羅煥 趙昕銘 夏敏敏 陳忻 張文棟

（1.大港油田公司采油工藝研究院；2.大港油田公司第二采油廠）

為了提高大港油田稠油以及特稠油油藏的采收率，二氧化碳吞吐開發(fā)應用規(guī)模不斷擴大，但隨之帶來的地面系統(tǒng)問題日益顯著。稠油具有密度大、黏度高的特點，集輸過程中黏滯阻力較大[1]，因此稠油乃至特稠油的集輸是地面關鍵的難點技術之一。另外隨著二氧化碳吞吐的實施，因二氧化碳具有較強的腐蝕性，二氧化碳吞吐腐蝕防控也是亟需解決的又一地面關鍵技術問題。

因此，針對大港某油田特稠油集輸以及二氧化碳吞吐腐蝕防控技術開展研究，以相關油田區(qū)塊原油黏溫物性化驗數(shù)據(jù)為基礎，進行不同集輸工藝和腐蝕防控對策綜合分析，優(yōu)選出經(jīng)濟適用的地面配套工藝技術。

1 特稠油原油物性化驗分析

溫度在50℃時，動力黏度大于400 mPa·s，且溫度為20℃時，密度大于0.916 1 g/cm3的原油屬于稠油。稠油按黏度大小可分為普通稠油、特稠油、超稠油3類，其中動力黏度大于10 000 mPa·s，且小于或等于50 000 mPa·s時，屬于特稠油。

1.1 特稠油黏溫物性化驗分析

在大港某油田區(qū)塊現(xiàn)場提取了油井產(chǎn)出物進行原油黏溫物性化驗，根據(jù)室內(nèi)化驗數(shù)據(jù)，該區(qū)塊混合原油50℃黏度為10 220 mPa·s，20℃時密度為0.984 7 g/cm3，屬于特稠油范疇。從原油黏溫曲線可以看出，隨著溫度的升高，原油黏度逐漸降低，當溫度80℃以上時，原油黏度降至1 000 mPa·s以內(nèi)；隨著含水率的上升，特稠油原油黏度不斷升高，當含水率為73%時黏度最高，達到轉相點，與常規(guī)原油相比，該區(qū)塊特稠油轉相點相對較高，而達到轉相點之后，原油黏度則大幅度下降，含水80%時原油黏度降至100 m Pa·s左右。大港某油田特稠油原油黏溫曲線見圖1。

圖1 大港某油田特稠油原油黏溫曲線Fig.1 Viscosity-temperature curves of extra-viscous oil in Dagang oilfield

1.2 特稠油降黏篩選化驗分析

為了研究特稠油加劑降黏集輸工藝，針對特稠油進行降黏劑篩選試驗分析，根據(jù)原油的黏溫曲線化驗數(shù)據(jù)，選擇在含水73%、溫度70℃條件下進行降黏劑的篩選。通過篩選試驗結果可知，降黏劑DGDV-61的降黏率最大，所以確定該藥劑為最佳降黏劑。降黏劑篩選試驗結果見表1。

表1 降黏劑篩選試驗結果Tab.1 Test results of viscosity reducer screening

在降黏劑篩選基礎上進行了不同加藥量下的降黏效果試驗，降黏劑的降黏效果受含水率、溫度和加藥量等多種因素影響。分別選取兩個工況下的油品進行試驗，油品1：含水73%、溫度70℃，該工況為原油轉相點，黏度最大；油品2：含水40%、溫度70℃，該工況為油井實際綜合含水率和輸送溫度條件。

根據(jù)降黏試驗結果可知，油品1在加藥量為1 000 mg/L時，降黏率超過了90%；當加藥量超過1 000 mg/L時，降黏率繼續(xù)增加，但是增加幅度減慢，從藥劑成本和降黏效果綜合考慮，油品1最佳加藥量為1 000 mg/L。依據(jù)相同的規(guī)律，油品2最佳加藥量為500 mg/L。

根據(jù)試驗結果分析，需從油品特性、藥劑成本、降黏效果等綜合考慮確定最佳加藥量。油品1、2不同加藥量降黏試驗結果見表2。

表2 油品1、2不同加藥量降黏試驗結果Tab.2 Test results of viscosity reduction with different dosage

2 特稠油降黏集輸技術研究

由于稠油的特殊性質，解決稠油集輸問題主要就是進行稠油降黏，目前國內(nèi)外采用的稠油降黏集輸方法主要有加熱降黏法、化學降黏法[1-2]、摻水降黏法、摻稀降黏法等。

根據(jù)大港某油田區(qū)塊產(chǎn)能指標預測，最大產(chǎn)油量為300 t/d，單井采出液在井場匯合集中后輸至7.5 km外的聯(lián)合站進行處理，為了解決該區(qū)塊特稠油管輸問題，采用PIPEPHASE多相流軟件進行多種集輸工藝模擬計算。以原油物性（密度、黏度）和產(chǎn)量數(shù)據(jù)為基礎，以末點進站壓力和起點外輸溫度為邊界條件，以沿程壓損和流速為控制指標建立集輸管道計算模型，分別針對特稠油加熱降黏集輸、加劑降黏集輸、摻水降黏集輸和摻稀油降黏集輸進行模擬計算對比研究。

2.1 加熱降黏集輸

稠油加熱降黏集輸方法主要是通過加熱提高稠油的溫度，降低稠油黏度，從而降低輸送阻力提高稠油輸送的流動性。加熱降黏應用范圍比較廣、方式多樣，包括電加熱、熱源伴熱、加熱爐集中加熱等，其缺點是能量消耗大[3-4]。

根據(jù)研究區(qū)塊油品黏溫數(shù)據(jù)和產(chǎn)能指標情況，首先進行加熱集輸模擬計算，吞吐前期綜合含水約為40%，因此工藝參數(shù)按油量300 t/d，含水40%，選取兩種不同規(guī)格管徑進行模擬計算。當起點溫度加熱到90℃時候，管道沿程壓損超過10 MPa，目前油田通常應用的集輸管道設計壓力為4 MPa，根據(jù)井場出口壓力，需選用的管道設計壓力和輸油泵壓力超高，不經(jīng)濟，因此加熱方式無法實現(xiàn)該區(qū)塊特稠油集輸。加熱集輸模擬計算結果見表3。

表3 加熱集輸模擬計算結果Tab.3 Results of heating gathering simulation

2.2 加劑降黏集輸

加劑降黏法主要是在稠油中加入一些化學試劑來改變稠油的性質，達到降黏的目的，從而改善輸送效率，提升管道輸送量[5]。

針對研究區(qū)塊特稠油進行了加劑降黏集輸模擬，根據(jù)前述降黏試驗結果選擇含水40%、溫度70℃條件進行計算，該條件下稠油黏度由7 210 mPa·s降至940 m Pa·s，以此黏度作為基礎物性參數(shù)，輸量和管道規(guī)格選擇與加熱降黏計算相同，經(jīng)過模擬計算，降黏集輸沿程壓損也超過4 MPa，在目前選擇的降黏劑情況下降黏方法也無法滿足研究區(qū)塊特稠油的集輸需求。加降黏劑集輸模擬計算結果見表4。

表4 加降黏劑集輸模擬計算結果Tab.4 Results of viscosity-reducing gathering simulation

2.3 摻水降黏集輸

摻水集輸是一種針對高黏度、高凝點、高含蠟油品而采用的一種集輸工藝技術，在稠油中摻入大量的常溫水、熱水或者活性水后水一起混輸，起到降低輸送油品黏度并保證管道輸送溫度從而提高稠油流動性的作用[6]。

根據(jù)研究區(qū)塊原油黏溫化驗結果，選擇摻水80%輸送，按最大油量300 t/d、起點輸送溫度70℃、選擇不同規(guī)格管道進行模擬計算。通過對比?114×5 mm規(guī)格管道經(jīng)計算壓降和流速偏大，不符合集輸需求；?219×7 mm管線流速較低、管徑較大不經(jīng)濟；綜合考慮，選擇?159×6 mm集輸管線，壓降和流速都滿足輸送需求。因此，摻水降黏方式可以實現(xiàn)該區(qū)塊特稠油集輸。摻水集輸模擬計算結果見表5。

表5 摻水集輸模擬計算結果Tab.5 Results of watermixing gathering simulation

2.4 摻稀油降黏集輸

摻稀油集輸是指在稠油中摻入黏度較低的稀油進行稀釋，根據(jù)相似相溶原理，使得混合后稠油的黏度大幅度降低，從而減小流動阻力，提高流動性。稠油摻稀輸送的主要影響因素是稀油黏度和摻稀比例，稀油黏度越低，混合后降黏率越高；摻稀比例越大，降黏效果越顯著[7]。在實際生產(chǎn)中，若是稠油區(qū)塊附近可利用的輕質油來源方便并且充足時，摻稀集輸也是一種比較有效的降黏方法。

針對研究區(qū)塊特稠油開展了摻稀降黏試驗，選用稀油密度（20℃）為873.9 kg/m3，黏度17.17 m Pa·s（50℃）和13.19 m Pa·s（60℃），稀油與稠油同比例進行原油黏溫化驗分析。根據(jù)化驗結果可知，摻稀比例1∶1和0.8∶1時特稠油降黏率可達98%；摻稀比例0.6∶1和0.5∶1時降黏率可達93%。不同摻稀比例特稠油黏度化驗結果見表6，不同摻稀比例降黏率曲線見圖2。

表6 不同摻稀比例特稠油黏度化驗結果Tab.6 Viscosity test results of different mixing ratio

圖2 不同摻稀比例降黏率曲線Fig.2 Viscosity reduction curves of different mixing ratio

研究區(qū)塊最大產(chǎn)油量300 t/d，該區(qū)塊附近可利用的稀油比例為0.8∶1，按綜合含水40%、起點溫度70℃進行模擬，管徑分別選取三種規(guī)格。根據(jù)計算結果綜合對比?159×6 mm集輸管線滿足輸送需求，摻稀降黏方式也可以實現(xiàn)該區(qū)塊特稠油集輸。摻稀集輸模擬計算結果見表7。

表7 摻稀集輸模擬計算結果Tab.7 Results of thin oilmixing gathering simulation

通過上述4種降黏集輸方式模擬計算，大港某油田區(qū)塊摻水集輸和摻稀油集輸可以解決特稠油地面集輸問題，將這兩種工藝進行優(yōu)缺點及經(jīng)濟性對比，集輸工藝對比見表8。摻稀油集輸需要單獨敷設稀油管線至稠油區(qū)塊，施工量較大、工程投資較高，并且可利用的稀油量隨著油田的開發(fā)具有不確定性，會影響摻稀降黏效果。而摻水集輸工藝較為成熟，在油田應用較多，工程量少、投資低，綜合分析大港某油田特稠油區(qū)塊優(yōu)選摻水集輸工藝。

表8 集輸工藝對比Tab.8 Comparison of gathering technology

3 二氧化碳吞吐腐蝕防控技術研究

隨著二氧化碳吞吐技術的應用，在油井生產(chǎn)過程中起到了原油增產(chǎn)、稠油降黏的作用[8-9]，但是二氧化碳溶于水后具有較強的腐蝕性，二氧化碳采油諸多環(huán)節(jié)存在腐蝕工況，體現(xiàn)出“腐蝕鏈”的特征，對于地面集輸系統(tǒng)和處理系統(tǒng)的腐蝕影響也是逐漸加劇，因此針對二氧化碳吞吐開展腐蝕防控對策研究。

3.1 二氧化碳吞吐腐蝕研究

二氧化碳是一種碳氧化物，常溫常壓下是一種無色無味氣體，二氧化碳的化學性質不活潑，不能燃燒也不支持燃燒，但它屬于酸性氧化物，具有酸性氧化物的通性，在潮濕環(huán)境下或溶于水后具有極強腐蝕性，主要是由于與水反應生成碳酸H2CO3，碳酸發(fā)生電離在鋼表面產(chǎn)生電化學反應形成腐蝕產(chǎn)物[8-9]。

二氧化碳腐蝕類型主要有均勻腐蝕和局部腐蝕，發(fā)生均勻腐蝕時金屬全部（或者大部分）面積均勻受到破壞，均勻腐蝕速率受金屬表面的腐蝕產(chǎn)物膜控制；局部腐蝕的類型主要有點蝕、臺地狀腐蝕和環(huán)狀腐蝕[10]等，不同的流體環(huán)境會發(fā)生不同的局部腐蝕。

二氧化碳腐蝕受多種因素的影響，主要有CO2分壓、溫度、介質流速以及介質中水含量等[11]。在石油行業(yè)對于二氧化碳腐蝕嚴重程度采用CO2分壓作為判據(jù)，CO2分壓越高腐蝕越嚴重；而在相同的分壓下，還受其他多種因素綜合影響，二氧化碳對系統(tǒng)腐蝕影響程度還需要根據(jù)具體情況具體分析。二氧化碳腐蝕影響因素見表9。

表9 二氧化碳腐蝕影響因素Tab.9 Influence factors of carbon dioxide corrosion

3.2 二氧化碳腐蝕防控對策

含有二氧化碳的油井采出液對地面系統(tǒng)具有一定的腐蝕風險，如果腐蝕嚴重將會引起油氣泄漏，當不能被及時發(fā)現(xiàn)時有可能發(fā)生火災爆炸，從而帶來安全事故和環(huán)境污染。針對二氧化碳腐蝕風險，地面系統(tǒng)應采取一定的腐蝕防控對策，保障油田生產(chǎn)、消除安全隱患[12-13]。

針對二氧化碳吞吐地面工藝系統(tǒng)，主要以材料防腐為主、化學防腐為輔。目前大港油田二氧化碳吞吐區(qū)塊，對于新建的地面集輸管道，推薦選用PE碳鋼復合管或采用具有耐CO2腐蝕與滲透的非金屬管材，不同管材具有各自的優(yōu)缺點和適應性，需根據(jù)具體的集輸條件和投資概算進行綜合選擇。

在材料防腐基礎上或對于已建集輸系統(tǒng)，配套緩蝕劑注入裝置，對地面系統(tǒng)實施更好的防腐保護；同時進行腐蝕在線監(jiān)測跟蹤，及時了解地面管線腐蝕情況，確保安全生產(chǎn)、平穩(wěn)運行。不同防腐管材對比情況見表10。

表10 不同防腐管材對比情況Tab.10 Comparison of anti-corrosive pipes

4 結論

根據(jù)對大港某油田區(qū)塊特稠油降黏集輸工藝研究，該區(qū)塊原油屬于特稠油，加熱集輸和加降黏劑集輸不能滿足輸送需求，摻水集輸和摻稀油集輸能夠實現(xiàn)該區(qū)塊稠油輸送。根據(jù)實際生產(chǎn)情況，摻稀降黏效果受稀油量影響不能保證達到所需的降黏效果，綜合分析，摻水集輸工藝更為成熟，在油田應用較多，是該區(qū)塊最為經(jīng)濟適用的集輸方式。

二氧化碳腐蝕也是地面工藝系統(tǒng)面臨的關鍵技術問題，對于新建集輸管線和處理設備，應選擇耐腐蝕材質，并配套腐蝕在線監(jiān)測裝置跟蹤監(jiān)測腐蝕情況，同時配套緩蝕劑注入系統(tǒng)降低腐蝕影響，保障油田正常生產(chǎn)。

通過對特稠油二氧化碳吞吐地面配套關鍵技術的研究，有效解決了特稠油管道集輸問題和二氧化碳吞吐采出液腐蝕防控問題，為油田安全平穩(wěn)生產(chǎn)運行提供了有力的技術支撐。