海上超稠油輸送工藝研究

李鵬程,陳宏舉,周良勝,李 根

中海石油（中國）有限公司北京研究中心,北京100028

1 概述

我國稠油資源豐富，儲量超過80×108t，主要分布于新疆油田、遼河油田、海洋油區(qū)、塔河油田等地，是繼美國、加拿大和委內(nèi)瑞拉之后的世界第四大稠油生產(chǎn)國。渤海是我國海上稠油儲量最多的海域[1]，在目前發(fā)現(xiàn)的33×108t石油儲量中，稠油占比達(dá)85%。

稠油是一種密度大、黏度高、流動性差且容易凝固的原油，而超稠油由于其膠質(zhì)與瀝青質(zhì)含量更高，其在50℃時的動力黏度大于50 000 mPa·s，呈現(xiàn)高黏滯性特征，流動性極差，常溫下接近固體形態(tài)。超稠油在管道輸送過程中的管道壓降損失很大，難以實(shí)現(xiàn)安全穩(wěn)定輸送，因此如何經(jīng)濟(jì)合理地降低黏度成為其外輸?shù)年P(guān)鍵。

渤海旅大5-2北油田是我國首個海上超稠油熱采開發(fā)油田，平臺生產(chǎn)井采用蒸汽吞吐方式開發(fā)，各生產(chǎn)井物流匯合進(jìn)入生產(chǎn)分離器進(jìn)行脫氣和脫水，再由靜電聚結(jié)分離器脫水至含水50%后經(jīng)外輸泵增壓，通過長度3.9 km、管徑10 in（1in=25.4 mm）的管道外輸至中心處理平臺，與其他稀油混合后進(jìn)一步處理至合格原油。

2 海上降黏輸送工藝

超稠油實(shí)現(xiàn)管道輸送的關(guān)鍵是降低油品黏度，同時最大限度地利用平臺已有設(shè)施，降低投資，減少管道輸送費(fèi)用。實(shí)現(xiàn)超稠油高效輸送的工藝主要包括加熱輸送、摻水輸送、摻稀輸送、表面活性劑降黏和改質(zhì)降黏等[2]。

2.1 加熱輸送

超稠油的黏溫敏感性強(qiáng)，溫度每升高10℃,黏度降低一半左右[3]，表1為旅大5-2北油田超稠油含水乳化油黏溫關(guān)系。

表1 旅大5-2北油田超稠油黏溫關(guān)系

加熱輸送即提高管內(nèi)流體溫度，降低黏度以達(dá)到低摩阻輸送目的。加熱輸送一般分為兩種情況，一種情況是在海底管道入口預(yù)先將油品加熱到一定溫度后并對管道保溫，另一種情況是直接在管道沿線設(shè)置電加熱設(shè)施。在海上油田開發(fā)過程中，考慮管道沿線電加熱技術(shù)可靠性和后期維修難度大，通常采用海底管道入口加熱和管道保溫相結(jié)合的方式。加熱輸送雖能有效降低輸送摩阻，但是當(dāng)平臺停產(chǎn)管道停輸后，管內(nèi)超稠油的溫度將降低至環(huán)境溫度，造成管內(nèi)流體黏度特別大而難以重新啟動，因此采用加熱輸送工藝，在海底管道關(guān)停后，需及時對管道中的超稠油進(jìn)行置換，停輸再啟動時需對管道進(jìn)行預(yù)熱。加熱輸送消耗的燃料可占開發(fā)原油產(chǎn)量的1%以上。

2.2 摻水輸送

摻水輸送是在超稠油中摻入大量熱水或活性水，必要時加入破乳劑，抑制超稠油和水在管道輸送中進(jìn)一步乳化。水的加入可以使管道內(nèi)的超稠油反相，將油的連續(xù)相改變?yōu)樗B續(xù)，形成水包油乳狀液或水漂油懸浮液，以減小輸送阻力[4]。摻水輸送的主要缺點(diǎn)是摻水量較大，且會加快海底管道結(jié)垢和腐蝕，到下游平臺后還需大量分離脫水、污水處理及回注。

2.3 摻稀輸送

摻稀輸送是利用有機(jī)溶劑相似相溶原理，按照一定比例將輕質(zhì)原油、汽柴油或天然氣凝析液等低黏油品作為稀釋劑向超稠油中添加，稀釋瀝青質(zhì)膠質(zhì)的濃度，達(dá)到降低黏度的目的[5]。加入稀釋劑后，降黏明顯，可采取等溫輸送工藝，停輸后無需對管內(nèi)流體進(jìn)行置換，并且稀釋劑可循環(huán)利用，經(jīng)濟(jì)性和適應(yīng)性良好。但因?yàn)樾枰∮统浞止┙o，需要修建稀油供給管道，成本較高。

摻入稀釋劑后，混合油品黏度與稀油摻入比例、稀油黏度有關(guān)，公式如下：

式中：μm為混合原油的黏度，mPa·s；μi為第i種組分油的黏度，mPa·s；Xi為第i種組分油的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

2.4 表面活性劑降黏

表面活性劑降黏包括乳化降黏、破乳降黏、吸附降黏，通過表面活性劑使乳狀液由油包水型轉(zhuǎn)變成水包油型，加快其成為游離水和懸浮油，水溶液吸附在管壁上形成水膜，減小流體與管壁之間摩擦從而降低黏度[6]。表面活性劑降黏雖具有成本低、效果好、工藝簡單等特點(diǎn)，但針對特定超稠油，需開展配伍性實(shí)驗(yàn)，篩選出有效的復(fù)配型表面活性劑。

2.5 改質(zhì)降黏

改質(zhì)降黏是采用一種化學(xué)方法將超稠油中的大分子烴分解為小分子烴，進(jìn)而降低輸送稠油的黏度，是一種淺度的原油加工方法，可分為催化加工和熱加工，改質(zhì)降黏在得到低黏低合成原油的同時，其產(chǎn)生的副產(chǎn)品也具有一定的經(jīng)濟(jì)效益[7]。因改質(zhì)降黏受到場地和投資成本制約，對技術(shù)和人員要求都很高，目前在海上油田開發(fā)中應(yīng)用甚少。

除以上方法外，超稠油降黏輸送工藝還包括加減阻劑降黏、微生物降黏、微波降黏、注入超臨界CO2降黏等技術(shù)。超稠油降黏輸送工藝方法雖有很多，但每種方法均有不足之處，如加熱降黏耗能大，摻水輸送耗水量大，摻稀降黏摻稀資源有限，改質(zhì)降黏技術(shù)要求高，表面活性劑降黏針對性較強(qiáng)，對于活性劑要求較高。在工程實(shí)際中，通常將上述兩種或者幾種降黏方法綜合應(yīng)用，可提高降黏效果，降低輸送能耗，提升油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。

3 超稠油輸送工藝方案

在旅大5-2北超稠油油田的開發(fā)中，因海底管道輸送過程缺少摻稀油資源，電伴熱技術(shù)投資高并且維修難度大，稠油改質(zhì)降黏輸送條件受限，基于平臺已有的生產(chǎn)水源及設(shè)施條件，優(yōu)選直接加熱外輸和摻水加熱外輸兩種方案進(jìn)行分析研究。

3.1 直接加熱外輸

平臺各井生產(chǎn)物流在管匯混合后，直接將其加熱到海底管道管材普通碳鋼允許的最高溫度85℃，經(jīng)外輸泵增壓進(jìn)入外輸海底管道，選用8、10、12、14 in管道進(jìn)行分析，不同管徑條件下外輸壓力和海底管道出口溫度見圖1。

圖1 不同管徑條件下外輸壓力和出口溫度

因油品黏度非常高，規(guī)模輸量條件下外輸泵選型困難，根據(jù)設(shè)備廠商反饋，泵出口壓力限定不超4 000 kPa，因此根據(jù)圖1所示，只有14 in管徑符合要求，因此采用直接加熱外輸工藝時，海底管道管徑需要采用14 in。

采用直接加熱輸送工藝，當(dāng)管道輸量大幅度下降時，管內(nèi)超稠油溫度很快降低，引起流體輸送黏度大，導(dǎo)致管道無法正常輸送。因此直接加熱輸送存在最小安全輸量，不同含水率條件下的最小輸量見表2。

表2 不同含水率下的最小輸量

3.2 摻水加熱外輸

平臺最大產(chǎn)油量1 304 m3/d，首先對井口生產(chǎn)物流和混摻水分別加熱至設(shè)定溫度，再分別通過泵增壓后混合至一定含水率外輸。海底管道直徑10 in，在不同含水率（45%、50%、55%、60%、65%）、不同外輸溫度（50、55、60、65、70、75、80℃）輸送時，海底管道外輸壓力和操作能耗見圖2。

圖2 不同外輸條件下外輸壓力和操作能耗

平臺熱站可用于外輸加熱能力約為3 500 kW，基于原油外輸泵增壓能力和平臺加熱能力的限制，結(jié)合圖2分析，建議超稠油外輸含水率60%～65%，外輸溫度54～64℃。

3.3 方案比選

根據(jù)摻水加熱外輸方案研究結(jié)果，對下述四種工況：第一，含水率60%，外輸溫度54℃；第二，含水率65%，外輸溫度54℃；第三，含水率60%，外輸溫度64℃；第四，含水率65%，外輸溫度64℃，與直接加熱外輸方案的操作能耗進(jìn)行對比，結(jié)果見圖3。

圖3 摻水加熱與直接加熱外輸操作能耗對比分析

由圖3可見，直接加熱外輸方案的能耗遠(yuǎn)高于摻水加熱外輸方案，并且直接加熱輸送所需海底管道管徑14 in大于摻水加熱輸送所用管徑10 in，工程投資高，因此該油田超稠油的輸送采用摻水加熱輸送。在摻水加熱輸送方案中，相同外輸溫度下，含水率越高，輸送能耗越低；相同含水率時，提高輸送溫度將大幅提高輸送能耗，因此超稠油外輸含水率建議摻水至65%，外輸溫度建議加熱至54℃。

4 超稠油輸送流動保障方案

4.1 初始啟動與再啟動預(yù)熱

由于超稠油黏度非常大，且黏滯點(diǎn)25℃高于環(huán)境溫度3.2℃，因此管道初始投產(chǎn)或停輸再啟動時，需對管道進(jìn)行預(yù)熱，預(yù)熱水源采用水源井水，水溫45℃，預(yù)熱設(shè)備采用水源井和外輸摻水泵，摻水泵流量50 m3/h，預(yù)熱過程中，海底管道進(jìn)、出口溫度見圖4。

圖4 預(yù)熱過程海底管道進(jìn)、出口溫度變化

4.2 停輸置換

由于超稠油在黏滯點(diǎn)低溫條件下黏度非常大，管道停輸后，管內(nèi)流體黏度會隨著停輸時間的增加迅速增大，導(dǎo)致再啟動時啟動壓力非常高。因此，計(jì)劃停輸和應(yīng)急停輸工況下均需要對管道內(nèi)流體進(jìn)行置換。置換時，考慮采用“水源井+置換泵”的流程，同時考慮“海水+置換泵”作為水源井修井作業(yè)期間的應(yīng)急置換備用流程。水源井泵、海水泵和置換泵（外輸摻水泵）均需要掛應(yīng)急電源，但水源井置換和海水置換流程不同時使用。受置換泵揚(yáng)程限制，管道停輸時間建議不超過14 h。

5 結(jié)束語

旅大5-2北油田超稠油輸送管道是我國海上首條超稠油集輸管道，通過多種輸送工藝定性與定量對比，確定了超稠油高效經(jīng)濟(jì)外輸方案，推薦采用摻水輸送與加熱輸送工藝相結(jié)合的方法，外輸油品建議摻水至含水率65%，外輸溫度建議加熱至54℃。在海底管道初始啟動和再啟動時均需實(shí)施預(yù)熱，停產(chǎn)后對海底管道內(nèi)流體進(jìn)行置換，保證管道的運(yùn)行安全。隨著海上大批超稠油油田的開發(fā)，超稠油的長距離輸送將成為挑戰(zhàn)，未來還需致力于超稠油集輸技術(shù)的進(jìn)一步研究與應(yīng)用，助力海上超稠油的大規(guī)模開發(fā)。