陆上老油田集输系统整体简化优化技术应用

芦程 何晓 连参军 吴建华 凌建磊 梁昌晶

1华北油田公司二连分公司

2大港油田公司第三采油厂

3华北油田公司第二采油厂

4中国石油天然气管道局工程有限公司

目前，某陆上油田已开发近40年，地面系统的处理量及站场负荷均按照建设初期设计投运，随着油田的深度开发，集油、注水范围和油气水等原油结构不断变化，含水率逐年上升，产油量逐年下降，同时远离系统的边零复杂小断块油田逐年增多，存在地面站场运行数量多、系统能力过剩、运行效率低等问题；大部分联合站运行超过20年，设备设施老化、低效，存在“大马拉小车”的现象，地面系统集中了公司80%的风险点源，因此无论从安全还是经济的角度，地面集输系统都有较大的简化优化空间[1]。

1 输油方式区域调整

目前该油田的各采油厂下辖若干断块，每个断块将采出液集中输送到对应的联合站进行两段沉降脱水处理，处理后含水率为0.5%的原油进入输油管线，各采油厂采用好油进行原油交接计量。一方面站内两段脱水处理工艺存在流程长、加药量大、能耗高、余热未充分利用的问题，且针对目前来液的高含水工况，部分设备存在“大马拉小车”等负荷不匹配情况；另一方面站间的输油管道输送介质均为好油，随着产量的下降，管输量也逐年下降，很多管道已低于最低起输量，造成流速过低，温降过大，迫使首站的出站温度不断提高。因此以输油过程中不析出游离水、减少管线腐蚀为原则，将输油方式调整为各联合站输送20%含水油，提高管道输量。各采油厂及站间采用含水油进行交接计量，所有含水油均统一输送到联合站集中处理成好油；各联合站工艺流程简化优化，原则上只保留常温一段游离水脱除，脱水后含水率为17%～20%，不考虑二段升温脱水。

游离水析出含水界限的理论主要来源于1910年OSTWARD根据立体几何提出的“相体积理论”，如果将分散相的液珠等效成大小均匀一致的球体，任何大小球形构成的最紧密堆积的液珠体积只能占总体积的74.02%，其余的25.98%为紧密球体之间的空隙，属于分散介质，当水相的体积＞74.02%时，只能形成O/W型乳状液，当25.98%＜水相体积＜74.02%时，可能形成O/W或W/O型乳状液，当水相体积＜25.98%时，只能形成W/O型乳状液；另外，原油中的胶质、沥青质属于天然的表面活性物质，具有小截面的极性基团和大截面的非极性基团，在含水率小于25.98%时，由于胶质、沥青质具有空间网状结构，可一定程度上延缓蜡晶的成核和生长速度，在油水界面可形成较低的界面张力及较强的界面膜，形成的W/O乳状液比较稳定，难于自动破乳出水，不会析出游离水。

同时选取该油田各采油厂主力区块的原油进行流变性试验，考察了在50℃、剪切速率为81S-1、沉降90 min条件下，添加质量浓度为100 mg/L破乳剂与不添加药剂下不同原油含水率的黏度，具体见图1～图3。

图1 1#采油厂原油加药前后黏度随含水变化曲线Fig.1 Viscosity curve of crude oil in No.1 Oil Production Plant changing with water content before and after dosing

图2 2#采油厂原油加药前后黏度随含水变化曲线Fig.2 Viscosity curve of crude oil in No.2 Oil Production Plant changing with water content before and after dosing

图3 3#采油厂原油加药前后黏度随含水变化曲线Fig.3 Viscosity curve of crude oil in No.3 Oil Production Plant changing with water content before and after dosing

由图1～图3可以看出，不加药时，随着原油含水率的升高，其黏度逐渐升高，当含水率增加到一定值（一般为60%～75%）时，黏度达到最大，该值称为转相点，含水率再增加，其黏度急剧下降。说明转向点之前的原油可形成稳定的油包水型乳状液，转向点之后由油包水型转变为水包油型或水漂油型。原油乳状液加药（如表面活性剂、降黏剂等）后可促进转相点整体前移，转相点由原来的60%～75%降低至30%，但最低含水率也不会小于26%，由此可以证明即使不同类型的原油乳状液加药破乳后，至少也会存在含水率26%的油包水乳状液，该乳状液无法析出游离水。

从以上理论及试验数据可以得出，原油在含水26%以下时，只能形成稳定的油包水型乳状液，且在管输时由于泵的高速剪切及管体的流动剪切作用，乳状液的界面张力更小，界面膜强度更大，状态更加稳定，不会析出游离水。同时油包水型乳状液中油为连续相，与管体直接接触形成油膜，本身不具备腐蚀性，因此不会导致管线腐蚀。

输油管道改输含水油后，有必要对不同工况下的热力和水力负荷进行核算[2]。以某输油管线实际工况为例，利用Pipesim 2019软件进行数据核算，工况参数为：20℃原油密度0.827 6 g/cm3，50℃黏度45.02 mPa·s，凝点30℃，管径159，壁厚5 mm，管长43.87 km，控制进站温度33℃（高于凝点3℃），进站压力0.3 MPa，管顶处埋地土壤温度取5℃，根据现有的运行数据反算总传热系数K值。在保证好油输量不变的前提下，分别核算了1 000 m3/d好油和1 250 m3含水20%的原油管道输送能耗，具体见表1。

工况1和2对比，在油量不变前提下，随着含水率的提高，外输量增大250 m3/d，管道流速从

表1 两种不同工况条件下的运行参数对比Tab.1 Comparison of operating parameters under two different operating conditions

0.7 m/s提高到0.86 m/s，沿程温降变小，首站外输温度降低，但沿程摩阻增大，因此动力负荷增加了38 kW，热力负荷降低了340 kW，总能耗降低了302 kW。

2 集油工艺整体优化

目前，我国大部分陆上油田已开发近30年，总体上已经处于高含水期。大庆、胜利、大港、中原、江汉、华北等油田的综合含水率已超过85%，进入了特高含水期。由于水的比热容几乎是原油的2倍，因此加热同等质量的水要比原油耗费更多的热能[3-4]，不论是三管伴热、双管掺水都会使集油系统的加热能耗迅速上升。单管集油的能耗最低，吨液综合能耗可比三管伴热减少近50%，因此在满足安全生产的前提下，将现有的三管伴热取消，有计划有依据地减少双管掺水流程，对油井实施单管集输工艺是矿场油气集输系统节能降耗、整体优化的主要措施。

2.1 单管不加热集油工艺优化

建立一套油气水三相流可视化试验管路[5]，将试验管路安装在集油阀组或计量站内，通过实时采集试验管路上的温度、压力、流量数据，对比同时间段中控室远传得到的井口温度和压力，通过计算得到温降和压降数据，再用高速摄像机拍摄油气水三相流的流型和流动状态，得到不同流型与温度、压力的关系，为常温集油提供理论依据。通过对部分采油厂典型区块的油井进行试验可知，将三管伴热或双管掺水流程停用后，随着油井进站温度的降低，压降呈现先上升后降低再上升的趋势。第一段压降上升主要是由于随着温度的降低，原油黏度逐渐增大，到达压降最高点时原油开始粘壁，此阶段黏度是影响压降变化的主要因素，观察到的流型主要为分层流（ST）和上层水包油下层游离水的混合流型（O/W﹠W）；第二段压降短暂下降主要是由于上层原油开始粘壁，但下层游离水仍在流动，此时流量是造成压降变化的主要因素，流量造成的压降下降足以弥补因黏度增大造成的压降上升，观察到的流型主要为上层油包水下层游离水的混合流型（W/O﹠W）；第三段压降上升是因为随着上层原油越来越厚，最后油层流动速度越来越慢，一直到充满整个管道无法流动。10-11井的温度与压降关系如图4所示。

图4 10-11井温度与压降关系曲线Fig.4 Relation curve between temperature and pressure drop of Well 10-11

因此，将第一段压降上升的最高点定义为粘壁温度，只要进站温度高于该温度，就可实现安全常温集输。通过对现场的大量试验和数据采集，对粘壁温度公式进行了线性拟合，得到了不同含水率、不同剪切速率下的常温集输粘壁温度计算公式，经过现场验证，油井进站温度可低于凝点以下1～3℃，且单井产液量越大、含水率越高，粘壁温度越低，越容易实现常温集输，如表2所示。X断块和Y断块原来分别为三管伴热和双管掺水集油流程，现均已实现单管常温集输。

表2 试验油井工况参数与粘壁温度对比Tab.2 Comparison of operating parameters and wall sticking temperature of test oil wells

2.2 单管掺水集油工艺优化

对于无法实现常温集输的断块，有计划地将三管伴热或双管掺水流程改造为单管环状掺水流程，以减少能耗。以L断块工程实例为基础，在井口回压不超过1.5 MPa，进站温度高于凝固点以上3～5℃的边界条件下，进行了油井产液量、地温、井口温度、掺水量、掺水温度、含水率对进站温度的多因素影响试验[6]。其中油井产液量每上升10 t/d，进站温度下降0.3～2℃；地温每上升5℃，进站温度上升0.6～1.3℃；井口温度每上升5℃，进站温度上升0.9～1.7℃；掺水量每上升10 t/d，进站温度上升1～2℃；掺水温度每上升5℃，进站温度上升1.8～2.8℃；越过转向点后，70%～90%之间的含水率对进站温度以及掺水量影响不大。针对不同井口温度、地温（2℃冬季，22℃夏季，12℃春秋季）和产液量，该油田L断块单管环状掺水工艺的季节性常温集输条件如表3所示。

表3 单管环状掺水工艺季节性常温集输条件Tab.3 Seasonal gathering and transportation conditions of single-pipe ring water blending process at room temperature

3 边零小断块密闭处理

近年来，整装大油田的发现越来越少，而远离系统的边缘区块却越来越多，这些边零小断块分布于方圆数十公里的范围，远离油气集输及处理系统，无水、电、路等相关配套，无法集中建产，只能依靠单井拉油点进行汽车拉运生产，同时开发初期无水源注水，产量递减率高达40%以上，部分油井半年或一年就间抽或停产。因此以降低原油拉运体积、减少拉运费用，实现采出水就地回注、减少清水使用量为原则，对边零小断块实施密闭处理，处理后的原油就近拉运至联合站进行深度处理，采出水满足要求后回注地层。

3.1 电磁脉冲一体化油水分离技术

电磁脉冲一体化装置包括油水分离橇和污水处理橇两部分，其中油水分离橇主要是基于气浮旋流、磁导降黏、脉冲破乳和电场脱水的原理[7]，工艺流程如图5所示。

图5 电磁脉冲工艺流程Fig.5 Process flow of electromagnetic pulse

油井采出液经简单加热，使其温度高于原油的析蜡点后，便可进入该装置进行处理，无需其他预处理工艺。来液经气浮去除大部分气体后，再经磁场作用发生磁化，胶质、沥青质与石蜡形成体积与表面积之比较大的松散聚合体，可抑制蜡晶的成核和生长速率，促进析蜡点和凝点前移，降低原油黏度；随后经整流板进入脉冲破乳区，通过施加适当频率的脉冲增强油水之间的界面张力，使脉冲频率与界面膜谐振频率一致发生共振，界面膜因振动、变形幅度增大而破裂，使油从水中分离出来；最后小分子的油滴上升至高频电场进行聚结脱水，根据电介质（原油乳状液）的击穿伏秒特性，通过调整高频脉冲输出频率和占空比（脉冲时间），使高频脉冲输出时间小于原油乳状液在电极间形成短路击穿时间，在击穿形成前关闭脉冲输出，待绝缘恢复后再发下一个脉冲。充分利用高频脉冲的特性“既可在电极间加较高的电场，又可避免形成短路击穿现象”，建立起稳定的高频高压电场，小油滴在电场作用下产生变形、振动，相互碰撞快速聚结成大油滴，分离出的原油经过堰隔板后流出装置，利用汽车拉运至就近联合站。

污水处理橇主要是基于电解催化氧化、脉冲破乳和电微压气浮的原理，含油污水在电解催化氧化的作用下生成羟自由基·OH，具有强氧化性，可有效破坏油滴表面的乳化膜，使采出液中的油水分离，同时在电极的电解作用下，使水中的胶质、沥青质、悬浮杂质与羟基络合物凝聚而生成沉淀絮凝；在脉冲破乳的作用下非均匀脉冲强电磁场对水产生了极化作用，高频极化水珠产生内摩擦热使乳化膜强度变弱，油中小水珠内的盐类正、负离子向电场的正、负极方向快速移动，使油从水包油中脱离出来；最后在电微压气浮的作用下，利用特殊结构电极产生大量高度分散的微气泡，结合高效柱状旋流技术使破乳脱稳后的小油滴快速集聚上浮，从而实现全电场污水除油处理[8]。

该装置在某断块拉油点应用后，来液含水率在40%～70%变化的情况下，出口原油含水率保持在0.3%～0.5%，且将破乳剂用量从120 mg/L逐渐减少到0，处理后的原油含水率基本保持不变，处理后的采出水含油质量浓度小于5 mg/L，悬浮物质量浓度小于1 mg/L，满足一级注水水质指标要求，可就地回注。

3.2 常压自流式油水分离技术

油水分离罐采用了连通器的原理，充分利用高差，将油水分离罐的安装位置加高，使油水能够自流至下一级设备。含水原油自进油管线进入分配管喷出，经稳流板折流向上流动充入罐体，液体自下而上缓慢流动，水滴聚结后向下沉降。经过一定时间的沉降，脱水原油经顶部集油槽排出，采出水自排水管不断排出，沉降装置液位自动控制在集油槽断面。油水界面采用微电容式传感器进行控制，在分离罐中插入一根整体电极，该电极与壁板形成两个极板，中间含水原油作为电介质，根据不同物质介电常数的不同，计算出罐内总电容。将总电容与油水界面高度进行转换，从而得到界面位置，可根据原油质量或污水质量要求进行调节控制，达到常压自流油水分离目的，采出水进入污水罐经两级精细过滤处理后就地回注。常压自流工艺流程见图6。

图6 常压自流工艺流程Fig.6 Process flow of atmospheric artesian flow

某断块拉油点来油含水率在70%以上，应用该工艺后出口原油可脱除大部分游离水，含水率在20%～25%之间，可年减拉运量26.28×104m3，减少拉运费用934万元，解决了注清水开发耗能高问题。采出水处理后含油质量浓度≤15 mg/L，悬浮物质量浓度≤5 mg/L，满足三级注水水质指标要求，实现了采出水的就地脱出回注。

4 结束语

通过输油方式区域调整、集油方式整体优化和边零小断块密闭处理三相技术的有机结合，以集输系统整体简化优化为总体思路，按照区域集中优化配置地面系统，应用了低含水油输送、末端集中处理、油井常温集输、电磁脉冲油水分离等相关技术，提高了站场负荷率，消除了安全隐患，完成了地面集输系统的整体简化优化，达到了节能降耗、安全运行的目标。

美国产油量创纪录，油价继续下跌

由于美国原油产量超过预期，周五（2019年5月3日）亚洲石油价格下跌，并延续了本周早些时候的跌幅。

截至美国东部时间2019年5月3日上午12:47（格林威治时间04:47），美国西德克萨斯中质原油（WTI）下跌0.4%，跌至51.59美元。国际布伦特原油期货下跌0.5%，跌至70.39美元。

周四，美国能源情报署（US Energy Information Administration）发布的一份周报显示，美国石油日产量升至1 230×104bbl，创历史新高。

乔川资本顾问公司（Tyche Capital Advisors）是一家专注于石油的纽约基金公司，该公司的管理层成员查希尔（Tariq Zahir）表示，“原油库存增幅较预期高出9倍，汽油库存增幅也高于预期，这令人相当意外，这些数据应该会在短期内继续给原油价格带来压力”。

由于油价持续受到委内瑞拉政治危机的支撑，尽管本周油价下跌，但WTI仍较上年同期上涨36%，布伦特原油（Brent）上涨逾31%。

陆倩 摘译自https://www.theoilandgasyear.com/news