張潮 (中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300451)

1 研究背景

1.1 某油田生產(chǎn)流程基本概述

近年來，海洋石油的開發(fā)規(guī)模持續(xù)壯大，為了更經(jīng)濟的開展油氣開采，所采取的模式通常是建立一座中心平臺，在中心平臺周圍建立若干個井口平臺，井口平臺通常只進(jìn)行簡單的計量后直接外輸至中心平臺進(jìn)行進(jìn)一步處理，在含水率達(dá)到一定要求后外輸至陸地終端進(jìn)行進(jìn)一步的處理，外輸含水率將直接影響海管的外輸效率。

渤海油田某中心平臺接收本平臺及來自上游井口平臺A、B 兩座井口平臺的生產(chǎn)的全部物流，由于A 井口平臺原油物性為高含蠟原油、B 井口平臺原油物性為稠油油田，因此為了確保海管的安全穩(wěn)定運行，該兩座井口平臺需摻水外輸至中心平臺處理[1]。在中心平臺A、B 兩個井口平臺的物流登陸后與中心平臺生產(chǎn)物流混合后直接進(jìn)入生產(chǎn)分離器進(jìn)行處理，經(jīng)生產(chǎn)分離器分離出的氣相去天然氣增壓系統(tǒng)，分離出的水去生產(chǎn)水處理系統(tǒng)，分離出的含水率40% 的原油經(jīng)原油加熱器加熱至80 ℃左右后，進(jìn)入熱處理器進(jìn)行進(jìn)一步的分離。熱處理器分離出的含水20%的油經(jīng)原油外輸泵增壓后，經(jīng)外輸海管輸送至生產(chǎn)輔助平臺平臺，再由生產(chǎn)輔助平臺外輸至陸地終端進(jìn)行進(jìn)一步處理。

1.2 生產(chǎn)流程實際運行情況

根據(jù)某油田ODP 設(shè)計要求，中心平臺接收以及自身生產(chǎn)的原油經(jīng)過生產(chǎn)分離器和熱處理器兩級處理后，原油外輸含水率要求20%。但是需要注意的是，原油外輸含水率較高，增加下游平臺生產(chǎn)處理系統(tǒng)的負(fù)荷，最終造成到終端整體外輸含水率升高。在流程負(fù)荷遠(yuǎn)低于設(shè)計處理能力的工況下，目前原油處理量雖然在ODP 設(shè)計范圍之內(nèi)，但下游平臺流程波動有一定的影響，同時，隨著油田的持續(xù)開發(fā)，油田原油處理量也將隨之上漲，如果不采取措施，含水率將持續(xù)上漲，隨著生產(chǎn)油井的不斷開發(fā)，海管負(fù)荷逐步增加，外輸含水率的不斷增加，一方面增加海管的負(fù)荷，另一方面進(jìn)一步增加下游平臺的流程負(fù)荷，加大采油成本。

根據(jù)2021 年7 月油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計情況，目前某中心平臺至下游生產(chǎn)輔助平臺油氣混輸海管入口化驗原油含水率穩(wěn)定在10%～15%，能夠滿足油田ODP 的設(shè)計，但是在新投產(chǎn)井，以及修井作業(yè)返排等不確定因素的影響下，會造成外輸含水有一定程度的波動，有時會接近甚至超過設(shè)計值，增加下游設(shè)備的處理壓力。

目前某原油生產(chǎn)處理系統(tǒng)流程為：生產(chǎn)分離器+生產(chǎn)熱處理器兩級處理流程，通過外輸泵將低于20%含水率的原油輸送至下游生產(chǎn)輔助平臺。設(shè)計處理原油處理量為5 120 m3/d，目前實際情況生產(chǎn)分離器入口量為3 669 m3/d，不足流程設(shè)計處理能力的72%，這種情況原油外輸含水率仍存在偏高的情況，表1 為7 月某中心平臺兩級設(shè)備處理后的原油含水率。

表1 兩級設(shè)備處理后的原油含水率

根據(jù)原油系統(tǒng)各級出口含水和外輸海管化驗含水分別與達(dá)標(biāo)值進(jìn)行對標(biāo)可知，化驗值均偏高，多數(shù)在設(shè)計值邊緣波動，可以看出導(dǎo)致外輸含水偏高的原因是油系統(tǒng)各級分離器脫水效果不佳，增加了流程處理負(fù)擔(dān)，從而導(dǎo)致原油外輸含水率偏高。

2 理論研究分析

2.1 接收液量較大加重生產(chǎn)分離器負(fù)荷

根據(jù)現(xiàn)狀調(diào)查所知，井口平臺A 平臺和井口平臺B 平臺海管摻水量均符合設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)，但上游摻水量較大均接近設(shè)計值，處理液量的增加將會降低在生產(chǎn)分離器中的滯留時間，沉降時間變短進(jìn)而導(dǎo)致原油脫水效率變低。所以需要降低上游兩個平臺海管摻水量，降低無效產(chǎn)液量，從源頭降低原油含水率，使進(jìn)入生產(chǎn)分離器的原油含水率降低，減少分離器和熱處理器的原油處理負(fù)擔(dān)，提高滯留時間，從而提高分離效果，降低外輸含水率。

2.2 分離器油水界面控制高度

由于該油田分離器均為堰板式分離器，無獨立水室，混合室為油水共存分離沉降的主要艙室，因此在混合室中油水界面高度不宜設(shè)置過高，由于井口平臺A、B 平臺均為油氣水混輸模式輸送至中心平臺，由于油氣水密度、黏度不同，運行速度也不相同，在長距離輸送過程中容易產(chǎn)生堵塞現(xiàn)象，導(dǎo)致進(jìn)入生產(chǎn)分離器的含水率處于持續(xù)波動狀態(tài)，因此在保證污水水質(zhì)的前提下盡量將油水界面進(jìn)行下調(diào)[2]，當(dāng)大水量進(jìn)入分離器時，不會造成油水界面過高而降低脫水效率。

2.3 生產(chǎn)分離器溫度低導(dǎo)致分離效率低

該油田中心平臺生產(chǎn)分離器入口未設(shè)計加熱器，A、B 井口平臺生產(chǎn)物流通過較長的海底管道輸送至中心平臺，其出口溫度受海底環(huán)境溫度影響，溫度下降較為明顯，出口溫度均在50 ℃左右與中心平臺生產(chǎn)物流充分混合后進(jìn)入生產(chǎn)分離器，生產(chǎn)分離器實際運行溫度在54 ℃左右。溫度是影響原油脫水的重要因素，溫度越高油水分子越容易分離，于此同時，溫度對破乳劑的藥效作用也起到了至關(guān)重要的作用，因此提高物流溫度是提高原油脫水效率的重要手段。

3 現(xiàn)場實施調(diào)整策略

3.1 降低井口平臺A、B 平臺混輸海管摻水量

現(xiàn)場通過對A、B 平臺綜合油樣進(jìn)行化驗分析，發(fā)現(xiàn)其凝點均低于ODP 設(shè)計階段的數(shù)據(jù)?，F(xiàn)場重新對摻水量進(jìn)行核算，明確海管安全穩(wěn)定運行的邊界條件，避免對海管的運行帶來不利的影響，需重新進(jìn)行理論分析。為了確保海管的安全穩(wěn)定運行，需同時滿足海管出口溫度不低于原油凝點以上3 ℃，以及出口安全停輸時間不小于2 h 為原則。根據(jù)蘇霍夫(Sukhov)溫降公式進(jìn)行計算在不同摻水量下海管出口溫度，其中公式中管外環(huán)境溫度按照海床溫度按照全年最低溫度-1.4 ℃計算[3-4]。

式中：T1，T2為管道起點、終點溫度(℃)；T0為管外環(huán)境溫度(埋地管道取管道中心埋深處地溫)(℃)；D為管道外徑(m)；L為管道長度(m)；Gm為原油質(zhì)量流量(kg/s)；C為原油熱容(J/(kg·℃))；K為管道的總傳熱系數(shù)(W/(m2·k))。

根據(jù)蘇霍夫(Sukhov) 溫降公式在產(chǎn)量不變，海床溫度在-1.4 ℃工況下進(jìn)行計算，計算發(fā)現(xiàn)當(dāng)摻水量為0 時海管出口溫度為24 ℃滿足海管安全運行的條件，通過重新計算校核，如圖1 所示，海管出口溫度與日摻水量關(guān)系曲線，提供過理論計算可將井口平臺A 平臺混輸海管摻水量設(shè)計由約1 500 m3/d 逐步下調(diào)至700 m3/d，同理計算井口平臺B 平臺混輸海管登陸端摻水量由1 140 m3/d 逐步下調(diào)至700 m3/d。

圖1 海管出口溫度與日摻水量關(guān)系曲線

以進(jìn)口平臺A 平臺為例，為了進(jìn)一步提高降低摻水試驗的安全性，對該油田綜合油樣進(jìn)行取樣分析不同水含量的原油乳狀液黏度(MPa·s)，明確反向點，確保海管安全穩(wěn)定運行。如圖2 含水原油乳黏溫曲線所示，在該平臺原油30～40 ℃的時反向點為80%，而根據(jù)目前產(chǎn)量計算摻水量達(dá)到3 200 m3/d 時才將達(dá)到反向點，因此本次試驗摻水量從 700 m3/d 逐步下調(diào)，均不在乳化反向點區(qū)間[6]。

圖2 含水原油乳黏溫曲線

為確保海管安全穩(wěn)定運行，分別對A、B 井口平臺摻水量進(jìn)行了現(xiàn)場先導(dǎo)性試驗，以井口平臺A 平臺為例，采取對摻水量階段性逐步下調(diào)，通過現(xiàn)場實際運行數(shù)據(jù)，對理論數(shù)據(jù)進(jìn)行進(jìn)一步驗證，每階段運行都要大于24 h 進(jìn)行觀察，現(xiàn)場做好對海床溫度、海管進(jìn)出口壓力、溫度、運行壓差、輸送原油、天然氣、生產(chǎn)水等數(shù)據(jù)的采集工作，出現(xiàn)問題及時終止試驗，現(xiàn)場對生產(chǎn)流程及時調(diào)整。當(dāng)海管出口端溫度降至27 ℃ (原油凝點24 ℃) 時，或者海管壓差不斷升高，進(jìn)一步驗證四個現(xiàn)場擬定的預(yù)控措施實際效果[7]： 如表2 所示。

表2 油井單井產(chǎn)量及化驗數(shù)據(jù)

(1)注入防蠟劑、抑制原油析蠟，在海管出口取樣進(jìn)行化驗分析；

(2)將高產(chǎn)液量油井導(dǎo)入計量系統(tǒng)，通過計量加熱器對產(chǎn)液升溫，觀察海管溫度的提溫效果；

(3)在海管入口端注入降粘劑，觀察海管壓差的變化情況；

(4)對高凝點油井進(jìn)行控產(chǎn)。

當(dāng)現(xiàn)場所有預(yù)控措施均已實施，但是海管入口壓力仍產(chǎn)持續(xù)上漲，當(dāng)海管入口壓力上升至2 600 kPa (海管壓力入口壓力高報值，海管壓力高高值為2 950 kPa)，現(xiàn)場停止試驗，恢復(fù)正常摻水作業(yè)，當(dāng)海管運行參數(shù)恢復(fù)正常后，進(jìn)行通球作業(yè)，確認(rèn)海管結(jié)蠟情況。

通過理論計算并通過現(xiàn)場實驗，對井口平臺A、B 平臺摻水量進(jìn)行了下調(diào)，摻水量下調(diào)后混輸海管出口端進(jìn)行取樣化驗發(fā)現(xiàn)含水率下降明顯，于此同時，大大生產(chǎn)分離器的負(fù)荷，提高了沉降時間，有效的降低了各級分離器油相出口含水率，從而降低外輸含水。

3.2 對生產(chǎn)分離器混合室油水界面調(diào)控

根據(jù)生產(chǎn)分離器ODP 設(shè)計參數(shù)，一級生產(chǎn)分離器混合室油水界面相對較高，現(xiàn)將通過中控上位機對油水界面進(jìn)行合理有效的調(diào)控，經(jīng)過現(xiàn)場的探索及數(shù)據(jù)跟蹤，將生產(chǎn)分離器混合室油水界面由1 680 mm下調(diào)至1 550 mm，通過現(xiàn)場含水分析儀及現(xiàn)場化驗證實，含水波動現(xiàn)象得到了有效的緩解，一級生產(chǎn)分離器出口含水率下降比較明顯。

3.3 熱處理器混合室油水界面調(diào)控

根據(jù)熱處理器ODP 設(shè)計參數(shù)，結(jié)合現(xiàn)場實際流程分析，熱處理器混合室油水界面相對較高，現(xiàn)將通過中控上位機對油水界面進(jìn)行合理有效的調(diào)控，經(jīng)過現(xiàn)場的探索及數(shù)據(jù)跟蹤，將熱處理器混合室油水界面由1 360 mm 下調(diào)至1 150 mm，經(jīng)過現(xiàn)場調(diào)控后，通過多次化驗數(shù)據(jù)跟蹤分析得出，原油外輸含水率由15%下調(diào)至2%，相比之前其出口含水率下降了13%，原油外輸含水率下降非常明顯。

3.4 啟動生產(chǎn)水回?fù)奖脼樯a(chǎn)分離進(jìn)行提溫

將熱處理器水相出口至生產(chǎn)水回?fù)奖?，在通過生產(chǎn)水回?fù)奖脤⑸a(chǎn)水轉(zhuǎn)至一級生產(chǎn)分離器入口，從而提高生產(chǎn)分離器溫度溫度增加脫水效率?；?fù)剿脝雍笊a(chǎn)分離器溫度由54℃上調(diào)至60℃，有效的提高了生產(chǎn)分離器的脫水效率，經(jīng)過現(xiàn)場調(diào)控后，通過每日多次化驗數(shù)據(jù)跟蹤分析得出，原油外輸含水率由15% 下調(diào)至1%，如圖3 所示，總體相比之前其出口含水率下降了14%，原油外輸含水率下降非常明顯。

4 結(jié)語

本文是以理論數(shù)據(jù)為依據(jù)，制定詳細(xì)的實驗計劃及應(yīng)對措施，確保在海管的安全穩(wěn)定前提下開展先導(dǎo)性實驗，通過對海管摻水量的下調(diào)，生產(chǎn)分離器及熱處理器油水界面的優(yōu)化調(diào)整，啟動回?fù)剿玫却胧廨敽９芎实玫搅擞行У慕档?。外輸原油化驗含水率由原來?0%～15%，降低至1% 左右。通過對渤海某中心平臺處理流程的調(diào)整，在不加入新的處理設(shè)備的前提下，大幅度降低外輸含水，提高了管輸效率，進(jìn)一步釋放了油井的產(chǎn)能，為提高油田的整體產(chǎn)量提供了堅實的基礎(chǔ)。本文根據(jù)海上稠油油田在降低外輸含水方面實際存在的問題進(jìn)行研究分析，在現(xiàn)場實際應(yīng)用的過程中效果顯著。