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至接收端中心平臺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，管道再啟動壓力大，對后續(xù)的再啟動帶來風(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?？梢钥吹?，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。