官學(xué)源1 馬焱2 孫洪強3 張春生1

1.中國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：某采油井區采用稠油摻水降黏集輸工藝，針對該井區集輸存在摻水量大和回摻水出站溫度高等問(wèn)題，通過(guò)實(shí)驗分析稠油物性以確定最佳摻水量，通過(guò)建立數學(xué)模型分析出站溫度對運行的影響，得到優(yōu)化數據，并用于指導井區生產(chǎn)。

關(guān)鍵詞：稠油集輸；溫度；黏度；摻水量?jì)?yōu)化

 

稠油具有黏度高、密度大、流動(dòng)性差等問(wèn)題，我國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(zhù)某油田稠油井區逐步開(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摻水出站溫度高等能耗問(wèn)題。本文對此開(kāi)展分析研究并提出改進(jìn)方法。

1  稠油集輸現狀

某油田稠油井區采用注水冷采開(kāi)發(fā)油藏，集輸方式采用摻熱水雙管集輸工藝，回摻水管線(xiàn)和集油管線(xiàn)為同溝敷設。井區根據油品黏度分為3個(gè)黏度區域，即油品溫度50℃，黏度1000 mPa·s以下（簡(jiǎn)稱(chēng)區域一），1000 mPa·s～2000 mPa·s（簡(jiǎn)稱(chēng)區域二）及2000 mPa·s～3000 mPa·s以上（簡(jiǎn)稱(chēng)區域三）。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(xiàn)進(jìn)入到計量配水撬，計量后通過(guò)集油支線(xiàn)、干線(xiàn)進(jìn)入到處理站，經(jīng)處理后處理站得到回摻水，加熱后通過(guò)回摻水干線(xiàn)、支線(xiàn)，由計量配水撬為摻水單井線(xiàn)配水向采油井口摻水。

圖 1 稠油摻水集輸工藝流程

井區運行初期參數見(jiàn)表 1，采油井合計278口，摻水方式為籠統摻水方式，日摻水量2050 m3/d，詳情見(jiàn)表 2。

表 1 井區運行數據

表 2 井區初期摻水狀況

2  優(yōu)化摻水量

2.1  油水乳狀液物性實(shí)驗

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)驗前，必須先確定油水乳狀液的實(shí)驗室制備條件。

測試不同黏度區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)驗室制備出相同含水率、黏度相近的油包水乳狀液。

實(shí)驗室制備條件和過(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速為1100  r/min；攪拌時(shí)間為10 min。

在30℃～60℃溫度下，分別測試含水率為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(xiàn)，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：區域一、區域二、區域三的稠油含水率分別達到65%、70%、75%時(shí)，黏度均降至600 mPa·s以下，可滿(mǎn)足地面集輸要求。含水率繼續升高，黏度降低不明顯。

圖 2 區域一稠油含水率與黏度關(guān)系圖

圖 3 區域二稠油含水率與黏度關(guān)系圖

圖 4 區域三稠油含水率與黏度關(guān)系圖

2.2  最佳摻水量

根據實(shí)驗結果，得到不同黏度區域最佳含水率，計算最佳摻水量，得出日摻水量為1425 m3/d，如表 3所示。對比優(yōu)化前摻水量2050 m3/d，優(yōu)化后摻水量下降了約30%。

表 3 井區集輸優(yōu)化后摻水狀況

3  優(yōu)化出站溫度

3.1  計算模型

現場(chǎng)摻水干支線(xiàn)和集油干支線(xiàn)采用聯(lián)合保溫模式，單井線(xiàn)采用單獨保溫模式�；�于傳熱學(xué)原理建立模型。

（1）物理模型。單獨保溫和聯(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(cháng)度上集油管遠離摻水管

一側的面積，管內空氣與管外土壤接觸面的面積，摻水管遠離集油管一側

的面積，摻水管遠離集油管一側的面積，摻水管靠近集油管一側的面積， m2/m。

（b）

圖 5 雙管同溝敷設分別保溫與聯(lián)合保溫模型示意圖

（2）數學(xué)模型。單獨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，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 為計算管段長(cháng)度，m；z 為管段總長(cháng)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分別為集油管遠離摻水管一側管壁、管內空氣到管外土壤、摻水管遠離集油管一側管壁、集油管靠近摻水管一側管壁、摻水管靠近集油管一側管壁總傳熱系數，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、摻水管內介質(zhì)起始溫度，℃；cp、c＇p分別為集油管、摻水管內介質(zhì)比熱容，J/（kg·℃）；z為管道總長(cháng)度，m；l 為計算管段長(cháng)度，m。

3.2  計算結果

根據模型計算得出：處理站摻水管出站溫度對集油管線(xiàn)進(jìn)站溫度貢獻有限，以夏季為例，當出站溫度65℃時(shí)，進(jìn)站溫度為45℃；當出站溫度45℃，進(jìn)站溫度為40℃。

最終確定，處理站出站溫度為45℃～50℃。夏季回摻水出站溫度由60℃降為45℃，冬季由65℃降為50℃ ，夏季日節約天然氣約4500 Nm3，冬季節約5500 Nm3。

優(yōu)化前后現場(chǎng)集油管線(xiàn)運行對比如圖 6所示。優(yōu)化后可以滿(mǎn)足現場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)運行要求。研究結果合理可靠。

圖 6 優(yōu)化前后集油管線(xiàn)運行對比示意圖

4  結論及建議

（1）通過(guò)實(shí)驗確定，最佳摻水量可降低30%。

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

（3）本次采用人工計算方式，目前國內無(wú)相關(guān)工藝計算軟件。下一步建議開(kāi)發(fā)類(lèi)似軟件以指導生產(chǎn)。

 

參考文獻：

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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。