王 富

(1.西南石油大學,成都610500;2.勝利油田分公司海洋采油廠,山東東營257237)

埕島油田含水原油管線運行狀況分析

王 富1,2

(1.西南石油大學,成都610500;2.勝利油田分公司海洋采油廠,山東東營257237)

埕島油田的海三到海四?426 mm×9 mm、17.8 km輸油管線承擔著我國最大淺海油田——埕島油田上岸含水原油的輸送任務,該管線原油含水50%～70%,粘度上升快,干線壓力升高,局部出現游離水,水質礦化度高,輸送溫度高,結垢趨勢導致阻力增加。針對干線壓力升高原因,提出提高管線工作壓力、合理控制輸油溫度、提高外輸泵揚程、敷設大口徑管線、管線防垢除垢、原油分水等措施和建議,提高含水原油輸送能力。

含水原油;流變性;粘度;管道;輸送能力

與凈化油相比較,含水原油由于其乳化結構發(fā)生變化,流變性復雜,在管道輸送時呈現出獨有的特點。本文結合埕島油田海三到海四 ?426 mm× 9 mm輸油管線干線壓力升高的原因,對含水原油輸送規(guī)律進行分析。

該管線承擔著我國最大的淺海油田——埕島油田上岸含水原油的輸送任務,管線設計壓力215 MPa,設計輸量14 400 m3/h,經濟輸量11 500～23 000 m3/h[1]。2008年輸油綜合質量含水5111%,年輸液51315×104m3,平均排量590 m3/h。管線構成與各站外輸設備狀況如表1～2。

1 問題的提出

2008年,埕島油田海三到海四 ?426 mm×9 mm管線排量為 600 m3/h,海三站出壓為 2.2 MPa。為了緩解單條管線運行干線壓力大的問題, 2008-04投產了?325 mm×7 mm復線,投產后海三出站壓力下降為1.35 MPa,4臺泵排量上升到760～880 m3/h。但自 2008-12-20—2009-01-07,海三出站壓力又處于上升趨勢,干線壓力始終在1.5 MPa以上,2009-01-20以后出站壓力達到1.9 MPa,排量580 m3/h,如圖 1。2條管線排量694 m3/h,來液最大瞬時排量為720 m3/h,達不到復線投產運行時的760 m3/h,無法滿足提液需要,原因是管線干線壓力升高,因此有必要從含水原油管線運行狀況分析干線壓力升高的原因。

表1 埕島油田海三到海四原油外輸管線狀況

表2 埕島油田海三到海四?426、?325 mm管線系統(tǒng)外輸設備參數

圖1 埕島油田海三到海四干線壓力-排量曲線

2 海三含水原油管線流變性分析

2.1 原油反相點

海三原油具有良好的乳化性能,50℃反相點70%,60℃反相點65%,70℃的反相點依然高達60%。

2.2 原油粘度

乳狀液中含水(鹽)量與粘度比關系如圖2[3],油水乳狀液一般呈現油包水型,其混合物粘度隨含水(鹽)率的增加而增加。當含水(鹽)率>70%時,轉相形成水(鹽水)包油型乳狀液,其粘度近似等于水(鹽水)的粘度。用旋轉粘度計測量不同溫度和不同含水(量)的原油粘度,如表3。

圖2 乳狀液含水(鹽)量與粘度比關系

表3 海三外輸原油不同含水量和不同溫度的粘度

一定溫度下含水原油粘度-含水關系曲線如圖3,可以看出,原油含水在50%～70%之間,粘度有2個峰值,即含水60%、70%時;含水65%的粘度在60%～70%之間,不符合“油水乳狀液一般呈現油包水型,其混合物粘度隨含水(鹽)率的增加而增加”的一般規(guī)律。再次測量仍然發(fā)現含水60%粘度大于含水65%粘度。原因可能是含水從60%上升,一方面出現了水包油乳狀液,粘度降低;另一方面乳狀液顆粒變大,粘度又增加。到含水為65%時,粘度減小因素占主導地位,因此粘度減小。到含水為70%時,粘度增加因素占主導地位,因此粘度增加。

圖3 一定溫度下含水原油粘度-含水關系曲線

從不同含水原油粘度-溫度關系得出如下結論:

a) 海三外輸原油含水從50%上升到60%過程中,粘度急劇增加。例如 65℃時,粘度從 92.9 mPa·s(含水50%)上升到450 mPa·s(含水60%)。

b) 粘度隨溫度變化明顯。60～75℃,含水60%原油,粘度從707 mPa·s(60℃)下降至144 mPa·s(75℃),每升高5℃,粘度下降50%。

c) 50%～70%的含水原油粘度規(guī)律復雜。整體趨勢是含水原油粘度隨含水增加而增加。含水原油在輸送過程中可能出現壓力波動,且上升。

2.3 外輸原油流變性分析

含水原油水力計算壓降公式分為牛頓流體和非牛頓流體,選用前需要進行流變分析。

原油在不同含水量下的W/O試驗流變曲線,選擇冪律方程為

τ=K·Yn式中,τ為剪切應力,Pa;K為稠度系數,Y為剪切速率,l/s;n為流變行為指數。

擬合流變曲線,結果如表4。

表4 含水原油乳狀液流變方程τ

含水30%、60℃時,n=0.98,接近于1;含水較低、溫度較高時,含水原油多為牛頓流體;含水高、溫度低時,含水原油多為非牛頓流體。含水50%以上、輸油溫度高達65℃以上的流變曲線如圖4,可作為牛頓流體。

圖4 含水原油流變曲線

含水原油為牛頓流體時,分為層流、紊流光滑區(qū)、混合摩擦區(qū)、粗糙區(qū),壓降計算公式為

式中,Δp為沿程壓降,Pa;d為輸油管內徑,m;v為含水油的流速,m/s;ρf為含水油的混合密度, kg/m3;λ為沿程水力摩阻系數。

以?325 mm管線與?426 mm管線并聯(lián)運行計算壓降,可以驗證牛頓流體假設的正確性。無論何種流態(tài),都會產生偏流,?325 mm管線輸油量小[1],只占22%～25%。取2009-03-30的數據進行計算, Δ=0.20 mm,k=0.8 kcal/(h·m2·℃),環(huán)境溫度0℃。海四壓力 0.46 MPa,68℃;海三壓力 1.7 MPa,排量624 m3/h,含水58%,70℃;海二壓力1. 2 MPa,排量18 m3/h,70℃;海五壓力1.78 MPa,排量50 m3/h,70℃。用式(1)計算出?325 mm管線的壓差為 1.31 MPa,實測為 1.24 MPa,誤差5%;計算出 ?426 mm的壓差為1.41 MPa,誤差12%。計算誤差≤15%,工程上可以接受,牛頓流體假設正確。

含水原油為非牛頓流體時,水力計算也有層流與紊流之分。對于冪律流體,其判別準則是穩(wěn)定性參數 Z[4]。

3 管線系統(tǒng)干線壓力高原因分析

3.1 水力學原因

自?325 mm復線投產以來,海三外輸含水從50%上升到57%,在轉相點附近。與國內含水原油油水乳狀液轉相點在50%～70%[5-6]一致。如表5,現場中原油含水從55%上升到60%附近,粘度從70 mPa·s上升到314 mPa·s,壓降急劇上升,導致干線壓力增加,泵輸量降低。

表5 海三68℃不同含水原油表觀粘度

3.2 工藝流程原因

現場沒有發(fā)現閥門故障,沿途油溫60℃以上,可排除由于工藝流程原因導致干線壓力上升的因素。

3.3 管線結垢導致干線壓力上升

成垢離子是結垢的內在因素,溫度、壓力、鹽量和p H值是成垢的外在條件。結垢趨勢預測[7]首先分析污水中的離子(如表6),然后通過計算得到不同條件下污水的結垢趨勢。

表6 海三、海五混合污水(海三∶海五為10∶1)離子分析結果

由表6看出,污水(即管線污水)中成垢離子為Ca2+、Sr2+、SO2-4、CO2-3、HCO-3。CaCO3、CaSO4、SrSO4三種結垢趨勢預測如表7。

表7 海三、海五混合污水(海三∶海五為10∶1)離子分析結果

由穩(wěn)定指數法SA I判斷,SA I=4～5時結垢嚴重[7-8]。50℃時污水的SA I=4.5,已經結垢嚴重。

由表7看出,混合污水CaCO3結垢強,隨溫度升高趨勢增強;污水均有CaSO4結垢趨勢,且隨溫度升高結垢趨勢升高;污水均有SrSO4結垢趨勢。2009-05在拆卸海三外輸流量計過程中發(fā)現流量計法蘭結垢達10 mm。2009-04—07,海三到海四管線壓差平均上升0.05 MPa/月。垢一旦形成后有持續(xù)增強的趨勢。

海三到海四含水油管線排量上升,壓力升高,但這不是壓力升高的主因。原油含水從50%升高到60%,一方面粘度增加,干線壓力上升;另一方面以水為外相的乳狀液顆粒越來越多,產生部分游離水,為結垢創(chuàng)造條件。輸油溫度從62℃升高到68℃(接近70℃),高溫又使污水結垢趨勢增強,導致管線結垢嚴重。管線結垢使有效內徑減小,輸量下降。

4 高含水期管線系統(tǒng)干線壓力趨勢

借助PIPEPHASE軟件,用牛頓流體水力計算公式,預測流量-壓差關系。表8為68℃含水60%時?325 mm和?426 mm管線并聯(lián)運行流量-壓差預測結果。

表8 68℃含水60%時?325 mm和?426 mm管線并聯(lián)流量-壓差預測

含水70%以上時,乳化液從W/O變成O/W,粘度降低,阻力減小,輸量上升。

5 提高管線系統(tǒng)輸油量的措施

5.1 選擇合適的輸油溫度

a) 考慮粘度和流態(tài)隨溫度的變化。含水55%原油溫度在55～60℃時,粘度隨溫度急劇變化;60℃以上時,粘度變化不明顯。因此含水55%的原油輸油溫度應控制在60℃以上。

b) 考慮設備能否滿足要求。

c) 考慮結垢類型以CaCO3和CaSO4為主,溫度越高結垢趨勢越強,因此應降低溫度。

d) 考慮原油脫水溫度。

海三進站溫度控制到62℃,夏季可以實現熱力越站輸送,同時優(yōu)選低溫脫水破乳劑,可實現全年熱力越站輸送。

5.2 提高外輸壓力

更換外輸泵組,提高管道工作壓力,也是一種增輸方法。2009-07海三更換4臺J S250-300型外輸泵后,外輸泵額定揚程從240 m提高到300 m,外輸能力從600 m3/h提高到750 m3/h。

5.3 敷設?426 mm×9 mm復線

結合下游改氣工程,應敷設一條?457 mm×9 mm復線以提高輸量,將原有?426 mm×7 mm管線作為備用或者輸氣。

5.4 化學破乳降粘輸送

在實驗室對不同含水的原油對應加入0.05% SH-1型破乳劑,使其由油包水向水包油型轉變,形成穩(wěn)定的水包油型乳狀液。流變方程如表9。

表9 不同含水量的O/W乳狀液流變方程τ

在40%<含水量<70%的情況下,可投加O/ W型乳化劑,乳化降粘輸送在低溫下增輸效果更為明顯。在含水量>70%的情況下呈O/W態(tài),不需要投加乳化劑來增加輸量。由于含水上升,純油量減少,此時已不能滿足生產要求。

5.5 優(yōu)化工藝防垢清垢

為避免溫度過高出現結垢高峰區(qū),對管線源頭進行水性配伍試驗,加強緩蝕劑的篩選與應用。

5.6 分水降低原油粘度

結合埕島油田中心三號平臺規(guī)劃,如果海三分水使其外輸含水在10%以下,原油粘度可由300 mPa·s下降到120 mPa·s,其管線輸油能力將大幅度上升。

6 結語

含水原油由于其乳化結構發(fā)生變化,粘度隨含水率、溫度、原油物性等變化明顯,流變性復雜,原油中含有游離水,在管道輸送時呈現出獨有的特點,只有掌握這些規(guī)律,才能降低能耗、提高輸量,最大限度地發(fā)揮管道輸送的效益。

[1] 油田油氣集輸設計技術手冊編寫組.油田油氣集輸設計技術手冊[K].北京:石油工業(yè)出版社,1994:686.

[2] 馮叔初,郭揆常.油氣集輸[M].東營:石油大學出版社,1988.

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[7] SY/T 0600—1997,油田水結垢趨勢預測[S].

[8] 馮永訓.油田采出水處理設計手冊[K].北京:中國石化出版社,2008:365.

Analysis on Pipeline of Water Cut Oil in Chengdao Oilfield

WANG Fu1,2
(1.Southwest Petroleum Uniersity,Chengdu610500,China; 2.Of f shore Oil Production Plant,Shengli Oilf ield Company,Dongying257237,China)

Pipeline of water cut oil from Hisan to Hisi transports oil from Chengdao oilfield.Pressure drop rises because of rapidly ascending of viscidity of crude oil water emulsion 50%～70% water-cut.Dissociate water partly because of high water-cut,high mineralization,and high temperature of oil online,trend of scale in pipeline is strong.Recommendations are made to improve the water-bearing capacity of crude oil,such as increasing the pipeline pressure,reasonable control of temperature,increasing the pump head,laying large diameter pipelines,pipeline descaling scale,oil water separation and other measures.

water cut oil emulsion;rheologic behavior;viscidity;pipeline;transportation capacity

1001-3482(2010)04-0037-06

TE973

A

2009-11-28

王 富(1969-),男,山東海陽人,高級工程師,在職博士研究生,2002年畢業(yè)于西南石油大學石油與天然氣工程專業(yè),從事海上油田的采油工程技術與管理工作,E-mail:wangfu@slof.com。