低產(chǎn)油田低能耗摻水集輸技術(shù)探討

魏勝（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

大慶外圍油田屬于高寒地區(qū)低產(chǎn)低滲透油田，集輸系統(tǒng)通常采用環(huán)狀摻水流程，由于受氣溫低、凝固點高、產(chǎn)量低等一系列因素的影響，摻水耗氣占油田生產(chǎn)耗氣的50%左右，成為制約節(jié)能降耗的瓶頸?！笆晃濉逼陂g，為降低原油集輸?shù)暮臍饬浚髴c油田加強了低溫輸送工藝的研究和推廣應(yīng)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?shù)娜舾梢蛩?，人們尚存在不同的看法和爭議，低溫輸送的基礎(chǔ)理論仍不盡完善。因此，結(jié)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(shù)進行探討，為高寒地區(qū)低產(chǎn)油田高凝原油低溫集輸提技術(shù)支持和實踐借鑒十分必要。

1 低溫集輸理論分析

1.1 結(jié)蠟對低溫集輸?shù)挠绊?/h3>

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(jié)蠟情況，見表1。

我們對不同集油溫度管線現(xiàn)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(jié)蠟情況見表2。

表1 含水90%原油結(jié)蠟統(tǒng)計

表2 管道不同集輸溫度下結(jié)蠟統(tǒng)計

分析存在這種現(xiàn)象的原因在于原油的結(jié)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(jié)蠟比較輕微。

在結(jié)蠟高峰期，油流黏度不大，分子擴散作用強，蠟結(jié)晶濃度高，晶?；ハ嗯鲎舱辰Y(jié)、沉積的機會多，橫向移動作用增強，形成了結(jié)蠟高峰區(qū)。在高溫區(qū)結(jié)蠟不多，因為此溫度時高于蠟結(jié)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(jié)晶；管壁附近剪切應(yīng)力較大，容易剪切掉黏附力較弱的結(jié)蠟層，導(dǎo)致該區(qū)間的結(jié)蠟強度較弱。因此，我們認(rèn)為原油在凝固點以下集輸時，管壁上結(jié)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?shù)挠绊?/h3>

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

原油是一種復(fù)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(dāng)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(xù)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(guān)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(wěn)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(zhì)上取決于其蠟晶網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的強度，任何對蠟晶網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的影響都會影響到凝固溫度。試驗室測得數(shù)據(jù)由于擾動小，在實際生產(chǎn)中，液面移動的剪切會破壞已形成的或正在形成的蠟晶網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，這些結(jié)構(gòu)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(rèn)為這種凝固溫度偏移的現(xiàn)象是特高含水原油體系可實現(xiàn)低溫集油的主要因素之一。

1.3 流態(tài)對低溫集輸?shù)挠绊?/h3>

我們發(fā)現(xiàn)原油在集輸過程中，由于輸送條件的不同，會出現(xiàn)分層、混合和懸浮等不同的流動狀態(tài)，不同的流動狀態(tài)對集輸溫度的影響較大。但流態(tài)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(xiàn)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(shù)據(jù)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(xiàn)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(dāng)溫度略低于凝固點時，油中有顆粒狀物出現(xiàn)，并主要聚集于油水界面，在水的帶動下，可以安全輸送，當(dāng)溫度進一步降低，油部分凝結(jié)成塊，出現(xiàn)掛壁現(xiàn)象，難以安全輸送。從實際生產(chǎn)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(dāng)溫度低于凝固點時油中有顆粒狀物出現(xiàn)，液體有掛壁現(xiàn)象，但不影響安全輸送，低于凝固點6～8℃塊狀凝結(jié)物開始出現(xiàn)，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(tài)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(jié)，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(huán)，使得油水混合體系仍然可以在管道內(nèi)流動。從現(xiàn)場經(jīng)驗來看，該種流動狀態(tài)通常在含水達(dá)到95%以上形成，可實現(xiàn)低溫集輸?shù)臏囟纫沧畹停诘陀谀厅c10℃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(xiàn)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(biāo)準(zhǔn)。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(huán)的產(chǎn)液、環(huán)長、含水都不相同，輸送界限也不一樣，同時應(yīng)當(dāng)對能耗進行綜合考慮來確定原油合理的集輸界限。經(jīng)過現(xiàn)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(biāo)準(zhǔn)，來確定環(huán)的輸送極限。

二是以整體系統(tǒng)的總能耗最低為目標(biāo)，提出能耗最低的最佳運行參數(shù)。將采油、集油、處理、外輸作為一個有機的整體系統(tǒng)，研究其中各節(jié)點的能量消耗及其相互轉(zhuǎn)換的規(guī)律，找出影響系統(tǒng)能耗的關(guān)鍵因素，建立能耗優(yōu)化診斷平臺，與環(huán)的輸送極限相結(jié)合，提出合理的摻水量和摻水溫度，指導(dǎo)現(xiàn)場運行。

三是對新油田設(shè)計參數(shù)進行調(diào)整。環(huán)狀摻水流程的進站設(shè)計溫度由凝固點以上3℃調(diào)整為低于凝固點3℃。

3 多種低溫集輸方式的應(yīng)用

3.1 不摻水集輸

主要針對平均單井產(chǎn)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(huán)中的摻水，通常通過流程切換，使產(chǎn)液量高不低于10 t/d的井作為首端井，帶動整個環(huán)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(biāo)準(zhǔn)，累計實施29個環(huán)，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(chǎn)液量相對較高，含水達(dá)到70%～80%，但不能滿足長期不摻水集輸要求的環(huán)，以油井回壓作為判斷標(biāo)準(zhǔn)，定期開啟摻水沖環(huán)。

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(jù)新肇油田的實際生產(chǎn)規(guī)律和管理經(jīng)驗確定停摻水界限，當(dāng)回油壓差或回油壓力高于界限值時開始恢復(fù)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(dá)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(chǎn)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(huán)中含水達(dá)到95%以上，從而實現(xiàn)低溫集油。

新站油田新三轉(zhuǎn)油站所轄井平均單井產(chǎn)液量1.9 t/d，環(huán)平均產(chǎn)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(huán)平均含水達(dá)到97%。最低摻水溫度達(dá)到31℃，最低環(huán)回油溫度達(dá)到24℃，目前摻水溫度穩(wěn)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(chǎn)液量在2～6 t/d，無法實現(xiàn)不摻水集輸?shù)挠吞铮ㄟ^優(yōu)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(xiàn)場試驗為先導(dǎo)，根據(jù)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?shù)榷喾N適合高寒地區(qū)低產(chǎn)油田高凝原油低溫集輸技術(shù)，該技術(shù)通過在大慶外圍油田推廣以來，累計節(jié)氣6 490×104m3。

4 結(jié)論及認(rèn)識

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

1）高含水原油可在凝固點以下集輸，且管壁結(jié)蠟不會對集輸造成主要影響。

2）原油含水后凝固溫度發(fā)生偏移，在高含水狀態(tài)下原油凝固溫度低于其凝固點。

3）混合、懸浮的流動狀態(tài)比分層流可實現(xiàn)的集輸溫度更低。

4）應(yīng)當(dāng)以井口回壓變化和能耗綜合指標(biāo)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(shù)，設(shè)計參數(shù)可降低至低于凝固點3℃進站。