新疆油田某區(qū)塊乳化原油集輸系統(tǒng)優(yōu)化分析及對(duì)策研究

張昕 馬俊章 曹生玉 韓麗艷 湯博

（1.新疆油田公司工程技術(shù)研究院；2.新疆油田公司采油一廠）

乳化原油，是指以原油作為分散相或者分散介質(zhì)的乳狀液體。其中，W/O（油包水）型乳化原油以原油作為分散介質(zhì)，多見于一次采油和二次采油；O/W（水包油）型乳化原油以原油作為分散相，多見于三次采油[1-4]。在油氣集輸中，乳化原油會(huì)造成一定的不利影響，主要體現(xiàn)為：集輸成本增加、集輸能耗增加和集輸管路腐蝕[5-7]。目前針對(duì)乳化原油，多采用投加破乳劑和摻水集輸來降低其對(duì)集輸系統(tǒng)的不利影響[8-11]。

新疆油田某區(qū)塊地面原油為高密度、高黏度和低凝固點(diǎn)原油，平均密度為0.904 g/cm3，20 ℃時(shí)原油平均黏度為293 mPa·s，50 ℃時(shí)原油平均黏度為65.5 mPa·s，平均含蠟為5.7%，平均凝固點(diǎn)為-28.3 ℃。該區(qū)塊采用“井口→計(jì)量站→轉(zhuǎn)輸站→處理站”的三級(jí)布站流程，區(qū)塊建有兩座混輸泵站，其中：A 混輸泵站平均轉(zhuǎn)液量256.10 m3/d（含水50.31%，外輸溫度38.48 ℃），轉(zhuǎn)氣量2 429.36 m3/d，混輸泵出口壓力0.96 MPa；B 混輸泵站平均轉(zhuǎn)液量381.61 m3/d（含水63.64%，外輸溫度42.6 ℃），轉(zhuǎn)氣量2 825.69 m3/d，混輸泵出口壓力1.26 MPa。兩座混輸泵站集輸壓力均高于PIPEPHASE 軟件模擬預(yù)測(cè)值（約0.5 MPa），存在著集輸成本和能耗增加（增加設(shè)備電耗32.23 kW，加熱能耗420 kW）的問題。

1 原油物性分析

1.1 原油轉(zhuǎn)相點(diǎn)特性分析

根據(jù)區(qū)塊生產(chǎn)參數(shù)，在20、30、40、50 ℃溫度下，分別測(cè)試了兩座混輸站油樣含水率為30%、40%、50%、60%、70%、80%的油水乳狀液的黏度，得出不同含水率的原油黏溫曲線見圖1。

圖1 不同含水率的原油黏溫曲線Fig.1 Viscosity temperature curve of crude oil with different water content

通過對(duì)原油黏溫曲線研究分析發(fā)現(xiàn)：一是A 混輸泵站原油轉(zhuǎn)向點(diǎn)為50%，含水率在30%～50%時(shí)乳化油類型為油包水，黏度隨著含水率升高而升高；當(dāng)含水超過50%為水包油，黏度隨著含水率升高而下降；二是B 混輸泵站原油轉(zhuǎn)向點(diǎn)為50%，含水在30%～50%時(shí)乳化油類型為油包水，黏度隨著含水率升高而升高；當(dāng)含水超過50%為水包油，除含水在60%～70%黏度隨含水率升高而升高外，總體趨勢(shì)為黏度隨著含水率先升后降。

1.2 黏壁溫度特性分析

在低溫條件下，凝油團(tuán)黏附在管壁上，會(huì)導(dǎo)致管徑縮小、井口回壓上升。高含水含蠟原油在原油凝點(diǎn)以下集輸過程中，隨著集輸溫度的下降黏壁速率呈現(xiàn)緩慢增加的趨勢(shì)。當(dāng)溫降到某一溫度，繼續(xù)溫降黏壁速率將會(huì)發(fā)生陡變，黏壁質(zhì)量或厚度快速增加，該溫度定義為臨界黏壁溫度。該溫度在對(duì)生產(chǎn)會(huì)產(chǎn)生較大影響，會(huì)導(dǎo)致管路堵塞，直接造成集輸壓力陡增[12-13]。通過實(shí)驗(yàn)測(cè)算出A、B 混輸泵站油樣不同含水率下的黏壁溫度見表1。

表1 A 混輸泵站和B 混輸泵站油樣不同含水下黏壁溫度Tab.1 Viscous wall temperature at different water contents in oil samples from mixing pumping station A and mixing pumping station B

由表1 可以看出，當(dāng)原油含水大于40%時(shí)，黏壁溫度均呈現(xiàn)隨著含水率升高而升高的趨勢(shì)，且均小于0 ℃。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以得出，黏壁溫度對(duì)A、B 混輸泵站集輸能耗影響不大。

1.3 破乳實(shí)驗(yàn)分析

采用投加破乳劑進(jìn)行不加熱集輸，與加熱集輸相比，具有成本少、能耗低、后端脫水分離效果好等許多優(yōu)點(diǎn)。A、B 兩座混輸泵站轉(zhuǎn)輸?shù)脑驮诠芫€中混合，然后輸送至處理站。為確定采用不加熱集輸措施時(shí)的破乳劑經(jīng)濟(jì)加藥量，根據(jù)兩座混輸泵站轉(zhuǎn)輸原油量比例，對(duì)混油在不同溫度、破乳劑加藥量下的脫水情況進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)[14]。原油脫水實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果見表2。

表2 原油脫水實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果Tab.2 Evaluation results of crude oil dehydration experiment

由表2 可以看出：在現(xiàn)有輸送溫度（30～40 ℃）下，采用不加熱集輸措施時(shí)，破乳劑經(jīng)濟(jì)加藥量為45 mg/L，40 ℃脫水率可達(dá)到38.7%，脫水后原油含水率可低至24.1%。

2 優(yōu)化分析及對(duì)策研究

針對(duì)乳化原油，集輸系統(tǒng)優(yōu)化常用方法為加熱降黏、破乳降黏和摻水降黏三種方法。選擇經(jīng)濟(jì)合理的工藝參數(shù)，有利于在降低集輸能耗的同時(shí)兼顧經(jīng)濟(jì)效益。

2.1 計(jì)算模型擬合

通過油氣生產(chǎn)集輸管網(wǎng)的穩(wěn)態(tài)多相流模擬專業(yè)軟件PIPEPHASE 搭建水力熱力學(xué)計(jì)算模型，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，以確定最佳的原油黏度取值，降低三種集輸系統(tǒng)優(yōu)化方法時(shí)模擬的誤差。

1）采用脫水原油黏度計(jì)算。采用脫水原油黏度進(jìn)行模擬計(jì)算，脫水原油黏度設(shè)置見表3。可以看出，混輸站出口最高壓力模擬計(jì)算值為0.85 MPa，低于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際值1.26 MPa，誤差為32.5%。

表3 脫水原油黏度設(shè)置Tab.3 Viscosity setting of dehydrated crude oil

2）采用含水原油黏溫曲線。考慮W/O 乳化原油黏度遠(yuǎn)高于脫水原油黏度，采用含水原油黏溫曲線，選取當(dāng)前含水率下的黏度值進(jìn)行模擬計(jì)算，含水原油黏度見表4、集輸管網(wǎng)水力熱力學(xué)曲線模擬計(jì)算結(jié)果（采用含水原油黏度）。混輸站出口最高壓力模擬計(jì)算值為1.00 MPa，接近現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際值1.26 MPa，誤差較采用脫水原油黏度計(jì)算降低了11.9%，為20.6%。

表4 含水原油黏度Tab.4 Viscosity of crude oil containing water

在乳化原油管網(wǎng)水力熱力學(xué)模擬計(jì)算時(shí)，選取含水原油黏溫曲線當(dāng)前含水率下的黏度值，較采用脫水原油黏度值計(jì)算誤差小，更能接近實(shí)際值。

2.2 加熱降黏

根據(jù)圖1，隨著溫度升高，含水原油黏度均有所降低，其中B 混輸泵站油樣減低最為明顯，由20 ℃時(shí)的1 200 mPa·s降低至50 ℃時(shí)的250 mPa·s。采用對(duì)含水原油進(jìn)行加熱提溫來降低其黏度，可以降低含水原油的輸送壓力和動(dòng)力設(shè)備能耗。

通過將含水原油由進(jìn)站溫度15 ℃升溫至50 ℃外輸，對(duì)混輸泵出口壓力進(jìn)行模擬計(jì)算，通過計(jì)算結(jié)果可以看出，混輸泵站出口最高壓力模擬計(jì)算值為0.96 MPa，集輸壓力降低效果不明顯。

2.3 破乳降黏

通過在計(jì)量站添加破乳劑對(duì)乳化原油進(jìn)行破乳，改變?nèi)闋钜河桶愋筒⑹蛊湓谳^短時(shí)間內(nèi)轉(zhuǎn)相，降低乳狀液轉(zhuǎn)相點(diǎn)，使其由油包水變?yōu)樗停瑥亩档腿闋钜吼ざ龋瑢?shí)現(xiàn)集輸能耗降低的目的[15]。由表2 可以得出，最佳破乳劑加藥量為45 mg/L。

通過計(jì)算，混輸站出口最高壓力模擬計(jì)算值為0.85 MPa，集輸壓力得到了有效降低。

2.4 摻水降黏

根據(jù)圖1，隨著含水率增加，當(dāng)超過轉(zhuǎn)相點(diǎn)時(shí)，含水原油黏度將隨著含水率增加而降低[16]，因此可以采用摻水方式實(shí)現(xiàn)含水原油由油包水轉(zhuǎn)變?yōu)樗停瑥亩档腿闋钜吼ざ龋瑢?shí)現(xiàn)集輸能耗降低的目的。根據(jù)曲線可以看出，如果摻水至含水率達(dá)到80%，在現(xiàn)有外輸溫度下，A、B 混輸泵站黏度均低于100 mPa·s，將能有效降低集輸能耗。

通過計(jì)算，混輸站出口最高壓力模擬計(jì)算值為0.79 MPa，集輸壓力降低效果較上述兩種方法明顯。

2.5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

對(duì)加熱降黏、破乳降黏和摻水降黏現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用進(jìn)行綜合分析，措施優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比見表5，優(yōu)選采用摻水降黏措施解決現(xiàn)場(chǎng)問題。

表5 三種措施優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比Tab.5 Comparison of the advantages and disadvantages of three measures

通過在A、B 混輸泵站摻入附近稠油采出熱水。A、B 混輸泵站摻水降黏工藝流程見圖2。

圖2 A、B 混輸泵站摻水降黏工藝流程Fig.2 Process of water blending and viscosity reduction for A and B mixing pumping stations

通過采取摻水降黏措施，混輸泵站實(shí)現(xiàn)了原油黏度降低82%，外輸壓力下降44%，年運(yùn)行時(shí)間共7 920 h，運(yùn)行轉(zhuǎn)油泵功率降低32.23 kW，年節(jié)約耗電25.52×104kWh，年節(jié)約加熱耗氣37.8×104m3。采取措施前后效果對(duì)比見表6、節(jié)約加熱耗氣計(jì)算見表7。

表6 采取措施前后效果對(duì)比Tab.6 Comparison of results before and after measures

表7 節(jié)約加熱耗氣計(jì)算Tab.7 Calculation of gas consumption of saving heating

按天然氣價(jià)格1.05 元/m3和電費(fèi)0.39 元/(kWh)測(cè)算，可實(shí)現(xiàn)節(jié)約費(fèi)用49.635 萬元/a。

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）O/W 型乳化原油黏度遠(yuǎn)高于脫水原油黏度，但經(jīng)過加破乳劑或增大含水率等實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)相為W/O 型乳化原油后，其黏度會(huì)迅速下降。

2）對(duì)O/W 型乳化原油油氣集輸管網(wǎng)進(jìn)行水力熱力學(xué)計(jì)算時(shí)，推薦采用含水原油黏度作為模擬參數(shù)進(jìn)行計(jì)算，計(jì)算結(jié)果會(huì)較采用脫水原油黏度誤差小。

3）乳化原油集輸系統(tǒng)優(yōu)化常用加熱降黏、破

乳降黏和摻水降黏三種方法中，從降低外輸壓力角度看，效果最好的為摻水降黏，最差的為加熱降黏。