陸上老油田集輸系統整體簡化優化技術應用

蘆程 何曉 連參軍 吳建華 凌建磊 梁昌晶

1華北油田公司二連分公司

2大港油田公司第三采油廠

3華北油田公司第二采油廠

4中國石油天然氣管道局工程有限公司

目前，某陸上油田已開發近40年，地面系統的處理量及站場負荷均按照建設初期設計投運，隨著油田的深度開發，集油、注水范圍和油氣水等原油結構不斷變化，含水率逐年上升，產油量逐年下降，同時遠離系統的邊零復雜小斷塊油田逐年增多，存在地面站場運行數量多、系統能力過剩、運行效率低等問題；大部分聯合站運行超過20年，設備設施老化、低效，存在“大馬拉小車”的現象，地面系統集中了公司80%的風險點源，因此無論從安全還是經濟的角度，地面集輸系統都有較大的簡化優化空間[1]。

1 輸油方式區域調整

目前該油田的各采油廠下轄若干斷塊，每個斷塊將采出液集中輸送到對應的聯合站進行兩段沉降脫水處理，處理后含水率為0.5%的原油進入輸油管線，各采油廠采用好油進行原油交接計量。一方面站內兩段脫水處理工藝存在流程長、加藥量大、能耗高、余熱未充分利用的問題，且針對目前來液的高含水工況，部分設備存在“大馬拉小車”等負荷不匹配情況；另一方面站間的輸油管道輸送介質均為好油，隨著產量的下降，管輸量也逐年下降，很多管道已低于最低起輸量，造成流速過低，溫降過大，迫使首站的出站溫度不斷提高。因此以輸油過程中不析出游離水、減少管線腐蝕為原則，將輸油方式調整為各聯合站輸送20%含水油，提高管道輸量。各采油廠及站間采用含水油進行交接計量，所有含水油均統一輸送到聯合站集中處理成好油；各聯合站工藝流程簡化優化，原則上只保留常溫一段游離水脫除，脫水后含水率為17%～20%，不考慮二段升溫脫水。

游離水析出含水界限的理論主要來源于1910年OSTWARD根據立體幾何提出的“相體積理論”，如果將分散相的液珠等效成大小均勻一致的球體，任何大小球形構成的最緊密堆積的液珠體積只能占總體積的74.02%，其余的25.98%為緊密球體之間的空隙，屬于分散介質，當水相的體積＞74.02%時，只能形成O/W型乳狀液，當25.98%＜水相體積＜74.02%時，可能形成O/W或W/O型乳狀液，當水相體積＜25.98%時，只能形成W/O型乳狀液；另外，原油中的膠質、瀝青質屬于天然的表面活性物質，具有小截面的極性基團和大截面的非極性基團，在含水率小于25.98%時，由于膠質、瀝青質具有空間網狀結構，可一定程度上延緩蠟晶的成核和生長速度，在油水界面可形成較低的界面張力及較強的界面膜，形成的W/O乳狀液比較穩定，難于自動破乳出水，不會析出游離水。

同時選取該油田各采油廠主力區塊的原油進行流變性試驗，考察了在50℃、剪切速率為81S-1、沉降90 min條件下，添加質量濃度為100 mg/L破乳劑與不添加藥劑下不同原油含水率的黏度，具體見圖1～圖3。

圖1 1#采油廠原油加藥前后黏度隨含水變化曲線Fig.1 Viscosity curve of crude oil in No.1 Oil Production Plant changing with water content before and after dosing

圖2 2#采油廠原油加藥前后黏度隨含水變化曲線Fig.2 Viscosity curve of crude oil in No.2 Oil Production Plant changing with water content before and after dosing

圖3 3#采油廠原油加藥前后黏度隨含水變化曲線Fig.3 Viscosity curve of crude oil in No.3 Oil Production Plant changing with water content before and after dosing

由圖1～圖3可以看出，不加藥時，隨著原油含水率的升高，其黏度逐漸升高，當含水率增加到一定值（一般為60%～75%）時，黏度達到最大，該值稱為轉相點，含水率再增加，其黏度急劇下降。說明轉向點之前的原油可形成穩定的油包水型乳狀液，轉向點之后由油包水型轉變為水包油型或水漂油型。原油乳狀液加藥（如表面活性劑、降黏劑等）后可促進轉相點整體前移，轉相點由原來的60%～75%降低至30%，但最低含水率也不會小于26%，由此可以證明即使不同類型的原油乳狀液加藥破乳后，至少也會存在含水率26%的油包水乳狀液，該乳狀液無法析出游離水。

從以上理論及試驗數據可以得出，原油在含水26%以下時，只能形成穩定的油包水型乳狀液，且在管輸時由于泵的高速剪切及管體的流動剪切作用，乳狀液的界面張力更小，界面膜強度更大，狀態更加穩定，不會析出游離水。同時油包水型乳狀液中油為連續相，與管體直接接觸形成油膜，本身不具備腐蝕性，因此不會導致管線腐蝕。

輸油管道改輸含水油后，有必要對不同工況下的熱力和水力負荷進行核算[2]。以某輸油管線實際工況為例，利用Pipesim 2019軟件進行數據核算，工況參數為：20℃原油密度0.827 6 g/cm3，50℃黏度45.02 mPa·s，凝點30℃，管徑159，壁厚5 mm，管長43.87 km，控制進站溫度33℃（高于凝點3℃），進站壓力0.3 MPa，管頂處埋地土壤溫度取5℃，根據現有的運行數據反算總傳熱系數K值。在保證好油輸量不變的前提下，分別核算了1 000 m3/d好油和1 250 m3含水20%的原油管道輸送能耗，具體見表1。

工況1和2對比，在油量不變前提下，隨著含水率的提高，外輸量增大250 m3/d，管道流速從

表1 兩種不同工況條件下的運行參數對比Tab.1 Comparison of operating parameters under two different operating conditions

0.7 m/s提高到0.86 m/s，沿程溫降變小，首站外輸溫度降低，但沿程摩阻增大，因此動力負荷增加了38 kW，熱力負荷降低了340 kW，總能耗降低了302 kW。

2 集油工藝整體優化

目前，我國大部分陸上油田已開發近30年，總體上已經處于高含水期。大慶、勝利、大港、中原、江漢、華北等油田的綜合含水率已超過85%，進入了特高含水期。由于水的比熱容幾乎是原油的2倍，因此加熱同等質量的水要比原油耗費更多的熱能[3-4]，不論是三管伴熱、雙管摻水都會使集油系統的加熱能耗迅速上升。單管集油的能耗最低，噸液綜合能耗可比三管伴熱減少近50%，因此在滿足安全生產的前提下，將現有的三管伴熱取消，有計劃有依據地減少雙管摻水流程，對油井實施單管集輸工藝是礦場油氣集輸系統節能降耗、整體優化的主要措施。

2.1 單管不加熱集油工藝優化

建立一套油氣水三相流可視化試驗管路[5]，將試驗管路安裝在集油閥組或計量站內，通過實時采集試驗管路上的溫度、壓力、流量數據，對比同時間段中控室遠傳得到的井口溫度和壓力，通過計算得到溫降和壓降數據，再用高速攝像機拍攝油氣水三相流的流型和流動狀態，得到不同流型與溫度、壓力的關系，為常溫集油提供理論依據。通過對部分采油廠典型區塊的油井進行試驗可知，將三管伴熱或雙管摻水流程停用后，隨著油井進站溫度的降低，壓降呈現先上升后降低再上升的趨勢。第一段壓降上升主要是由于隨著溫度的降低，原油黏度逐漸增大，到達壓降最高點時原油開始粘壁，此階段黏度是影響壓降變化的主要因素，觀察到的流型主要為分層流（ST）和上層水包油下層游離水的混合流型（O/W﹠W）；第二段壓降短暫下降主要是由于上層原油開始粘壁，但下層游離水仍在流動，此時流量是造成壓降變化的主要因素，流量造成的壓降下降足以彌補因黏度增大造成的壓降上升，觀察到的流型主要為上層油包水下層游離水的混合流型（W/O﹠W）；第三段壓降上升是因為隨著上層原油越來越厚，最后油層流動速度越來越慢，一直到充滿整個管道無法流動。10-11井的溫度與壓降關系如圖4所示。

圖4 10-11井溫度與壓降關系曲線Fig.4 Relation curve between temperature and pressure drop of Well 10-11

因此，將第一段壓降上升的最高點定義為粘壁溫度，只要進站溫度高于該溫度，就可實現安全常溫集輸。通過對現場的大量試驗和數據采集，對粘壁溫度公式進行了線性擬合，得到了不同含水率、不同剪切速率下的常溫集輸粘壁溫度計算公式，經過現場驗證，油井進站溫度可低于凝點以下1～3℃，且單井產液量越大、含水率越高，粘壁溫度越低，越容易實現常溫集輸，如表2所示。X斷塊和Y斷塊原來分別為三管伴熱和雙管摻水集油流程，現均已實現單管常溫集輸。

表2 試驗油井工況參數與粘壁溫度對比Tab.2 Comparison of operating parameters and wall sticking temperature of test oil wells

2.2 單管摻水集油工藝優化

對于無法實現常溫集輸的斷塊，有計劃地將三管伴熱或雙管摻水流程改造為單管環狀摻水流程，以減少能耗。以L斷塊工程實例為基礎，在井口回壓不超過1.5 MPa，進站溫度高于凝固點以上3～5℃的邊界條件下，進行了油井產液量、地溫、井口溫度、摻水量、摻水溫度、含水率對進站溫度的多因素影響試驗[6]。其中油井產液量每上升10 t/d，進站溫度下降0.3～2℃；地溫每上升5℃，進站溫度上升0.6～1.3℃；井口溫度每上升5℃，進站溫度上升0.9～1.7℃；摻水量每上升10 t/d，進站溫度上升1～2℃；摻水溫度每上升5℃，進站溫度上升1.8～2.8℃；越過轉向點后，70%～90%之間的含水率對進站溫度以及摻水量影響不大。針對不同井口溫度、地溫（2℃冬季，22℃夏季，12℃春秋季）和產液量，該油田L斷塊單管環狀摻水工藝的季節性常溫集輸條件如表3所示。

表3 單管環狀摻水工藝季節性常溫集輸條件Tab.3 Seasonal gathering and transportation conditions of single-pipe ring water blending process at room temperature

3 邊零小斷塊密閉處理

近年來，整裝大油田的發現越來越少，而遠離系統的邊緣區塊卻越來越多，這些邊零小斷塊分布于方圓數十公里的范圍，遠離油氣集輸及處理系統，無水、電、路等相關配套，無法集中建產，只能依靠單井拉油點進行汽車拉運生產，同時開發初期無水源注水，產量遞減率高達40%以上，部分油井半年或一年就間抽或停產。因此以降低原油拉運體積、減少拉運費用，實現采出水就地回注、減少清水使用量為原則，對邊零小斷塊實施密閉處理，處理后的原油就近拉運至聯合站進行深度處理，采出水滿足要求后回注地層。

3.1 電磁脈沖一體化油水分離技術

電磁脈沖一體化裝置包括油水分離橇和污水處理橇兩部分，其中油水分離橇主要是基于氣浮旋流、磁導降黏、脈沖破乳和電場脫水的原理[7]，工藝流程如圖5所示。

圖5 電磁脈沖工藝流程Fig.5 Process flow of electromagnetic pulse

油井采出液經簡單加熱，使其溫度高于原油的析蠟點后，便可進入該裝置進行處理，無需其他預處理工藝。來液經氣浮去除大部分氣體后，再經磁場作用發生磁化，膠質、瀝青質與石蠟形成體積與表面積之比較大的松散聚合體，可抑制蠟晶的成核和生長速率，促進析蠟點和凝點前移，降低原油黏度；隨后經整流板進入脈沖破乳區，通過施加適當頻率的脈沖增強油水之間的界面張力，使脈沖頻率與界面膜諧振頻率一致發生共振，界面膜因振動、變形幅度增大而破裂，使油從水中分離出來；最后小分子的油滴上升至高頻電場進行聚結脫水，根據電介質（原油乳狀液）的擊穿伏秒特性，通過調整高頻脈沖輸出頻率和占空比（脈沖時間），使高頻脈沖輸出時間小于原油乳狀液在電極間形成短路擊穿時間，在擊穿形成前關閉脈沖輸出，待絕緣恢復后再發下一個脈沖。充分利用高頻脈沖的特性“既可在電極間加較高的電場，又可避免形成短路擊穿現象”，建立起穩定的高頻高壓電場，小油滴在電場作用下產生變形、振動，相互碰撞快速聚結成大油滴，分離出的原油經過堰隔板后流出裝置，利用汽車拉運至就近聯合站。

污水處理橇主要是基于電解催化氧化、脈沖破乳和電微壓氣浮的原理，含油污水在電解催化氧化的作用下生成羥自由基·OH，具有強氧化性，可有效破壞油滴表面的乳化膜，使采出液中的油水分離，同時在電極的電解作用下，使水中的膠質、瀝青質、懸浮雜質與羥基絡合物凝聚而生成沉淀絮凝；在脈沖破乳的作用下非均勻脈沖強電磁場對水產生了極化作用，高頻極化水珠產生內摩擦熱使乳化膜強度變弱，油中小水珠內的鹽類正、負離子向電場的正、負極方向快速移動，使油從水包油中脫離出來；最后在電微壓氣浮的作用下，利用特殊結構電極產生大量高度分散的微氣泡，結合高效柱狀旋流技術使破乳脫穩后的小油滴快速集聚上浮，從而實現全電場污水除油處理[8]。

該裝置在某斷塊拉油點應用后，來液含水率在40%～70%變化的情況下，出口原油含水率保持在0.3%～0.5%，且將破乳劑用量從120 mg/L逐漸減少到0，處理后的原油含水率基本保持不變，處理后的采出水含油質量濃度小于5 mg/L，懸浮物質量濃度小于1 mg/L，滿足一級注水水質指標要求，可就地回注。

3.2 常壓自流式油水分離技術

油水分離罐采用了連通器的原理，充分利用高差，將油水分離罐的安裝位置加高，使油水能夠自流至下一級設備。含水原油自進油管線進入分配管噴出，經穩流板折流向上流動充入罐體，液體自下而上緩慢流動，水滴聚結后向下沉降。經過一定時間的沉降，脫水原油經頂部集油槽排出，采出水自排水管不斷排出，沉降裝置液位自動控制在集油槽斷面。油水界面采用微電容式傳感器進行控制，在分離罐中插入一根整體電極，該電極與壁板形成兩個極板，中間含水原油作為電介質，根據不同物質介電常數的不同，計算出罐內總電容。將總電容與油水界面高度進行轉換，從而得到界面位置，可根據原油質量或污水質量要求進行調節控制，達到常壓自流油水分離目的，采出水進入污水罐經兩級精細過濾處理后就地回注。常壓自流工藝流程見圖6。

圖6 常壓自流工藝流程Fig.6 Process flow of atmospheric artesian flow

某斷塊拉油點來油含水率在70%以上，應用該工藝后出口原油可脫除大部分游離水，含水率在20%～25%之間，可年減拉運量26.28×104m3，減少拉運費用934萬元，解決了注清水開發耗能高問題。采出水處理后含油質量濃度≤15 mg/L，懸浮物質量濃度≤5 mg/L，滿足三級注水水質指標要求，實現了采出水的就地脫出回注。

4 結束語

通過輸油方式區域調整、集油方式整體優化和邊零小斷塊密閉處理三相技術的有機結合，以集輸系統整體簡化優化為總體思路，按照區域集中優化配置地面系統，應用了低含水油輸送、末端集中處理、油井常溫集輸、電磁脈沖油水分離等相關技術，提高了站場負荷率，消除了安全隱患，完成了地面集輸系統的整體簡化優化，達到了節能降耗、安全運行的目標。

美國產油量創紀錄，油價繼續下跌

由于美國原油產量超過預期，周五（2019年5月3日）亞洲石油價格下跌，并延續了本周早些時候的跌幅。

截至美國東部時間2019年5月3日上午12:47（格林威治時間04:47），美國西德克薩斯中質原油（WTI）下跌0.4%，跌至51.59美元。國際布倫特原油期貨下跌0.5%，跌至70.39美元。

周四，美國能源情報署（US Energy Information Administration）發布的一份周報顯示，美國石油日產量升至1 230×104bbl，創歷史新高。

喬川資本顧問公司（Tyche Capital Advisors）是一家專注于石油的紐約基金公司，該公司的管理層成員查希爾（Tariq Zahir）表示，“原油庫存增幅較預期高出9倍，汽油庫存增幅也高于預期，這令人相當意外，這些數據應該會在短期內繼續給原油價格帶來壓力”。

由于油價持續受到委內瑞拉政治危機的支撐，盡管本周油價下跌，但WTI仍較上年同期上漲36%，布倫特原油（Brent）上漲逾31%。

陸倩 摘譯自https://www.theoilandgasyear.com/news