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    高凝高粘原油海管輸送工藝探討

    2021-06-04 01:24:30冀光峰侯辰光把全龍林洞峰
    天津科技 2021年5期
    關(guān)鍵詞:外輸管徑含水

    冀光峰,侯辰光,把全龍,林洞峰,郭 金,陳 希

    (中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津300450)

    1 研究背景

    渤海某油田開發(fā)化鎮(zhèn)組明下段與館陶組原油:明下段地面原油為重質(zhì)油,具有密度高、粘度高、含硫量低、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高、含蠟量中偏高、凝固點(diǎn)高等特點(diǎn);館陶組地面原油為超重質(zhì)油,具有密度高、粘度高、含硫量低、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高、含蠟量中偏高、凝固點(diǎn)高等特點(diǎn)。原油物性如表1所示,采用蒸汽吞吐的開采方式進(jìn)行開發(fā)。

    表1 該油田原油物性 Tab.1 Physical properties of crude oil in oilfield

    2 外輸方式選擇

    該油田原油屬于特稠油范疇,其在低溫下粘度較大。因此該油田井口平臺(tái)至接收端中心平臺(tái)的混輸管道采用雙層保溫管結(jié)構(gòu),埋深1.5m,保溫層采用聚氨酯泡沫材料,保溫層厚度50mm,管道總傳熱系數(shù)按0.85W/(m2·K)考慮,粗糙度按0.05mm考慮。國內(nèi)外高粘原油最為常用的輸送方式為加熱輸送和摻稀輸送,基于該油田原油物性,分別對(duì)這2種輸送方式進(jìn)行水力和熱力計(jì)算,選擇適合于本項(xiàng)目高粘原油的輸送方式。

    2.1 加熱輸送

    根據(jù)采油工藝提供參數(shù),井口物流的平均溫度為70℃,這里選取70、75、80、85℃ 4個(gè)點(diǎn),以2022年該油田至接收端中心平臺(tái)的混輸海管為例,計(jì)算在不同溫度下的輸送情況,計(jì)算結(jié)果如表2所示。

    表2 混輸海管不同輸送溫度下輸送情況 Tab.2 Transportation condition of mixed transportation submarine pipeline under different transportation temperatures

    從表2可以看出:管道入口溫度提高后,管道入口壓力有所下降,但當(dāng)入口溫度高于75℃再提高溫度時(shí),壓降的降低幅度有限,且入口溫度較高,熱負(fù)荷較大。即使選擇85℃外輸,管道壓降仍然較大,特別是一旦停輸后,管道再啟動(dòng)壓力大,對(duì)后續(xù)的再啟動(dòng)帶來風(fēng)險(xiǎn)。因此,不建議采用加熱輸送方式。

    2.2 摻水輸送

    國內(nèi)外常見的稠油輸送方法是摻稀輸送,陸上油田往往摻入稀油、柴油等粘度很小的稀釋劑,而海上由于鋪設(shè)一條稀釋劑的海管成本很高,且海上水資源豐富,所以多采用摻水輸送。同樣以該油田至接收端中心平臺(tái)的混輸海管為例,分別選取10、12、14in(254、304.8、355.6mm)3種管徑進(jìn)行比較,不同管徑下的管道運(yùn)行參數(shù)見表3。

    表3 不同含水率的原油輸送比較 Tab.3 Comparison of crude oil transportation with different water contents

    2.3 采用摻水輸送方式

    從以上結(jié)果可以看出:如果按照井口含水率直接外輸,需要通過提高外輸溫度或者增大管徑的方法來降低外輸壓力,提高外輸溫度會(huì)大幅增加加熱負(fù)荷,增大管徑不但增加投資,還降低了管輸流速,易造成稠油中重組分和砂沉積。

    當(dāng)摻水至60%輸送時(shí),在相同管徑和輸送條件下,壓降較不摻水外輸小很多,且如果不摻水外輸時(shí)需要選擇的管徑為12in,摻水至60%外輸時(shí),管徑僅為10in。因此不推薦按照井口含水率直接外輸。

    綜合考慮,對(duì)該高粘原油采用摻水輸送方式。

    3 摻水輸送方案優(yōu)化設(shè)計(jì)

    為了對(duì)摻水量、外輸溫度、加熱負(fù)荷、外輸壓力等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化,首先對(duì)不同外輸含水率下的摻水量需求進(jìn)行了核算,如表4所示。

    表4 不同外輸含水下?lián)剿啃枨?Tab.4 Water blending demand under different water contents for transport ation

    圖1 不同外輸含水率、外輸溫度下的加熱負(fù)荷 Fig.1 Heating load at different water contents and transportation temperatures

    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35℃。在外輸含水45%~65%,外輸溫度49~62℃范圍內(nèi),計(jì)算了不同外輸含水率和外輸溫度下的外輸加熱負(fù)荷,如圖1所示。可以看到,加熱負(fù)荷隨著外輸含水率和外輸溫度的升高而增加。同時(shí),計(jì)算了不同外輸含水率和外輸溫度下的管線入口壓力,如圖2所示,入口壓力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導(dǎo)因素,因此摻水輸送可使得管線入口壓力大幅降低,但是隨著摻水量的增加,入口壓力的降低幅度也隨之降低。綜合加熱負(fù)荷和管線入口壓力2方面的因素,初步判斷摻水至外輸含水55%~60%,外輸溫度在60~65℃區(qū)間較為合理,使加熱負(fù)荷和入口壓力都在較為合理的范圍內(nèi)。

    圖2 不同外輸含水率、外輸溫度下的管線入口壓力 Fig.2 Pipeline inlet pressure at different water contents and transportation temperatures

    表5 2種輸送工況下管徑選擇 Tab.5 Selection of pipe diameter under two transportation conditions

    根據(jù)初步判斷,在外輸含水55%~60%,外輸溫度60~65℃區(qū)間進(jìn)行細(xì)化比較。接下來從管徑優(yōu)化的角度,對(duì)不同含水率和不同外輸溫度情況進(jìn)行分析。選取含水55%原油在65℃(方案一)下與含水60%原油在60℃(方案二)下2種工況進(jìn)行水力熱力計(jì)算,結(jié)果如表5所示。

    4 結(jié)論

    綜合考慮管道壓降管道投資等因素,方案一選取的管徑為12in,方案二選取管徑為10in,這在一定程度上降低了管道的投資費(fèi)用且管道壓降在合理范圍內(nèi)。據(jù)此建議摻水至60%含水,60℃外輸方案。

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