海上稠油油田海底混輸管道含水綜合調整研究

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 某油田生產流程基本概述

近年來，海洋石油的開發規模持續壯大，為了更經濟的開展油氣開采，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，井口平臺通常只進行簡單的計量后直接外輸至中心平臺進行進一步處理，在含水率達到一定要求后外輸至陸地終端進行進一步的處理，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物流混合后直接進入生產分離器進行處理，經生產分離器分離出的氣相去天然氣增壓系統，分離出的水去生產水處理系統，分離出的含水率40% 的原油經原油加熱器加熱至80 ℃左右后，進入熱處理器進行進一步的分離。熱處理器分離出的含水20%的油經原油外輸泵增壓后，經外輸海管輸送至生產輔助平臺平臺，再由生產輔助平臺外輸至陸地終端進行進一步處理。

1.2 生產流程實際運行情況

根據某油田ODP 設計要求，中心平臺接收以及自身生產的原油經過生產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，增加下游平臺生產處理系統的負荷，最終造成到終端整體外輸含水率升高。在流程負荷遠低于設計處理能力的工況下，目前原油處理量雖然在ODP 設計范圍之內，但下游平臺流程波動有一定的影響，同時，隨著油田的持續開發，油田原油處理量也將隨之上漲，如果不采取措施，含水率將持續上漲，隨著生產油井的不斷開發，海管負荷逐步增加，外輸含水率的不斷增加，一方面增加海管的負荷，另一方面進一步增加下游平臺的流程負荷，加大采油成本。

根據2021 年7 月油田生產數據統計情況，目前某中心平臺至下游生產輔助平臺油氣混輸海管入口化驗原油含水率穩定在10%～15%，能夠滿足油田ODP 的設計，但是在新投產井，以及修井作業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計值，增加下游設備的處理壓力。

目前某原油生產處理系統流程為：生產分離器+生產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輔助平臺。設計處理原油處理量為5 120 m3/d，目前實際情況生產分離器入口量為3 669 m3/d，不足流程設計處理能力的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備處理后的原油含水率。

表1 兩級設備處理后的原油含水率

根據原油系統各級出口含水和外輸海管化驗含水分別與達標值進行對標可知，化驗值均偏高，多數在設計值邊緣波動，可以看出導致外輸含水偏高的原因是油系統各級分離器脫水效果不佳，增加了流程處理負擔，從而導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分離器負荷

根據現狀調查所知，井口平臺A 平臺和井口平臺B 平臺海管摻水量均符合設計標準，但上游摻水量較大均接近設計值，處理液量的增加將會降低在生產分離器中的滯留時間，沉降時間變短進而導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，降低無效產液量，從源頭降低原油含水率，使進入生產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擔，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生堵塞現象，導致進入生產分離器的含水率處于持續波動狀態，因此在保證污水水質的前提下盡量將油水界面進行下調[2]，當大水量進入分離器時，不會造成油水界面過高而降低脫水效率。

2.3 生產分離器溫度低導致分離效率低

該油田中心平臺生產分離器入口未設計加熱器，A、B 井口平臺生產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物流充分混合后進入生產分離器，生產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 現場實施調整策略

3.1 降低井口平臺A、B 平臺混輸海管摻水量

現場通過對A、B 平臺綜合油樣進行化驗分析，發現其凝點均低于ODP 設計階段的數據?，F場重新對摻水量進行核算，明確海管安全穩定運行的邊界條件，避免對海管的運行帶來不利的影響，需重新進行理論分析。為了確保海管的安全穩定運行，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。根據蘇霍夫(Sukhov)溫降公式進行計算在不同摻水量下海管出口溫度，其中公式中管外環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為原油質量流量(kg/s)；C為原油熱容(J/(kg·℃))；K為管道的總傳熱系數(W/(m2·k))。

根據蘇霍夫(Sukhov) 溫降公式在產量不變，海床溫度在-1.4 ℃工況下進行計算，計算發現當摻水量為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計由約1 500 m3/d 逐步下調至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 逐步下調至700 m3/d。

圖1 海管出口溫度與日摻水量關系曲線

以進口平臺A 平臺為例，為了進一步提高降低摻水試驗的安全性，對該油田綜合油樣進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%，而根據目前產量計算摻水量達到3 200 m3/d 時才將達到反向點，因此本次試驗摻水量從 700 m3/d 逐步下調，均不在乳化反向點區間[6]。

圖2 含水原油乳黏溫曲線

為確保海管安全穩定運行，分別對A、B 井口平臺摻水量進行了現場先導性試驗，以井口平臺A 平臺為例，采取對摻水量階段性逐步下調，通過現場實際運行數據，對理論數據進行進一步驗證，每階段運行都要大于24 h 進行觀察，現場做好對海床溫度、海管進出口壓力、溫度、運行壓差、輸送原油、天然氣、生產水等數據的采集工作，出現問題及時終止試驗，現場對生產流程及時調整。當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，進一步驗證四個現場擬定的預控措施實際效果[7]： 如表2 所示。

表2 油井單井產量及化驗數據

(1)注入防蠟劑、抑制原油析蠟，在海管出口取樣進行化驗分析；

(2)將高產液量油井導入計量系統，通過計量加熱器對產液升溫，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)對高凝點油井進行控產。

當現場所有預控措施均已實施，但是海管入口壓力仍產持續上漲，當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)，現場停止試驗，恢復正常摻水作業，當海管運行參數恢復正常后，進行通球作業，確認海管結蠟情況。

通過理論計算并通過現場實驗，對井口平臺A、B 平臺摻水量進行了下調，摻水量下調后混輸海管出口端進行取樣化驗發現含水率下降明顯，于此同時，大大生產分離器的負荷，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 對生產分離器混合室油水界面調控

根據生產分離器ODP 設計參數，一級生產分離器混合室油水界面相對較高，現將通過中控上位機對油水界面進行合理有效的調控，經過現場的探索及數據跟蹤，將生產分離器混合室油水界面由1 680 mm下調至1 550 mm，通過現場含水分析儀及現場化驗證實，含水波動現象得到了有效的緩解，一級生產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控

根據熱處理器ODP 設計參數，結合現場實際流程分析，熱處理器混合室油水界面相對較高，現將通過中控上位機對油水界面進行合理有效的調控，經過現場的探索及數據跟蹤，將熱處理器混合室油水界面由1 360 mm 下調至1 150 mm，經過現場調控后，通過多次化驗數據跟蹤分析得出，原油外輸含水率由15%下調至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 啟動生產水回摻泵為生產分離進行提溫

將熱處理器水相出口至生產水回摻泵，在通過生產水回摻泵將生產水轉至一級生產分離器入口，從而提高生產分離器溫度溫度增加脫水效率。回摻水泵啟動后生產分離器溫度由54℃上調至60℃，有效的提高了生產分離器的脫水效率，經過現場調控后，通過每日多次化驗數據跟蹤分析得出，原油外輸含水率由15% 下調至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 結語

本文是以理論數據為依據，制定詳細的實驗計劃及應對措施，確保在海管的安全穩定前提下開展先導性實驗，通過對海管摻水量的下調，生產分離器及熱處理器油水界面的優化調整，啟動回摻水泵等措施，外輸海管含水率得到了有效的降低。外輸原油化驗含水率由原來的10%～15%，降低至1% 左右。通過對渤海某中心平臺處理流程的調整，在不加入新的處理設備的前提下，大幅度降低外輸含水，提高了管輸效率，進一步釋放了油井的產能，為提高油田的整體產量提供了堅實的基礎。本文根據海上稠油油田在降低外輸含水方面實際存在的問題進行研究分析，在現場實際應用的過程中效果顯著。