高凝高粘原油海管输送工艺探讨

2021-06-04冀光峰侯辰光把全龙林洞峰

天津科技 2021年5期

冀光峰，侯辰光，把全龙，林洞峰，郭金，陈希

(中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300450)

1 研究背景

渤海某油田开发化镇组明下段与馆陶组原油：明下段地面原油为重质油，具有密度高、粘度高、含硫量低、胶质沥青质含量高、含蜡量中偏高、凝固点高等特点；馆陶组地面原油为超重质油，具有密度高、粘度高、含硫量低、胶质沥青质含量高、含蜡量中偏高、凝固点高等特点。原油物性如表1所示，采用蒸汽吞吐的开采方式进行开发。

表1 该油田原油物性 Tab.1 Physical properties of crude oil in oilfield

2 外输方式选择

该油田原油属于特稠油范畴，其在低温下粘度较大。因此该油田井口平台至接收端中心平台的混输管道采用双层保温管结构，埋深1.5m，保温层采用聚氨酯泡沫材料，保温层厚度50mm，管道总传热系数按0.85W/(m2·K)考虑，粗糙度按0.05mm考虑。国内外高粘原油最为常用的输送方式为加热输送和掺稀输送，基于该油田原油物性，分别对这2种输送方式进行水力和热力计算，选择适合于本项目高粘原油的输送方式。

2.1 加热输送

根据采油工艺提供参数，井口物流的平均温度为70℃，这里选取70、75、80、85℃ 4个点，以2022年该油田至接收端中心平台的混输海管为例，计算在不同温度下的输送情况，计算结果如表2所示。

表2 混输海管不同输送温度下输送情况 Tab.2 Transportation condition of mixed transportation submarine pipeline under different transportation temperatures

从表2可以看出：管道入口温度提高后，管道入口压力有所下降，但当入口温度高于75℃再提高温度时，压降的降低幅度有限，且入口温度较高，热负荷较大。即使选择85℃外输，管道压降仍然较大，特别是一旦停输后，管道再启动压力大，对后续的再启动带来风险。因此，不建议采用加热输送方式。

2.2 掺水输送

国内外常见的稠油输送方法是掺稀输送，陆上油田往往掺入稀油、柴油等粘度很小的稀释剂，而海上由于铺设一条稀释剂的海管成本很高，且海上水资源丰富，所以多采用掺水输送。同样以该油田至接收端中心平台的混输海管为例，分别选取10、12、14in(254、304.8、355.6mm)3种管径进行比较，不同管径下的管道运行参数见表3。

表3 不同含水率的原油输送比较 Tab.3 Comparison of crude oil transportation with different water contents

2.3 采用掺水输送方式

从以上结果可以看出：如果按照井口含水率直接外输，需要通过提高外输温度或者增大管径的方法来降低外输压力，提高外输温度会大幅增加加热负荷，增大管径不但增加投资，还降低了管输流速，易造成稠油中重组分和砂沉积。

当掺水至60%输送时，在相同管径和输送条件下，压降较不掺水外输小很多，且如果不掺水外输时需要选择的管径为12in，掺水至60%外输时，管径仅为10in。因此不推荐按照井口含水率直接外输。

综合考虑，对该高粘原油采用掺水输送方式。

3 掺水输送方案优化设计

为了对掺水量、外输温度、加热负荷、外输压力等参数进行优化，首先对不同外输含水率下的掺水量需求进行了核算，如表4所示。

表4 不同外输含水下掺水量需求 Tab.4 Water blending demand under different water contents for transport ation

图1 不同外输含水率、外输温度下的加热负荷 Fig.1 Heating load at different water contents and transportation temperatures

根据基础数据，热采井正常生产平均井口温度为70℃，水源井水温度为35℃。在外输含水45%～65%，外输温度49～62℃范围内，计算了不同外输含水率和外输温度下的外输加热负荷，如图1所示。可以看到，加热负荷随着外输含水率和外输温度的升高而增加。同时，计算了不同外输含水率和外输温度下的管线入口压力，如图2所示，入口压力随着外输含水率和外输温度的升高而减小。虽然含水率增加，使外输泵的排量也随之增加，但是外输压力的降低仍旧占主导因素，因此掺水输送可使得管线入口压力大幅降低，但是随着掺水量的增加，入口压力的降低幅度也随之降低。综合加热负荷和管线入口压力2方面的因素，初步判断掺水至外输含水55%～60%，外输温度在60～65℃区间较为合理，使加热负荷和入口压力都在较为合理的范围内。