原油降粘減阻新方法在渤海A油田稠油管道輸送工藝設(shè)計(jì)中的應(yīng)用研究

陳榮旗 周曉紅 陳宏舉

(中海油研究總院)

原油降粘減阻新方法在渤海A油田稠油管道輸送工藝設(shè)計(jì)中的應(yīng)用研究

陳榮旗 周曉紅 陳宏舉

(中海油研究總院)

以渤海A油田稠油輸送管道工藝設(shè)計(jì)為基礎(chǔ)，在分析稠油管道降粘減阻措施的基礎(chǔ)上，首次提出稠油管道回?fù)交钚运路椒?。?shí)驗(yàn)分析及軟件模擬結(jié)果表明，該方法可以在一定程度上改善稠油管道輸送條件，能夠有效解決稠油管道降粘減阻的難題，可為今后稠油管道輸送工藝設(shè)計(jì)提供參考。

渤海稠油油田管道輸送工藝降粘減阻回?fù)交钚运?/p>

隨著常規(guī)石油資源的減少和海上油氣田開發(fā)技術(shù)的發(fā)展，越來(lái)越多的海上高粘重質(zhì)原油(稠油)油田進(jìn)入了實(shí)質(zhì)性的開發(fā)階段。稠油組成特點(diǎn)是膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高，輕質(zhì)烴類含量少，決定了其流動(dòng)性的顯著特點(diǎn)是粘度高，但含蠟量不高，凝點(diǎn)較低［1-3］。對(duì)于海上油田稠油輸送工藝來(lái)說(shuō)，解決低溫管道輸送工況降粘減阻問題是海上稠油油田開發(fā)的一個(gè)世界性難題。筆者以渤海A油田開發(fā)中的稠油管道輸送工藝設(shè)計(jì)為基礎(chǔ)，首次提出采用活性水回?fù)郊夹g(shù)改善稠油油水混輸管道的輸送條件，為今后稠油油田管道輸送工藝設(shè)計(jì)提供參考。

1 稠油管道輸送工藝設(shè)計(jì)面臨的問題

擬開發(fā)渤海A油田為稠油油田，位于遼東灣海域，平均水深29 m，西北距已開發(fā)B油田(為輕質(zhì)油油田)約25 km。由于距陸地較遠(yuǎn)，根據(jù)油田總體開發(fā)方案，A油田采取依托B油田開發(fā)的方案，以改善原油上岸輸送條件，即將A油田原油經(jīng)約25 km海底管道輸往B油田，與B油田區(qū)域原油混合后輸往陸上終端。根據(jù)A油田原油粘度高、距依托平臺(tái)距離較遠(yuǎn)的特點(diǎn)，該管線輸送采用合格原油輸送工藝。

渤海A油田原油性質(zhì)屬于典型的高密度、高粘度、低凝點(diǎn)稠油特征，其含水反相點(diǎn)為70%1))中海油研究總院．金縣1-1油田5井區(qū)原油和混合油樣物性分析及脫水試驗(yàn)報(bào)告．2008．。當(dāng)含水率＞70%時(shí)，乳狀液為油水共存體系，粘度明顯降低;當(dāng)含水率在0～70%時(shí)，油包水型乳狀液的粘溫性質(zhì)受溫度影響較大，粘度隨著溫度的降低而升高，且在低溫時(shí)原油粘度非常大。

根據(jù)渤海A油田原油物性，使用PIPEFLO計(jì)算軟件進(jìn)行了5種輸量工況下的管道輸送情況模擬，模擬結(jié)果見表1。由表1可知，在輸油量為1 635 m3/d時(shí)，管道入口壓力已超過10.00 MPaA，而在輸油量為1 024 m3/d時(shí)，管道入口壓力更是超過15.00 MPaA。分析認(rèn)為，隨著溫度降低，原油粘度將大幅度上升，當(dāng)油田生產(chǎn)后期產(chǎn)量衰減時(shí)，雖然管道輸量在降低，但管輸過程中會(huì)出現(xiàn)伴隨管輸溫度降低而導(dǎo)致管輸壓力大幅度上升的現(xiàn)象。因此，這一情況已成為制約油田開發(fā)的關(guān)鍵因素，需要采取合適的原油降粘減阻工藝。

表1 不同工況下渤海A油田稠油管道輸送情況模擬結(jié)果

2 原油降粘減阻新方法研究

目前世界上用于稠油輸送降粘減阻的主要技術(shù)有加熱降粘、摻輕質(zhì)油稀釋降粘、水包油乳化降粘以及水環(huán)減阻，其中加熱降粘是目前主導(dǎo)的稠油降粘減阻輸送方式。對(duì)于海上油田，由于海底管道距離較長(zhǎng)且中間通常無(wú)加熱站，受管道設(shè)計(jì)溫度的限制，加熱降粘方式將導(dǎo)致海上工程投資及能耗的增加;而擬開發(fā)渤海A油田短距離范圍內(nèi)無(wú)輕質(zhì)油田，若從已開發(fā)B油田反輸輕質(zhì)油來(lái)混摻，需要另外鋪設(shè)一條輕質(zhì)油管道，投資增大。另外，穩(wěn)定的水包油乳化劑降粘方式會(huì)造成原油脫水困難，對(duì)于下游設(shè)施尤其是海上設(shè)施影響較大;水環(huán)輸送在長(zhǎng)距離管道輸送中保持水環(huán)的穩(wěn)定性非常困難。因此，需要研究新的降粘方式來(lái)解決油田原油低輸量工況下的輸送問題。

擬開發(fā)渤海A油田原油管道引起管輸壓力升高的主要因素是輸量減小導(dǎo)致的輸送溫度降低，因此，該文主要的研究思路是試圖通過提高管道的輸量，以確保管線在輸送過程中產(chǎn)生的溫降處在可接受范圍，從而達(dá)到降低管輸壓力的目的。基于此，筆者提出對(duì)A油田新建平臺(tái)至B油田中心平臺(tái)的原油輸送管道采用原油摻水輸送方式以維持管道合理的輸送溫度。

采用摻水輸送并保證大部分回?fù)剿诠艿纼?nèi)以游離水形式存在是較為理想的狀況，但考慮到A油田原油的反相點(diǎn)高(70%)，若直接摻水至游離水狀態(tài)則需要很大的摻水量，這對(duì)于海上設(shè)施和海底管道來(lái)說(shuō)其水量和管徑都很難滿足要求;因此，參考平臺(tái)上原油處理中破乳劑的使用，采用向A油田新建平臺(tái)至B油田中心平臺(tái)的原油輸送管道摻活性水(即在回?fù)剿屑尤肫脚_(tái)工藝脫水篩選出的破乳劑，防止摻水后油水乳化形成乳狀液)的方法對(duì)原油進(jìn)行輸送。

2.1 原油回?fù)交钚运畬?shí)驗(yàn)

根據(jù)以上分析，對(duì)渤海A油田生產(chǎn)原油摻加含有化學(xué)藥劑質(zhì)量濃度為200 mg/L的自配水，進(jìn)行原油摻水至含水率40%、50%的乳化實(shí)驗(yàn)，考察加劑原油的乳化程度和穩(wěn)定情況以及在外輸溫度(70℃)下回?fù)交钚运腿闋钜旱拿撍Ч?，并?duì)脫水后原油進(jìn)行粘溫曲線測(cè)試來(lái)判斷穩(wěn)定乳狀液的含水率，從而校核脫水效果。配制乳狀液實(shí)驗(yàn)用儀器采用高剪切乳化機(jī)，轉(zhuǎn)速用測(cè)速儀標(biāo)定。具體實(shí)驗(yàn)步驟如下:在A油田原油完全脫水后，回?fù)阶⑷牖瘜W(xué)藥劑的活性水，分別配制40%、50%的原油活性水乳狀液實(shí)驗(yàn)樣品。將配置好的實(shí)驗(yàn)樣品轉(zhuǎn)移到量筒，靜置15 min，觀察量筒底部是否有游離水出現(xiàn)，若出水，記錄游離水出水量。將量筒放入70℃水浴內(nèi)觀察脫水情況，記錄2 h內(nèi)脫水實(shí)驗(yàn)結(jié)果。對(duì)上層經(jīng)水浴脫水后的原油活性水乳狀液進(jìn)行粘溫性質(zhì)實(shí)驗(yàn)，記錄實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。渤海A油田產(chǎn)出原油回?fù)交钚运畬?shí)驗(yàn)結(jié)果見表2、3。

表2 渤海A油田原油回?fù)交钚运畬?shí)驗(yàn)結(jié)果

表3 渤海A油田回?fù)交钚运撍?20 min后含水原油粘溫?cái)?shù)據(jù)mPa·s

從表2可以看出，隨著回?fù)交钚运康脑黾?，原油乳化性能降?在70℃的水浴中靜置30 min之后，回?fù)?0%和50%活性水的原油乳狀液脫除游離水后含水分別為22.7%和17.5%，其余回?fù)剿杂坞x水的狀態(tài)存在，并且隨沉降時(shí)間延長(zhǎng)，原油含水率逐漸降低，120 min后乳狀液含水率分別達(dá)到19.7%和12.3%。通過對(duì)比表3和文獻(xiàn)1))中海油研究總院．金縣1-1油田5井區(qū)原油和混合油樣物性分析及脫水實(shí)驗(yàn)報(bào)告．2008．中的數(shù)據(jù)，靜置120 min脫除游離水后相應(yīng)的粘溫?cái)?shù)據(jù)與文獻(xiàn)1)中含水20%和10%的粘溫?cái)?shù)據(jù)相近。

通過回?fù)交钚运畬?shí)驗(yàn)可以得出結(jié)論，回?fù)交钚运瓤梢宰柚谷闋钜荷?，還可以使大部分回?fù)剿杂坞x水形式存在，達(dá)到降低反相點(diǎn)，減小摻水量的效果。

2.2 原油回?fù)交钚运斔凸に嚹M

參考實(shí)驗(yàn)結(jié)論，對(duì)渤海A油田新建平臺(tái)預(yù)留摻水流程，后期產(chǎn)量降低后向海底管道回?fù)交钚运?。為避免與原油混和后過泵剪切，回?fù)剿c原油在泵后混和，流程中設(shè)置增壓泵和加熱器以滿足回?fù)降囊蟆?/p>

據(jù)原油回?fù)交钚运畬?shí)驗(yàn)，控制管道入口壓力不超過10.00 MPaA，回?fù)剿堪礉M足輸液量中含水50%考慮，使用PIPEFLO計(jì)算軟件進(jìn)行管輸模擬，模擬結(jié)果見表4。

表4 渤海A油田原油回?fù)交钚运艿滥M結(jié)果

對(duì)比表1和表4可以看出，采用回?fù)交钚运桨负?，管道的出口溫度有了很大程度提高。同時(shí)，由于游離水的存在，管輸流體的粘度相對(duì)于摻水前也有較大幅度的降低，從而使得原油外輸管道的入口壓力也大幅降低?？梢?，在稠油輸送管道中回?fù)交钚运梢愿纳瞥碛凸艿垒斔蜅l件，在一定程度上能夠解決稠油輸送中降粘減阻的難題。

3 結(jié)束語(yǔ)

如何解決稠油管道的降粘減阻問題是制約海上稠油油田開發(fā)的世界性難題。由于針對(duì)稠油管道的加熱降粘、摻輕質(zhì)油稀釋降粘、水包油乳化降粘以及水環(huán)減阻等技術(shù)應(yīng)用于海上稠油油田開發(fā)受到一定程度的限制，本研究提出在擬開發(fā)渤海A油田稠油管道輸送工藝設(shè)計(jì)中利用活性水回?fù)郊夹g(shù)。實(shí)驗(yàn)分析和軟件模擬結(jié)果表明，回?fù)交钚运椒梢允钩碛凸茌敎囟缺３衷诤侠淼姆秶苊獬碛驮诘蜏爻抄h(huán)境中流動(dòng);同時(shí)，回?fù)交钚运笥捎谟杏坞x水的存在，也對(duì)降低稠油粘度起到了很大作用。因此，本文提出的回?fù)交钚运椒梢栽谝欢ǔ潭壬辖鉀Q稠油輸送的降粘減阻問題，促進(jìn)海上稠油油田的開發(fā)。

［1］姜偉．加拿大稠油開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀及我國(guó)渤海稠油開發(fā)新技術(shù)應(yīng)用思考［J］．中國(guó)海上油氣，2006，18(2):123-125．

［2］張健，向問陶，李敏，等．稠油聚合物驅(qū)原油破乳作用機(jī)理研究［J］．中國(guó)海上油氣，2004，16(5):319-323，331．

［3］周思宏．埕島油田提高稠油開發(fā)效果工藝改進(jìn)措施［J］．中國(guó)海上油氣，2007，19(3):193-195．

Application and study of a new viscosity and drag reduction method in the process design of heavy oil pipeline for A oilfield in Bohai Sea

Chen RongqiZhou XiaohongChen Hongju
(CNOOC Research Institute，Beijing，100027)

Based on the process design of heavy oil pipeline for A oilfield in Bohai Sea，the viscosity and drag reduction measures for heavy oil pipeline transportation are analyzed and a new method with mixing active water into heavy oil pipeline is presented．Experimental analysis and software simulation have shown that the method can improve the transportation condition of heavy oil pipeline and solve the problem of viscosity and drag reduction effectively．The study results can be used in the future process design of heavy oil pipeline．

Bohai Sea;heavy oil field;pipeline transportation process;viscosity and drag reduction;mixing active water

2012-01-28

(編輯:夏立軍)

陳榮旗，男，高級(jí)工程師，1985年畢業(yè)于原華東石油學(xué)院油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè)，獲學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)任中海油研究總院工程研究設(shè)計(jì)院院長(zhǎng)，主要從事海洋石油工程與海底管道設(shè)計(jì)與管理工作。地址:北京市東城區(qū)東直門外小街6號(hào)海油大廈(郵編:100027)。