官學源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(qū)采用稠油摻水降黏集輸工藝，針對該井區(qū)集輸存在摻水量大和回摻水出站溫度高等問題，通過實驗分析稠油物性以確定最佳摻水量，通過建立數(shù)學模型分析出站溫度對運行的影響，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；摻水量優(yōu)化

稠油具有黏度高、密度大、流動性差等問題，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]。隨著某油田稠油井區(qū)逐步開發(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題。本文對此開展分析研究并提出改進方法。

1  稠油集輸現(xiàn)狀

某油田稠油井區(qū)采用注水冷采開發(fā)油藏，集輸方式采用摻熱水雙管集輸工藝，回摻水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個黏度區(qū)域，即油品溫度50℃，黏度1000 mPa·s以下（簡稱區(qū)域一），1000 mPa·s～2000 mPa·s（簡稱區(qū)域二）及2000 mPa·s～3000 mPa·s以上（簡稱區(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，通過集油單井線進入到計量配水撬，計量后通過集油支線、干線進入到處理站，經(jīng)處理后處理站得到回摻水，加熱后通過回摻水干線、支線，由計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)運行初期參數(shù)見表 1，采油井合計278口，摻水方式為籠統(tǒng)摻水方式，日摻水量2050 m3/d，詳情見表 2。

表 1 井區(qū)運行數(shù)據(jù)

表 2 井區(qū)初期摻水狀況

2  優(yōu)化摻水量

2.1  油水乳狀液物性實驗

影響油水乳狀液流動特性的因素有很多，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特性最重要的條件。在配制不同含水率的油水乳狀液時，攪拌轉(zhuǎn)速或攪拌時間的不同，都會直接影響配制出的油水乳狀液黏度。因此，在開展油水乳狀液物性實驗前，必須先確定油水乳狀液的實驗室制備條件。

測試不同黏度區(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”，在實驗室制備出相同含水率、黏度相近的油包水乳狀液。

實驗室制備條件和過程如下：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，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到65%、70%、75%時，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)實驗結(jié)果，得到不同黏度區(qū)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(qū)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(xiàn)場摻水干支線和集油干支線采用聯(lián)合保溫模式，單井線采用單獨保溫模式�；�于傳熱學原理建立模型。

（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分別為單位管段長度上集油管遠離摻水管

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

的面積，摻水管遠離集油管一側(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(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 為計算管段長度，m；z 為管段總長度，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(cè)管壁、管內(nèi)空氣到管外土壤、摻水管遠離集油管一側(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為管道總長度，m；l 為計算管段長度，m。

3.2  計算結(jié)果

根據(jù)模型計算得出：處理站摻水管出站溫度對集油管線進站溫度貢獻有限，以夏季為例，當出站溫度65℃時，進站溫度為45℃；當出站溫度45℃，進站溫度為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(jié)約天然氣約4500 Nm3，冬季節(jié)約5500 Nm3。

優(yōu)化前后現(xiàn)場集油管線運行對比如圖 6所示。優(yōu)化后可以滿足現(xiàn)場實際生產(chǎn)運行要求。研究結(jié)果合理可靠。

圖 6 優(yōu)化前后集油管線運行對比示意圖

4  結(jié)論及建議

（1）通過實驗確定，最佳摻水量可降低30%。

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

（3）本次采用人工計算方式，目前國內(nèi)無相關(guān)工藝計算軟件。下一步建議開發(fā)類似軟件以指導(dǎo)生產(chǎn)。

參考文獻：

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