低產油田低能耗摻水集輸技術探討

魏勝（大慶油田有限責任公司第九采油廠）

大慶外圍油田屬于高寒地區低產低滲透油田，集輸系統通常采用環狀摻水流程，由于受氣溫低、凝固點高、產量低等一系列因素的影響，摻水耗氣占油田生產耗氣的50%左右，成為制約節能降耗的瓶頸。“十一五”期間，為降低原油集輸的耗氣量，大慶油田加強了低溫輸送工藝的研究和推廣應用力度，集油溫度不斷降低，甚至突破了凝固點的限制。但對于影響低溫集輸的若干因素，人們尚存在不同的看法和爭議，低溫輸送的基礎理論仍不盡完善。因此，結合大慶外圍油田在低溫輸送方面做的工作，對低溫集輸技術進行探討，為高寒地區低產油田高凝原油低溫集輸提技術支持和實踐借鑒十分必要。

1 低溫集輸理論分析

1.1 結蠟對低溫集輸的影響

以含水90%，凝固點為35℃的原油作為研究對象，分別在35℃、38℃、40℃和45℃溫度下，以流速為0.5m/s運行5 d，對比其結蠟情況，見表1。

我們對不同集油溫度管線現場取樣進行對比，二者集輸溫度分別為37℃和20℃，同時運行11 d，結蠟情況見表2。

表1 含水90%原油結蠟統計

表2 管道不同集輸溫度下結蠟統計

分析存在這種現象的原因在于原油的結蠟存在一個高峰期，與低含水原油輸送類似，溫度一般在30～45℃，在接近凝點或更底溫度下輸送時，管道中的結蠟比較輕微。

在結蠟高峰期，油流黏度不大，分子擴散作用強，蠟結晶濃度高，晶粒互相碰撞粘結、沉積的機會多，橫向移動作用增強，形成了結蠟高峰區。在高溫區結蠟不多，因為此溫度時高于蠟結晶析出溫度。而在凝點附近的較低溫度下，油流黏度大，分子擴散很弱，不利于形成大的蠟結晶；管壁附近剪切應力較大，容易剪切掉黏附力較弱的結蠟層，導致該區間的結蠟強度較弱。因此，我們認為原油在凝固點以下集輸時，管壁上結蠟相對較少，不會對集輸造成主要影響。

1.2 原油凝固點對低溫集輸的影響

原油的凝固點是以純油為基礎進行測定的，從概念上來說原油的凝固點是指在規定的冷卻條件下油品停止流動的最高溫度。

原油是一種復雜的混合物，油品的凝固和純化合物的凝固有很大的不同。油品并沒有明確的凝固溫度，所謂“凝固”只是做為整體來看失去了流動性，并不是所有的組分都變成了固體。當油品中含有一定乳化水之后，改變了原油的流動性，使得原油在低于凝固點時仍能夠繼續流動。因此原油在含水的情況下凝固溫度比實際凝固點有所偏移。這種偏移量與原油組分和含水量有較大關系，一般說來含水率越高，含水油的“凝固點”就越低。

借鑒實驗室測定凝固點的方法，可以測定高含水情況下原油的凝固溫度，對含水率分別為80%、85%、90%的穩定原油乳狀液測定的凝固溫度，見表3。

表3 高含水原油體系的失流點測定

由表中可以看出，高含水原油體系的失流點比純油的凝固點低2～4℃，說明高含水原油體系有利于低溫集油。高含蠟原油凝固溫度的高低，本質上取決于其蠟晶網絡結構的強度，任何對蠟晶網絡結構的影響都會影響到凝固溫度。試驗室測得數據由于擾動小，在實際生產中，液面移動的剪切會破壞已形成的或正在形成的蠟晶網絡結構，這些結構只有在更低的溫度下才能重新形成，從而實際運行過程中原油凝固溫度還會降低。我們認為這種凝固溫度偏移的現象是特高含水原油體系可實現低溫集油的主要因素之一。

1.3 流態對低溫集輸的影響

我們發現原油在集輸過程中，由于輸送條件的不同，會出現分層、混合和懸浮等不同的流動狀態，不同的流動狀態對集輸溫度的影響較大。但流態受流速、管徑、摩阻、黏度、擾動等諸多因素的影響，判斷比較困難，到目前為止還沒有成熟的理論計算公式，但仍然可以通過其流動現象進行分析。

對于分層流來說，油在管道上部流動，水在下部流動，油中部分水被沉降下來，并且溫度越高，油水分層的速度越快，油中含水越低。從試驗測得的數據來看，在高于原油凝固點5℃的情況下，油水分層后油中含水在2%左右，凝固點為35℃的原油，在40℃下出現油水分層2min后，油中含水見表4。

表4 高于原油凝固點5℃分層流中油中含水

當溫度略低于凝固點時，油中有顆粒狀物出現，并主要聚集于油水界面，在水的帶動下，可以安全輸送，當溫度進一步降低，油部分凝結成塊，出現掛壁現象，難以安全輸送。從實際生產運行來看，分層流低于凝固點3～4℃仍可以安全輸送。

對于混合流來說，油和水混合較為均勻，在高含水的情況下油之間相互碰撞的機會變少，易形成W/O/W擬乳狀液，此時油珠粒徑粗大的非真正乳狀液，但摩阻和黏度也能顯著降低。這種情況下當溫度低于凝固點時油中有顆粒狀物出現，液體有掛壁現象，但不影響安全輸送，低于凝固點6～8℃塊狀凝結物開始出現，混合流低于凝固點的極限值目前還無法確定，理論上來說該狀態下含水率越高，擾動越大，集油溫度越低。

對于水懸浮流動來說，在流動過程中，即使油相開始凝結，也會形成塊狀分布在游離水中，由于愈靠近管壁處，液流的速度梯度愈大，使油粒因在外層處受到較大的剪切，而向管中心運動，因而在管壁周圍形成一個外層水環，使得油水混合體系仍然可以在管道內流動。從現場經驗來看，該種流動狀態通常在含水達到95%以上形成，可實現低溫集輸的溫度也最低，在低于凝固點10℃左右油相開始大量聚集，阻礙集輸。

2 低溫集輸輸送界限的判定

通過以上分析可以看出，高含水原油可以實現低于凝固點輸送，從而打破了一直以來原油在高于凝固點輸送的管理局限，是否在凝固點之上集油已不能作為輸送界限的判別標準。然而由于原油輸送的界限影響因素較多，即使是同一閥組間不同的環的產液、環長、含水都不相同，輸送界限也不一樣，同時應當對能耗進行綜合考慮來確定原油合理的集輸界限。經過現場實踐，我們探索出一套適合于大慶外圍油田的輸送界限判別方法。

一是以井口回壓變化作為判斷標準，來確定環的輸送極限。

二是以整體系統的總能耗最低為目標，提出能耗最低的最佳運行參數。將采油、集油、處理、外輸作為一個有機的整體系統，研究其中各節點的能量消耗及其相互轉換的規律，找出影響系統能耗的關鍵因素，建立能耗優化診斷平臺，與環的輸送極限相結合，提出合理的摻水量和摻水溫度，指導現場運行。

三是對新油田設計參數進行調整。環狀摻水流程的進站設計溫度由凝固點以上3℃調整為低于凝固點3℃。

3 多種低溫集輸方式的應用

3.1 不摻水集輸

主要針對平均單井產液量不低于6 t/d，含水率不低于80%的油田，不摻水集輸即停掉環中的摻水，通常通過流程切換，使產液量高不低于10 t/d的井作為首端井，帶動整個環不加熱集油。

該種方式在龍虎泡油田、敖古拉油田得到推廣，龍虎泡、敖古拉油田原油特性見表5。以油井回壓做為判別標準，累計實施29個環，回油溫度低于凝固點3～5℃。

表5 龍虎泡、敖古拉油田原油物性

3.2 周期摻水集輸

主要針對產液量相對較高，含水達到70%～80%，但不能滿足長期不摻水集輸要求的環，以油井回壓作為判斷標準，定期開啟摻水沖環。

以新肇油田為例，新肇油田原油物性見表6。新肇油田建有閥組間11座，全油田綜合含水率70%。根據新肇油田的實際生產規律和管理經驗確定停摻水界限，當回油壓差或回油壓力高于界限值時開始恢復摻水，摻水24 h后停摻。從2008年開始實施周期摻水，摻水周期7～90 d不等，周期摻水最低回油溫度達17～19℃。

表6 新肇油田原油物性

3.3 摻常溫水集輸

主要針對單井產液量不高于2 t/d的油田，通過降低摻水溫度，增加摻水量使環中含水達到95%以上，從而實現低溫集油。

新站油田新三轉油站所轄井平均單井產液量1.9 t/d，環平均產液6 t/d，含水54%左右，摻常溫水集輸期間，摻水量由27m3/h提高到50m3/h，環平均含水達到97%。最低摻水溫度達到31℃，最低環回油溫度達到24℃，目前摻水溫度穩定在32℃，回油溫度28℃，油井油壓沒有明顯變化。新站油田原油物性見表7。

表7 新站油田原油物性

3.4 降溫集輸

主要針對單井產液量在2～6 t/d，無法實現不摻水集輸的油田，通過優化診斷平臺確定合理摻水量和摻水溫度，使集油溫度低于凝固點3℃進站。

“十一五”期間，我們以理論研究和現場試驗為先導，根據不同油田的特點編制了個性化低溫集輸運行方案，形成了不摻水集輸、周期摻水集輸、摻常溫水集輸和降溫集輸等多種適合高寒地區低產油田高凝原油低溫集輸技術，該技術通過在大慶外圍油田推廣以來，累計節氣6 490×104m3。

4 結論及認識

通過大慶外圍油田對低溫集輸技術的不斷探索，為多年來低產油田低溫集輸工作提供了技術支持，也使油田能耗分配進一步得到優化。形成了一套低產油田環狀摻水流程低溫集輸辦法，為低產、高凝原油油田的節能降耗提供了實踐借鑒，并得到以下幾點認識：

1）高含水原油可在凝固點以下集輸，且管壁結蠟不會對集輸造成主要影響。

2）原油含水后凝固溫度發生偏移，在高含水狀態下原油凝固溫度低于其凝固點。

3）混合、懸浮的流動狀態比分層流可實現的集輸溫度更低。

4）應當以井口回壓變化和能耗綜合指標來確定合理的低溫集輸界限。

5）針對不同油田可以選擇不同的低溫集輸技術，設計參數可降低至低于凝固點3℃進站。