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    綏靖油田站場常溫集輸技術(shù)

    2022-05-25 00:51:06高慶鴿馮曉成趙天福
    石油化工應(yīng)用 2022年4期
    關(guān)鍵詞:含蠟復合管高含水

    任 超,高慶鴿,馮曉成,趙天福,吳 霞

    (中國石油長慶油田分公司第四采油廠,陜西榆林 718500)

    綏靖油田2001 年投入大規(guī)模產(chǎn)建,以淺層開發(fā)為主,歷經(jīng)近二十年的勘探開發(fā),目前整體采出液平均含水率已超過80%,產(chǎn)液量約為50×104m3,產(chǎn)油量約80×103t。集輸態(tài)由“油-水”不連續(xù)相,逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)椤八汀毕?。鑒于原油與水的物性差異,含水上升與原油集輸熱負荷正相關(guān),呈拋物線關(guān)系。隨著含水率從50%逐漸增加至95%過程中,加熱負荷不斷增大,且上升幅度不斷增大[1]。因此,開展從增壓點常溫集輸、轉(zhuǎn)油站控溫集輸方法的研究,可達到高含水開發(fā)期集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗的目標[2]。

    1 實驗部分

    1.1 原油樣品DSC 實驗

    對綏靖油田特征原油進行現(xiàn)場取樣,密封后送達實驗室。48 h 后預熱至井底溫度,按集輸壓力2.5 MPa取樣分析,確定含水原油蠟沉積規(guī)律。兩種典型的長2和長6 原油,根據(jù)差示掃描量熱儀工作原理,將無相變、熱焓小的空氣作為參比樣,通過測量輸入到測試樣和參比樣,根據(jù)熱流量之差隨溫度變化函數(shù)關(guān)系,得到DSC 曲線(見圖1),計算出不同溫度下的析蠟點下的含蠟量。從圖1 對比結(jié)果可以分析,長2 原油析蠟點為25.66 ℃,含蠟量14.56%;長6 原油析蠟點為28.31 ℃,含蠟量13.20%。

    圖1 兩種原油DSC 曲線

    1.2 原油樣品HMS 實驗

    開展“冷流”與“熱流”條件下的實驗,對不同徑向位置的沉積物采用機械分層取樣法(MSS)與加熱融化取樣法(HMS)進行取樣,獲得含蠟量、析蠟點以及碳數(shù)分布等特性參數(shù)。對長2 和長6 兩個原油樣品,按1:1、1:2 混合,取兩個樣品,進行實驗。分別進行蠟沉積實驗、不同流速下的沖刷實驗,對比沖刷前后的蠟層厚度,分析油溫和流速對蠟沉積厚度的影響(見圖2)。從圖2 對比結(jié)果中,基本結(jié)論是含蠟量較低的蠟層更容易被原油溶解,含蠟量較高的蠟層則較難溶解;當油流與管壁之間不存在溫差時,不會有沉積物生成;提高油流溫度與增加流速都會使沉積物的厚度減小。

    圖2 壁溫15 ℃時結(jié)蠟厚度變化與原油不同流量間關(guān)系

    1.3 原油樣品黏-溫曲線實驗

    現(xiàn)場提取不同區(qū)塊原油樣品凈化穩(wěn)定后,進行一定溫度下的黏度測定。結(jié)果表明,不同層位和蠟含量的原油,原油用不同溫度重復加熱后,其初凝點變化明顯,加熱溫度越高、加熱次數(shù)越多,初凝點越低(見圖3);從圖3 曲線可知,當油溫高于初凝點約6.5 ℃時,原油黏-溫度斜率基本不變。

    圖3 綏靖油田長6 層凈化油黏-溫曲線

    1.4 不同管材沉積實驗

    礦場選擇三類管材,分別為22Cr 雙相不銹鋼、316L 雙金屬復合管、滌綸纖維纏繞增強復合管,進行結(jié)蠟結(jié)垢速度、管材成本、施工費用、運營成本等項目的統(tǒng)計分析。按20 年全生命周期費用預測結(jié)果,滌綸纖維纏繞增強復合管具有明顯的成本優(yōu)勢,適用于地勢平坦、高含水、液量高、產(chǎn)量低、對抗腐蝕較高要求的油田集輸管線,節(jié)約全周期成本18.5%以上。

    2 礦場推廣

    2.1 實驗結(jié)果與現(xiàn)場生產(chǎn)情況對比

    (1)室內(nèi)分析數(shù)據(jù)與生產(chǎn)情況的一致性。對綏靖油田站場集輸管線進行相關(guān)數(shù)據(jù)調(diào)查,用歷年產(chǎn)液量、集輸量、回壓、管徑、集輸周期、管內(nèi)流速較低(<2.5 m3/h)等基本數(shù)據(jù)進行回歸,當井站環(huán)境溫度較低(<10 ℃)時,對于原油掛壁、結(jié)蠟更為敏感,會引起沿程摩阻急劇增加,并與管線的埋深和保溫層相關(guān),具體與環(huán)境、緯度、地表等關(guān)聯(lián);統(tǒng)計油井原油熱洗、站點恢復點爐前后回壓變化,全部呈現(xiàn)由小增大、與氣溫和液量相關(guān);提高場站“水-油”相集輸溫度,回壓下降[1-3]。

    (2)夏秋季時,陜北氣溫在20 ℃左右,常溫集輸管道沿程溫變極小,可實現(xiàn)常溫集輸。冬春季時,陜北平均氣溫在0~6 ℃,實施加熱集輸?shù)恼军c,必須滿足連續(xù)輸油條件,以保持水-油相在流動狀態(tài)下的較低凝點,進站流體溫度控制在20~25 ℃即可滿足。

    2.2 礦場應(yīng)用

    L 區(qū)5 座站點在不同加溫、加藥工況、脫水效果等因素,礦場現(xiàn)狀為在高含水開發(fā)期,運行溫度不低于25 ℃、處理時間超過3 h 時,不加藥即可實現(xiàn)油水正常分離[4](見表1)。

    表1 長6 油區(qū)站點常溫輸送動態(tài)

    到2021 年底,試驗站點常溫運行39 座,控溫運行7 座,常溫輸送井組占比87.6%,滌綸纖維纏繞增強復合管常溫集輸35 條90.2 km。直接節(jié)約生產(chǎn)運行費用約257.3 萬元,設(shè)備設(shè)施維護費用571.9 萬元;高含水油田地面系統(tǒng)布局采用“前端加藥+集輸脫水+末端分液”,降低系統(tǒng)運行能耗,累計節(jié)約建設(shè)投資418.2 萬元,節(jié)約運行費57.3 萬元/年,節(jié)約設(shè)備設(shè)施維護費用406 萬元,節(jié)約天然氣230×104m3,綜合增加效益470.6萬元。

    3 結(jié)論

    (1)不同層位、不同區(qū)塊的凈化油,其析蠟點和蠟含量是不相同的,溫度升高蠟含量降低,其溫度-濃度存在“傾斜S 形”變化形態(tài)。

    (2)含蠟量較低的原油,形成的結(jié)蠟層更容易被液相流速、溫度等外界條件改變,蠟層更容易被原油溶解;含蠟量較高的蠟層則較難溶解。

    (3)集輸管道建設(shè)中采用滌綸纖維纏繞增強復合管,降低建設(shè)與運行費用,對環(huán)境和生產(chǎn)管理也是非常友好的。

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