原油降粘減阻新方法在渤海A油田稠油管道輸送工藝設計中的應用研究

陳榮旗 周曉紅 陳宏舉

(中海油研究總院)

原油降粘減阻新方法在渤海A油田稠油管道輸送工藝設計中的應用研究

陳榮旗 周曉紅 陳宏舉

(中海油研究總院)

以渤海A油田稠油輸送管道工藝設計為基礎，在分析稠油管道降粘減阻措施的基礎上，首次提出稠油管道回摻活性水新方法。實驗分析及軟件模擬結果表明，該方法可以在一定程度上改善稠油管道輸送條件，能夠有效解決稠油管道降粘減阻的難題，可為今后稠油管道輸送工藝設計提供參考。

渤海稠油油田管道輸送工藝降粘減阻回摻活性水

隨著常規石油資源的減少和海上油氣田開發技術的發展，越來越多的海上高粘重質原油(稠油)油田進入了實質性的開發階段。稠油組成特點是膠質、瀝青質含量高，輕質烴類含量少，決定了其流動性的顯著特點是粘度高，但含蠟量不高，凝點較低［1-3］。對于海上油田稠油輸送工藝來說，解決低溫管道輸送工況降粘減阻問題是海上稠油油田開發的一個世界性難題。筆者以渤海A油田開發中的稠油管道輸送工藝設計為基礎，首次提出采用活性水回摻技術改善稠油油水混輸管道的輸送條件，為今后稠油油田管道輸送工藝設計提供參考。

1 稠油管道輸送工藝設計面臨的問題

擬開發渤海A油田為稠油油田，位于遼東灣海域，平均水深29 m，西北距已開發B油田(為輕質油油田)約25 km。由于距陸地較遠，根據油田總體開發方案，A油田采取依托B油田開發的方案，以改善原油上岸輸送條件，即將A油田原油經約25 km海底管道輸往B油田，與B油田區域原油混合后輸往陸上終端。根據A油田原油粘度高、距依托平臺距離較遠的特點，該管線輸送采用合格原油輸送工藝。

渤海A油田原油性質屬于典型的高密度、高粘度、低凝點稠油特征，其含水反相點為70%1))中海油研究總院．金縣1-1油田5井區原油和混合油樣物性分析及脫水試驗報告．2008．。當含水率＞70%時，乳狀液為油水共存體系，粘度明顯降低;當含水率在0～70%時，油包水型乳狀液的粘溫性質受溫度影響較大，粘度隨著溫度的降低而升高，且在低溫時原油粘度非常大。

根據渤海A油田原油物性，使用PIPEFLO計算軟件進行了5種輸量工況下的管道輸送情況模擬，模擬結果見表1。由表1可知，在輸油量為1 635 m3/d時，管道入口壓力已超過10.00 MPaA，而在輸油量為1 024 m3/d時，管道入口壓力更是超過15.00 MPaA。分析認為，隨著溫度降低，原油粘度將大幅度上升，當油田生產后期產量衰減時，雖然管道輸量在降低，但管輸過程中會出現伴隨管輸溫度降低而導致管輸壓力大幅度上升的現象。因此，這一情況已成為制約油田開發的關鍵因素，需要采取合適的原油降粘減阻工藝。

表1 不同工況下渤海A油田稠油管道輸送情況模擬結果

2 原油降粘減阻新方法研究

目前世界上用于稠油輸送降粘減阻的主要技術有加熱降粘、摻輕質油稀釋降粘、水包油乳化降粘以及水環減阻，其中加熱降粘是目前主導的稠油降粘減阻輸送方式。對于海上油田，由于海底管道距離較長且中間通常無加熱站，受管道設計溫度的限制，加熱降粘方式將導致海上工程投資及能耗的增加;而擬開發渤海A油田短距離范圍內無輕質油田，若從已開發B油田反輸輕質油來混摻，需要另外鋪設一條輕質油管道，投資增大。另外，穩定的水包油乳化劑降粘方式會造成原油脫水困難，對于下游設施尤其是海上設施影響較大;水環輸送在長距離管道輸送中保持水環的穩定性非常困難。因此，需要研究新的降粘方式來解決油田原油低輸量工況下的輸送問題。

擬開發渤海A油田原油管道引起管輸壓力升高的主要因素是輸量減小導致的輸送溫度降低，因此，該文主要的研究思路是試圖通過提高管道的輸量，以確保管線在輸送過程中產生的溫降處在可接受范圍，從而達到降低管輸壓力的目的。基于此，筆者提出對A油田新建平臺至B油田中心平臺的原油輸送管道采用原油摻水輸送方式以維持管道合理的輸送溫度。

采用摻水輸送并保證大部分回摻水在管道內以游離水形式存在是較為理想的狀況，但考慮到A油田原油的反相點高(70%)，若直接摻水至游離水狀態則需要很大的摻水量，這對于海上設施和海底管道來說其水量和管徑都很難滿足要求;因此，參考平臺上原油處理中破乳劑的使用，采用向A油田新建平臺至B油田中心平臺的原油輸送管道摻活性水(即在回摻水中加入平臺工藝脫水篩選出的破乳劑，防止摻水后油水乳化形成乳狀液)的方法對原油進行輸送。

2.1 原油回摻活性水實驗

根據以上分析，對渤海A油田生產原油摻加含有化學藥劑質量濃度為200 mg/L的自配水，進行原油摻水至含水率40%、50%的乳化實驗，考察加劑原油的乳化程度和穩定情況以及在外輸溫度(70℃)下回摻活性水原油乳狀液的脫水效果，并對脫水后原油進行粘溫曲線測試來判斷穩定乳狀液的含水率，從而校核脫水效果。配制乳狀液實驗用儀器采用高剪切乳化機，轉速用測速儀標定。具體實驗步驟如下:在A油田原油完全脫水后，回摻注入化學藥劑的活性水，分別配制40%、50%的原油活性水乳狀液實驗樣品。將配置好的實驗樣品轉移到量筒，靜置15 min，觀察量筒底部是否有游離水出現，若出水，記錄游離水出水量。將量筒放入70℃水浴內觀察脫水情況，記錄2 h內脫水實驗結果。對上層經水浴脫水后的原油活性水乳狀液進行粘溫性質實驗，記錄實驗數據。渤海A油田產出原油回摻活性水實驗結果見表2、3。

表2 渤海A油田原油回摻活性水實驗結果

表3 渤海A油田回摻活性水脫水120 min后含水原油粘溫數據mPa·s

從表2可以看出，隨著回摻活性水量的增加，原油乳化性能降低:在70℃的水浴中靜置30 min之后，回摻40%和50%活性水的原油乳狀液脫除游離水后含水分別為22.7%和17.5%，其余回摻水以游離水的狀態存在，并且隨沉降時間延長，原油含水率逐漸降低，120 min后乳狀液含水率分別達到19.7%和12.3%。通過對比表3和文獻1))中海油研究總院．金縣1-1油田5井區原油和混合油樣物性分析及脫水實驗報告．2008．中的數據，靜置120 min脫除游離水后相應的粘溫數據與文獻1)中含水20%和10%的粘溫數據相近。

通過回摻活性水實驗可以得出結論，回摻活性水既可以阻止乳狀液生成，還可以使大部分回摻水以游離水形式存在，達到降低反相點，減小摻水量的效果。

2.2 原油回摻活性水輸送工藝模擬

參考實驗結論，對渤海A油田新建平臺預留摻水流程，后期產量降低后向海底管道回摻活性水。為避免與原油混和后過泵剪切，回摻水與原油在泵后混和，流程中設置增壓泵和加熱器以滿足回摻的要求。

據原油回摻活性水實驗，控制管道入口壓力不超過10.00 MPaA，回摻水量按滿足輸液量中含水50%考慮，使用PIPEFLO計算軟件進行管輸模擬，模擬結果見表4。

表4 渤海A油田原油回摻活性水管道模擬結果

對比表1和表4可以看出，采用回摻活性水方案后，管道的出口溫度有了很大程度提高。同時，由于游離水的存在，管輸流體的粘度相對于摻水前也有較大幅度的降低，從而使得原油外輸管道的入口壓力也大幅降低。可見，在稠油輸送管道中回摻活性水可以改善稠油管道輸送條件，在一定程度上能夠解決稠油輸送中降粘減阻的難題。

3 結束語

如何解決稠油管道的降粘減阻問題是制約海上稠油油田開發的世界性難題。由于針對稠油管道的加熱降粘、摻輕質油稀釋降粘、水包油乳化降粘以及水環減阻等技術應用于海上稠油油田開發受到一定程度的限制，本研究提出在擬開發渤海A油田稠油管道輸送工藝設計中利用活性水回摻技術。實驗分析和軟件模擬結果表明，回摻活性水方法可以使稠油管輸溫度保持在合理的范圍，避免稠油在低溫超粘環境中流動;同時，回摻活性水后由于有游離水的存在，也對降低稠油粘度起到了很大作用。因此，本文提出的回摻活性水方法可以在一定程度上解決稠油輸送的降粘減阻問題，促進海上稠油油田的開發。

［1］姜偉．加拿大稠油開發技術現狀及我國渤海稠油開發新技術應用思考［J］．中國海上油氣，2006，18(2):123-125．

［2］張健，向問陶，李敏，等．稠油聚合物驅原油破乳作用機理研究［J］．中國海上油氣，2004，16(5):319-323，331．

［3］周思宏．埕島油田提高稠油開發效果工藝改進措施［J］．中國海上油氣，2007，19(3):193-195．

Application and study of a new viscosity and drag reduction method in the process design of heavy oil pipeline for A oilfield in Bohai Sea

Chen RongqiZhou XiaohongChen Hongju
(CNOOC Research Institute，Beijing，100027)

Based on the process design of heavy oil pipeline for A oilfield in Bohai Sea，the viscosity and drag reduction measures for heavy oil pipeline transportation are analyzed and a new method with mixing active water into heavy oil pipeline is presented．Experimental analysis and software simulation have shown that the method can improve the transportation condition of heavy oil pipeline and solve the problem of viscosity and drag reduction effectively．The study results can be used in the future process design of heavy oil pipeline．

Bohai Sea;heavy oil field;pipeline transportation process;viscosity and drag reduction;mixing active water

2012-01-28

(編輯:夏立軍)

陳榮旗，男，高級工程師，1985年畢業于原華東石油學院油氣儲運工程專業，獲學士學位，現任中海油研究總院工程研究設計院院長，主要從事海洋石油工程與海底管道設計與管理工作。地址:北京市東城區東直門外小街6號海油大廈(郵編:100027)。