高凝高粘原油海管輸送工藝探討

冀光峰，侯辰光，把全龍，林洞峰，郭 金，陳 希

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津300450)

1 研究背景

渤海某油田開發(fā)化鎮(zhèn)組明下段與館陶組原油：明下段地面原油為重質(zhì)油，具有密度高、粘度高、含硫量低、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高、含蠟量中偏高、凝固點(diǎn)高等特點(diǎn)；館陶組地面原油為超重質(zhì)油，具有密度高、粘度高、含硫量低、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高、含蠟量中偏高、凝固點(diǎn)高等特點(diǎn)。原油物性如表1所示，采用蒸汽吞吐的開采方式進(jìn)行開發(fā)。

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

2 外輸方式選擇

該油田原油屬于特稠油范疇，其在低溫下粘度較大。因此該油田井口平臺(tái)至接收端中心平臺(tái)的混輸管道采用雙層保溫管結(jié)構(gòu)，埋深1.5m，保溫層采用聚氨酯泡沫材料，保溫層厚度50mm，管道總傳熱系數(shù)按0.85W/(m2·K)考慮，粗糙度按0.05mm考慮。國內(nèi)外高粘原油最為常用的輸送方式為加熱輸送和摻稀輸送，基于該油田原油物性，分別對(duì)這2種輸送方式進(jìn)行水力和熱力計(jì)算，選擇適合于本項(xiàng)目高粘原油的輸送方式。

2.1 加熱輸送

根據(jù)采油工藝提供參數(shù)，井口物流的平均溫度為70℃，這里選取70、75、80、85℃ 4個(gè)點(diǎn)，以2022年該油田至接收端中心平臺(tái)的混輸海管為例，計(jì)算在不同溫度下的輸送情況，計(jì)算結(jié)果如表2所示。

表2 混輸海管不同輸送溫度下輸送情況 Tab.2 Transportation condition of mixed transportation submarine pipeline under different transportation temperatures

從表2可以看出：管道入口溫度提高后，管道入口壓力有所下降，但當(dāng)入口溫度高于75℃再提高溫度時(shí)，壓降的降低幅度有限，且入口溫度較高，熱負(fù)荷較大。即使選擇85℃外輸，管道壓降仍然較大，特別是一旦停輸后，管道再啟動(dòng)壓力大，對(duì)后續(xù)的再啟動(dòng)帶來風(fēng)險(xiǎn)。因此，不建議采用加熱輸送方式。

2.2 摻水輸送

國內(nèi)外常見的稠油輸送方法是摻稀輸送，陸上油田往往摻入稀油、柴油等粘度很小的稀釋劑，而海上由于鋪設(shè)一條稀釋劑的海管成本很高，且海上水資源豐富，所以多采用摻水輸送。同樣以該油田至接收端中心平臺(tái)的混輸海管為例，分別選取10、12、14in(254、304.8、355.6mm)3種管徑進(jìn)行比較，不同管徑下的管道運(yùn)行參數(shù)見表3。

表3 不同含水率的原油輸送比較 Tab.3 Comparison of crude oil transportation with different water contents

2.3 采用摻水輸送方式

從以上結(jié)果可以看出：如果按照井口含水率直接外輸，需要通過提高外輸溫度或者增大管徑的方法來降低外輸壓力，提高外輸溫度會(huì)大幅增加加熱負(fù)荷，增大管徑不但增加投資，還降低了管輸流速，易造成稠油中重組分和砂沉積。

當(dāng)摻水至60%輸送時(shí)，在相同管徑和輸送條件下，壓降較不摻水外輸小很多，且如果不摻水外輸時(shí)需要選擇的管徑為12in，摻水至60%外輸時(shí)，管徑僅為10in。因此不推薦按照井口含水率直接外輸。

綜合考慮，對(duì)該高粘原油采用摻水輸送方式。

3 摻水輸送方案優(yōu)化設(shè)計(jì)

為了對(duì)摻水量、外輸溫度、加熱負(fù)荷、外輸壓力等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，首先對(duì)不同外輸含水率下的摻水量需求進(jìn)行了核算，如表4所示。

表4 不同外輸含水下?lián)剿啃枨?Tab.4 Water blending demand under different water contents for transport ation

圖1 不同外輸含水率、外輸溫度下的加熱負(fù)荷 Fig.1 Heating load at different water contents and transportation temperatures

根據(jù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，熱采井正常生產(chǎn)平均井口溫度為70℃，水源井水溫度為35℃。在外輸含水45%～65%，外輸溫度49～62℃范圍內(nèi)，計(jì)算了不同外輸含水率和外輸溫度下的外輸加熱負(fù)荷，如圖1所示。可以看到，加熱負(fù)荷隨著外輸含水率和外輸溫度的升高而增加。同時(shí)，計(jì)算了不同外輸含水率和外輸溫度下的管線入口壓力，如圖2所示，入口壓力隨著外輸含水率和外輸溫度的升高而減小。雖然含水率增加，使外輸泵的排量也隨之增加，但是外輸壓力的降低仍舊占主導(dǎo)因素，因此摻水輸送可使得管線入口壓力大幅降低，但是隨著摻水量的增加，入口壓力的降低幅度也隨之降低。綜合加熱負(fù)荷和管線入口壓力2方面的因素，初步判斷摻水至外輸含水55%～60%，外輸溫度在60～65℃區(qū)間較為合理，使加熱負(fù)荷和入口壓力都在較為合理的范圍內(nèi)。

圖2 不同外輸含水率、外輸溫度下的管線入口壓力 Fig.2 Pipeline inlet pressure at different water contents and transportation temperatures

表5 2種輸送工況下管徑選擇 Tab.5 Selection of pipe diameter under two transportation conditions

根據(jù)初步判斷，在外輸含水55%～60%，外輸溫度60～65℃區(qū)間進(jìn)行細(xì)化比較。接下來從管徑優(yōu)化的角度，對(duì)不同含水率和不同外輸溫度情況進(jìn)行分析。選取含水55%原油在65℃(方案一)下與含水60%原油在60℃(方案二)下2種工況進(jìn)行水力熱力計(jì)算，結(jié)果如表5所示。

4 結(jié)論

綜合考慮管道壓降管道投資等因素，方案一選取的管徑為12in，方案二選取管徑為10in，這在一定程度上降低了管道的投資費(fèi)用且管道壓降在合理范圍內(nèi)。據(jù)此建議摻水至60%含水，60℃外輸方案。