官學(xué)源1 馬焱2 孫洪強(qiáng)3 張春生1

1.中國(guó)石油天然氣管道工程有限公司沈陽(yáng)分公司 ； 2.北方管道錦州輸油氣分公司；3.中國(guó)石油管道局工程有限公司第三工程分公司

摘要：某采油井區(qū)采用稠油摻水降黏集輸工藝，針對(duì)該井區(qū)集輸存在摻水量大和回?fù)剿�出站溫度高等�?wèn)題，通過(guò)實(shí)驗(yàn)分析稠油物性以確定最佳摻水量，通過(guò)建立數(shù)學(xué)模型分析出站溫度對(duì)運(yùn)行的影響，得到優(yōu)化數(shù)據(jù)，并用于指導(dǎo)井區(qū)生產(chǎn)。

關(guān)鍵詞：稠油集輸；溫度；黏度；摻水量?jī)?yōu)化

稠油具有黏度高、密度大、流動(dòng)性差等問(wèn)題，我國(guó)常用的稠油集輸有加熱降黏輸送、摻熱水降黏輸送、乳化降黏輸送等工藝技術(shù)[1-3]。隨著某油田稠油井區(qū)逐步開(kāi)發(fā)，油品黏度增高，摻水降黏工藝逐漸暴露出摻水量大和處理站回?fù)剿�出站溫度高等能耗�?wèn)題。本文對(duì)此開(kāi)展分析研究并提出改進(jìn)方法。

1  稠油集輸現(xiàn)狀

某油田稠油井區(qū)采用注水冷采開(kāi)發(fā)油藏，集輸方式采用摻熱水雙管集輸工藝，回?fù)剿�管線和集油管線為同溝敷設(shè)。井區(qū)根據(jù)油品黏度分為3個(gè)黏度區(qū)域，即油品溫度50℃，黏度1000 mPa·s以下（簡(jiǎn)稱區(qū)域一），1000 mPa·s～2000 mPa·s（簡(jiǎn)稱區(qū)域二）及2000 mPa·s～3000 mPa·s以上（簡(jiǎn)稱區(qū)域三）。如圖 1所示，摻熱水雙管集輸工藝流程為：油水混合物由采油井采出后，通過(guò)集油單井線進(jìn)入到計(jì)量配水撬，計(jì)量后通過(guò)集油支線、干線進(jìn)入到處理站，經(jīng)處理后處理站得到回?fù)剿�，加熱后通過(guò)回?fù)剿�干線、支線，由計(jì)量配水撬為摻水單井線配水向采油井口摻水。

圖 1 稠油摻水集輸工藝流程

井區(qū)運(yùn)行初期參數(shù)見(jiàn)表 1，采油井合計(jì)278口，摻水方式為籠統(tǒng)摻水方式，日摻水量2050 m3/d，詳情見(jiàn)表 2。

表 1 井區(qū)運(yùn)行數(shù)據(jù)

表 2 井區(qū)初期摻水狀況

2  優(yōu)化摻水量

2.1  油水乳狀液物性實(shí)驗(yàn)

影響油水乳狀液流動(dòng)特性的因素有很多，例如乳狀液制備條件、含水率、剪切率、溫度、界面活性物質(zhì)含量等。其中，制備條件是影響油水乳狀液流動(dòng)特性最重要的條件。在配制不同含水率的油水乳狀液時(shí)，攪拌轉(zhuǎn)速或攪拌時(shí)間的不同，都會(huì)直接影響配制出的油水乳狀液黏度。因此，在開(kāi)展油水乳狀液物性實(shí)驗(yàn)前，必須先確定油水乳狀液的實(shí)驗(yàn)室制備條件。

測(cè)試不同黏度區(qū)域稠油油包水乳狀液的體積含水率和50℃黏度。然后，采用黃啟玉“反演法”，在實(shí)驗(yàn)室制備出相同含水率、黏度相近的油包水乳狀液。

實(shí)驗(yàn)室制備條件和過(guò)程如下：將原油與地層水裝入不同的磨口瓶，置于50 ℃水浴中恒溫20 min待用；按所需含水率將地層水一次性加入到原油中；油水混合溫度保持為50 ℃；油水混合液總體積為80 mL；制備油包水乳狀液的攪拌轉(zhuǎn)速為1100  r/min；攪拌時(shí)間為10 min。

在30℃～60℃溫度下，分別測(cè)試含水率為10%～80%的油水乳狀液的黏度，得到不同含水率的原油黏溫曲線，如圖 2、圖 3、圖 4所示。由圖可知，稠油黏度與摻水量的關(guān)系：區(qū)域一、區(qū)域二、區(qū)域三的稠油含水率分別達(dá)到65%、70%、75%時(shí)，黏度均降至600 mPa·s以下，可滿足地面集輸要求。含水率繼續(xù)升高，黏度降低不明顯。

圖 2 區(qū)域一稠油含水率與黏度關(guān)系圖

圖 3 區(qū)域二稠油含水率與黏度關(guān)系圖

圖 4 區(qū)域三稠油含水率與黏度關(guān)系圖

2.2  最佳摻水量

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，得到不同黏度區(qū)域最佳含水率，計(jì)算最佳摻水量，得出日摻水量為1425 m3/d，如表 3所示。對(duì)比優(yōu)化前摻水量2050 m3/d，優(yōu)化后摻水量下降了約30%。

表 3 井區(qū)集輸優(yōu)化后摻水狀況

3  優(yōu)化出站溫度

3.1  計(jì)算模型

現(xiàn)場(chǎng)摻水干支線和集油干支線采用聯(lián)合保溫模式，單井線采用單獨(dú)保溫模式。基于傳熱學(xué)原理建立模型。

（1）物理模型。單獨(dú)保溫和聯(lián)合保溫物理模型分別如圖 5 a、圖 5 b所示。

Ho管道中心距地表距離； RWH、 RON分別為摻水管、集油管半徑

（a）

S 1、 S 2、 S 3、 S 4、 S 5分別為單位管段長(zhǎng)度上集油管遠(yuǎn)離摻水管

一側(cè)的面積，管內(nèi)空氣與管外土壤接觸面的面積，摻水管遠(yuǎn)離集油管一側(cè)

的面積，摻水管遠(yuǎn)離集油管一側(cè)的面積，摻水管靠近集油管一側(cè)的面積， m2/m。

（b）

圖 5 雙管同溝敷設(shè)分別保溫與聯(lián)合保溫模型示意圖

（2）數(shù)學(xué)模型。單獨(dú)保溫集油管溫降模型如式（1）（2）所示：

式中 KO、KW 分別為集油管、摻水管總傳熱系數(shù)，W/（㎡·℃）；GO、GW分別為集油管、摻水管質(zhì)量流量，kg/s；cO、cW 分別為集油管、摻水管內(nèi)介質(zhì)比熱容，J/（kg·℃）；iO、iW 分別為集油管、摻水管水力坡降，m/m；l 為計(jì)算管段長(zhǎng)度，m；z 為管段總長(zhǎng)度，m；g為重力加速度，m/s2。

聯(lián)合保溫集油管溫降模型如式（3）（4）（5）所示：

式中：K1、K2、K3、K4、K5分別為集油管遠(yuǎn)離摻水管一側(cè)管壁、管內(nèi)空氣到管外土壤、摻水管遠(yuǎn)離集油管一側(cè)管壁、集油管靠近摻水管一側(cè)管壁、摻水管靠近集油管一側(cè)管壁總傳熱系數(shù)，W/（㎡·℃）；G、G＇分別為集油管、摻水管質(zhì)量流量，kg/s；ta、Tf分別為雙管之間空氣溫度、管外土壤溫度，℃；TO、TW分別為集油管、摻水管內(nèi)介質(zhì)起始溫度，℃；cp、c＇p分別為集油管、摻水管內(nèi)介質(zhì)比熱容，J/（kg·℃）；z為管道總長(zhǎng)度，m；l 為計(jì)算管段長(zhǎng)度，m。

3.2  計(jì)算結(jié)果

根據(jù)模型計(jì)算得出：處理站摻水管出站溫度對(duì)集油管線進(jìn)站溫度貢獻(xiàn)有限，以夏季為例，當(dāng)出站溫度65℃時(shí)，進(jìn)站溫度為45℃；當(dāng)出站溫度45℃，進(jìn)站溫度為40℃。

最終確定，處理站出站溫度為45℃～50℃。夏季回?fù)剿�出站溫度�?0℃降為45℃，冬季由65℃降為50℃ ，夏季日節(jié)約天然氣約4500 Nm3，冬季節(jié)約5500 Nm3。

優(yōu)化前后現(xiàn)場(chǎng)集油管線運(yùn)行對(duì)比如圖 6所示。優(yōu)化后可以滿足現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行要求。研究結(jié)果合理可靠。

圖 6 優(yōu)化前后集油管線運(yùn)行對(duì)比示意圖

4  結(jié)論及建議

（1）通過(guò)實(shí)驗(yàn)確定，最佳摻水量可降低30%。

（2）通過(guò)模型分析，出站溫度對(duì)進(jìn)站溫度貢獻(xiàn)不大，進(jìn)站溫度可優(yōu)化降至45 ℃～50 ℃，優(yōu)化后日均節(jié)約天然氣用量約5000 Nm3。

（3）本次采用人工計(jì)算方式，目前國(guó)內(nèi)無(wú)相關(guān)工藝計(jì)算軟件。下一步建議開(kāi)發(fā)類似軟件以指導(dǎo)生產(chǎn)。

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作者簡(jiǎn)介：官學(xué)源，工程師，碩士，2013年畢業(yè)于遼寧石油化工大學(xué)。聯(lián)系方式：024-22983822，guanxueyuan00@126.com。