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(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司， 天津 300457; 2.天津市寶坻區(qū)安全生產(chǎn)監(jiān)督管理局， 天津 301800)

0 引 言

渤海油田稠油資源儲量規(guī)模大，稠油開發(fā)地位舉足輕重[1-2]。作為海上工程開發(fā)的“生命”運輸線，稠油運輸管道埋設于海底泥土中一定深度，檢查及維修都較為困難，與陸地管輸有較大差異，海上稠油輸送已成為制約海上稠油有效開發(fā)的重要因素之一。目前陸地稠油輸送的降黏減阻方法主要有摻水、摻稀、加熱等方法。王鴻膺等[3]對超稠油在管輸條件下的黏度與溫度及含水量的關(guān)系進行研究，楊露等[4]對稠油摻水的反相點及降黏減阻效果進行試驗評價，均認為稠油摻水降黏輸送是一種經(jīng)濟有效的降黏輸送方法。海上稠油輸送可借鑒陸地輸送方法，但考慮到海洋平臺用電方式、摻水水源選取、輸送流程等因素，海上稠油輸送需要對其輸送方案進行具體詳細的設計研究。

1 某特稠油田概況

A油田為特超稠油油田，位于渤海遼東灣海域，平均水深32 m，東臨B油田(為稠油油田)，距離約4 km。由于距陸地較遠，為降低工程投資，該油田開發(fā)采用全依托方案。根據(jù)油藏方案該油田采用蒸汽吞吐方式進行熱采開發(fā)，油井采出液經(jīng)計量后不在本平臺處理，采用合適的外輸方式輸送至距離較近的B平臺與B平臺原油混合處理。

表1為A油田2個層系的原油基本性質(zhì)，可以看出：20 ℃時稠油密度均大于1，50 ℃時黏度為30 000～50 000 MPa·s，屬于超重質(zhì)特稠油，含硫量低，膠質(zhì)瀝青質(zhì)、含蠟量和凝固點高。高黏的特性給海管輸送帶來了極大的挑戰(zhàn)。

表1 A油田原油基本性質(zhì)

2 A特稠油油田集輸方案分析

目前陸地用于稠油輸送降黏減阻的主要技術(shù)[5-7]有：加熱降黏法、摻輕質(zhì)油稀釋降黏法、加藥劑降黏法、改質(zhì)降黏法、摻水降黏法等。加熱降黏輸送簡單、常規(guī)、方便，但具有投資高、能耗大的缺點。對于摻輕質(zhì)油降黏輸送技術(shù)而言，最主要問題為輕質(zhì)油來源不足。A油田短距離范圍內(nèi)無輕質(zhì)油田，鄰近的B油田同屬稠油油田。同時在海上采用摻輕質(zhì)油降黏輸送法，不僅受平臺周邊油田油品物性的限制，而且需要另外敷設一條輕質(zhì)油管道，投資較大。加藥劑降黏法主要是在稠油中加入化學試劑，從而改變稠油的性質(zhì)，達到降黏的目的。加劑降黏方法廣泛地應用于稠油的開采和運輸過程中，但其針對不同的原油要選用不同的藥劑，破乳后的稠油脫水困難，不僅加大投資且下游的處理難度增加。改質(zhì)降黏方法是通過向稠油中加入一些化學試劑使大分子鏈芳烴轉(zhuǎn)化為小分子的鏈芳烴，從本質(zhì)上降低稠油的黏度。但改質(zhì)降黏的處理量較小，大批量地進行操作必然增加成本投入，同時改質(zhì)降黏對于催化劑的要求也比較高。目前我國的陸地油田遼河油田應用改質(zhì)降黏方法取得成功，但是海上暫無應用先例。摻水降黏法是在稠油中摻入一定量的水，使油井采出液反相，將油為連續(xù)相改為水為連續(xù)相，形成水包油或水漂油輸送，從而降低原油的輸送黏度[8-10]。

根據(jù)該油田原油物性分析試驗報告，油水乳狀液的反相點為含水40%。當含水率大于40%時，乳狀液為水包油狀態(tài)，黏度明顯降低；當含水率低于反相點時，油包水型乳狀液的黏溫性質(zhì)受溫度影響較大，黏度隨著溫度的降低而升高，且在低溫時原油黏度非常大。根據(jù)配產(chǎn)數(shù)據(jù)，該油田生產(chǎn)前4年的含水率一直低于40%，也就是說，如果不考慮摻水外輸?shù)脑?，該油田會面臨在生產(chǎn)過程中管輸跨越反相點的情況，這對生產(chǎn)安全和降本增效都是非常不利的。

不同集輸方案下管輸方案計算結(jié)果見表2，可以看出：如果采用直接外輸?shù)姆桨福瑒t須采用提高外輸溫度或者增大管徑的方法降低外輸壓力，這會大幅增加A油田先導試驗區(qū)井口平臺熱負荷。增大管徑不但增加投資，還降低管輸流速，易造成稠油中重組分和砂沉積。該油田開發(fā)采用全依托方案，平臺不設處理系統(tǒng)和電站，電力依托距其較近的B油田。根據(jù)電力負荷計算，依托電網(wǎng)的剩余負荷余量在A油田投產(chǎn)依托后出現(xiàn)缺口現(xiàn)象，電力負荷不足為制約該油田依托開發(fā)的主要因素之一。因此，必須采取相關(guān)措施降低A油田的電負荷值。

表2 不同集輸方案下管輸方案計算結(jié)果

采用摻水外輸?shù)募敺绞?，一方面可大幅降低外輸溫度和電加熱負荷，另一方面可減小管徑、提高流速，能夠在保證安全生產(chǎn)的基礎上，降低能耗。

3 A特稠油田摻水集輸方案優(yōu)化

為保證管道安全經(jīng)濟的運行，建議采用摻水輸送的管輸方案。根據(jù)該油田具體情況，對管輸指標摻水量、外輸溫度、加熱負荷、外輸壓力等參數(shù)等進行優(yōu)化設計。

以典型年配產(chǎn)為基礎，對不同外輸含水率下的摻水量需求進行核算，結(jié)果見表3。

表3 不同外輸含水下?lián)剿啃枨?/p>

根據(jù)基礎數(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45 ℃。在外輸含水50%～65%、外輸溫度60 ℃～80 ℃范圍內(nèi)，計算不同外輸含水率和外輸溫度下的外輸加熱負荷，結(jié)果如圖1所示，可以看出：加熱負荷隨著外輸含水率和外輸溫度的升高而增加。

不同外輸含水率和外輸溫度下的外輸泵負荷如圖2所示，可以看出：外輸泵負荷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要作用，因此摻水輸送使外輸泵的功率大幅降低，隨著摻水量的增加，外輸泵功率的降低幅度也隨之降低。

圖1 不同外輸含水率、外輸溫度下的加熱負荷 圖2 不同外輸含水率、外輸溫度下的外輸泵負荷

綜合加熱負荷和泵功率兩方面的因素，初步判斷摻水至外輸含水率55%～60%、外輸溫度為60 ℃～65 ℃時、加熱負荷和泵功率都在較合理的范圍內(nèi)。根據(jù)初步判斷，對外輸含水55%～60%、外輸溫度60 ℃～65 ℃區(qū)間內(nèi)的結(jié)果進行細化比較，通過詳細計算，得到不同外輸含水率、外輸溫度下的加熱負荷與外輸泵功率合計負荷值如圖3所示，不同外輸含水率、外輸溫度下管道的壓降值如圖4所示。

圖3 不同外輸含水率、外輸溫度下的合計功率 圖4 不同外輸含水率、外輸溫度下的管道壓降

從圖3和圖4中可以看出：隨著外輸含水率的增加，管道輸送所涉及的總功率隨之增加，管道壓降隨之降低，二者指標相互制約。對外輸含水55%～60%、外輸溫度60 ℃～65 ℃摻水方案下的具體參數(shù)進行經(jīng)濟優(yōu)選，該參數(shù)下輸送管徑不變，不考慮管道及清管球接收(發(fā)射)器的價格變動，僅考慮由于輸送功率不同引起的泵型價位差及全周期操作費的差異。摻水方案參數(shù)見表4。

表4 摻水方案參數(shù)計算

根據(jù)綜合比較，4種參數(shù)方案中所涉及的綜合費用由高到低排序為：55%含水率65 ℃外輸溫度、60%含水率65 ℃外輸溫度、55%含水率60 ℃外輸溫度、60%含水率60 ℃外輸溫度。綜合考慮外輸泵價格、加熱負荷、泵功率等因素，在全壽命周期下進行經(jīng)濟優(yōu)選，建議選擇60%含水、60 ℃外輸，該方案較55%含水、65 ℃外輸方案節(jié)省投資約564萬元。

由于海上集輸管網(wǎng)處于幾近封閉的狀態(tài)，上游摻水量的選取要特別考慮下游是否可以接收處理。本文對A平臺物流以該方案指標進入B平臺處理流程進行校核，A平臺和B平臺總處理液量如圖5所示。

圖5 A平臺和B平臺總處理液量

根據(jù)核算，在A平臺物流以60%含水率進入B平臺流程后，總液量并未超出原B平臺的設計處理能力，因此，A平臺以摻水至60%含水率外輸是可行的。

綜上所述，采用摻水管輸方案后，管道的入口壓力和加熱器負荷大幅降低。由于采用摻水輸送方案，流體混合黏度降低，不會出現(xiàn)隨著輸量降低、海管輸送壓力升高的情況。針對海上稠油管輸，摻水外輸具有簡單、方便、適應性強的特點，在一定程度上解決了該油田依托開發(fā)的瓶頸問題。

4 結(jié) 論

(1)對該特稠油油田摻水管輸方案進行優(yōu)化，分析不同外輸含水率及外輸溫度下的外輸加熱負荷、外輸泵功率、管道壓降，推薦摻水外輸指標：含水60%、溫度60 ℃以上輸送。

(2)經(jīng)過優(yōu)化海上特稠油外輸方案，推薦適用于海上稠油開發(fā)的輸送技術(shù)，降低工程投資并達到了節(jié)能減排的目的，有助于該油田的依托開發(fā)方案的實施，為今后海上稠油管輸設計提供參考。

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