同徑向位置的沉積物采用機(jī)械分層取樣法（MSS）與加熱融化取樣法（HMS）進(jìn)行取樣，獲得含蠟量、析蠟點(diǎn)以及碳數(shù)分布等特性參數(shù)。對長2 和長6 兩個原油樣品，按1:1、1:2 混合，取兩個樣品，進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。分別進(jìn)行蠟沉積實(shí)驗(yàn)、不同流速下的沖刷實(shí)驗(yàn)，對比沖刷前后的蠟層厚度，分析油溫和流速對蠟沉積厚度的影響（見圖2）。從圖2 對比結(jié)果中，基本結(jié)論是含蠟量較低的蠟層更容易被原油溶解，含蠟量較高的蠟層則較難溶解；當(dāng)油流與管壁之間不存在溫差時，不會有沉積物生成；提高油流溫度與增加流速都會使沉積物的厚度減小。

圖2 壁溫15 ℃時結(jié)蠟厚度變化與原油不同流量間關(guān)系

1.3 原油樣品黏-溫曲線實(shí)驗(yàn)

現(xiàn)場提取不同區(qū)塊原油樣品凈化穩(wěn)定后，進(jìn)行一定溫度下的黏度測定。結(jié)果表明，不同層位和蠟含量的原油，原油用不同溫度重復(fù)加熱后，其初凝點(diǎn)變化明顯，加熱溫度越高、加熱次數(shù)越多，初凝點(diǎn)越低（見圖3）；從圖3 曲線可知，當(dāng)油溫高于初凝點(diǎn)約6.5 ℃時，原油黏-溫度斜率基本不變。

圖3 綏靖油田長6 層凈化油黏-溫曲線

1.4 不同管材沉積實(shí)驗(yàn)

礦場選擇三類管材，分別為22Cr 雙相不銹鋼、316L 雙金屬復(fù)合管、滌綸纖維纏繞增強(qiáng)復(fù)合管，進(jìn)行結(jié)蠟結(jié)垢速度、管材成本、施工費(fèi)用、運(yùn)營成本等項(xiàng)目的統(tǒng)計(jì)分析。按20 年全生命周期費(fèi)用預(yù)測結(jié)果，滌綸纖維纏繞增強(qiáng)復(fù)合管具有明顯的成本優(yōu)勢，適用于地勢平坦、高含水、液量高、產(chǎn)量低、對抗腐蝕較高要求的油田集輸管線，節(jié)約全周期成本18.5%以上。

2 礦場推廣

2.1 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與現(xiàn)場生產(chǎn)情況對比

（1）室內(nèi)分析數(shù)據(jù)與生產(chǎn)情況的一致性。對綏靖油田站場集輸管線進(jìn)行相關(guān)數(shù)據(jù)調(diào)查，用歷年產(chǎn)液量、集輸量、回壓、管徑、集輸周期、管內(nèi)流速較低（＜2.5 m3/h）等基本數(shù)據(jù)進(jìn)行回歸，當(dāng)井站環(huán)境溫度較低（＜10 ℃）時，對于原油掛壁、結(jié)蠟更為敏感，會引起沿程摩阻急劇增加，并與管線的埋深和保溫層相關(guān)，具體與環(huán)境、緯度、地表等關(guān)聯(lián)；統(tǒng)計(jì)油井原油熱洗、站點(diǎn)恢復(fù)點(diǎn)爐前后回壓變化，全部呈現(xiàn)由小增大、與氣溫和液量相關(guān)；提高場站“水-油”相集輸溫度，回壓下降[1-3]。

（2）夏秋季時，陜北氣溫在20 ℃左右，常溫集輸管道沿程溫變極小，可實(shí)現(xiàn)常溫集輸。冬春季時，陜北平均氣溫在0～6 ℃，實(shí)施加熱集輸?shù)恼军c(diǎn)，必須滿足連續(xù)輸油條件，以保持水-油相在流動狀態(tài)下的較低凝點(diǎn)，進(jìn)站流體溫度控制在20～25 ℃即可滿足。

2.2 礦場應(yīng)用

L 區(qū)5 座站點(diǎn)在不同加溫、加藥工況、脫水效果等因素，礦場現(xiàn)狀為在高含水開發(fā)期，運(yùn)行溫度不低于25 ℃、處理時間超過3 h 時，不加藥即可實(shí)現(xiàn)油水正常分離[4]（見表1）。

表1 長6 油區(qū)站點(diǎn)常溫輸送動態(tài)

到2021 年底，試驗(yàn)站點(diǎn)常溫運(yùn)行39 座，控溫運(yùn)行7 座，常溫輸送井組占比87.6%，滌綸纖維纏繞增強(qiáng)復(fù)合管常溫集輸35 條90.2 km。直接節(jié)約生產(chǎn)運(yùn)行費(fèi)用約257.3 萬元，設(shè)備設(shè)施維護(hù)費(fèi)用571.9 萬元；高含水油田地面系統(tǒng)布局采用“前端加藥+集輸脫水+末端分液”，降低系統(tǒng)運(yùn)行能耗，累計(jì)節(jié)約建設(shè)投資418.2 萬元，節(jié)約運(yùn)行費(fèi)57.3 萬元/年，節(jié)約設(shè)備設(shè)施維護(hù)費(fèi)用406 萬元，節(jié)約天然氣230×104m3，綜合增加效益470.6萬元。

3 結(jié)論

（1）不同層位、不同區(qū)塊的凈化油，其析蠟點(diǎn)和蠟含量是不相同的，溫度升高蠟含量降低，其溫度-濃度存在“傾斜S 形”變化形態(tài)。

（2）含蠟量較低的原油，形成的結(jié)蠟層更容易被液相流速、溫度等外界條件改變，蠟層更容易被原油溶解；含蠟量較高的蠟層則較難溶解。

（3）集輸管道建設(shè)中采用滌綸纖維纏繞增強(qiáng)復(fù)合管，降低建設(shè)與運(yùn)行費(fèi)用，對環(huán)境和生產(chǎn)管理也是非常友好的。