腾朝辉

摘要：海上油田资源储量规模大，稠油开发地位举足轻重。作为海上工程开发的“生命”运输线，由于运输管道埋设于海底泥土中一定深度，检查及维修都较为困难，与陆地管输有较大差异，海上原油输送已成为制约海上有效开发的重要因素之一。目前陆地输送降黏减阻方法主要有掺水、掺稀、加热等方法。海上稠油输送虽然可借鉴陆地输送方法，但考虑到海洋平台用电方式、掺水水源选取、输送流程等因素，海上原油输送需要对其输送方案进行具体详细的设计研究。本文对海上粘度较高原油外输方案进行工艺优化设计，经实践能有效降低工程投资并达到节能减排的目的，有助于该油田的依托开发方案的实施，为今后海上原油管输设计提供参考。

关键词：海上油田；稠油生产；集输工艺；节能减排

1 某稠油田概况

A油田为稠油油田，平均水深32 m，东临B油田（为稠油油田），距离约4 km。由于距陆地较远，为降低工程投资，该油田开发采用全依托方案。根据油藏方案该油田采用蒸汽吞吐方式进行热采开发，油井采出液经计量后不在本平台处理，采用合适的外输方式输送至距离较近的B平台与B平台原油混合处理。

2 A稠油油田集输方案分析

目前陆地用于稠油输送降黏减阻的主要技术有：加热降黏法、掺轻质油稀释降黏法、加药剂降黏法、改质降黏法、掺水降黏法等。加热降黏输送简单、常规、方便，但具有投资高、能耗大的缺点。对于掺轻质油降黏输送技术而言，最主要问题为轻质油来源不足。A油田短距离范围内无轻质油田，邻近的B油田同属稠油油田。同时在海上采用掺轻质油降黏输送法，不仅受平台周边油田油品物性的限制，而且需要另外敷设一条轻质油管道，投资较大。加药剂降黏法主要是在稠油中加入化学试剂，从而改变稠油的性质，达到降黏的目的。加剂降黏方法广泛地应用于稠油的开采和运输过程中，但其针对不同的原油要选用不同的药剂，破乳后的稠油脱水困难，不仅加大投资且下游的处理难度增加。改质降黏方法是通过向稠油中加入一些化学试剂使大分子链芳烃转化为小分子的链芳烃，从本质上降低稠油的黏度。但改质降黏的处理量较小，大批量地进行操作必然增加成本投入，同时改质降黏对于催化剂的要求也比较高。目前我国的陆地油田应用改质降黏方法取得成功，但是海上暂无应用先例。

掺水降黏法是在稠油中掺入一定量的水，使油井采出液反相，將油为连续相改为水为连续相，形成水包油或水漂油输送，从而降低原油的输送黏度。根据该油田原油物性分析试验报告，油水乳状液的反相点为含水40%。当含水率大于40%时，乳状液为水包油状态，黏度明显降低；当含水率低于反相点时，油包水型乳状液的黏温性质受温度影响较大，黏度随

着温度的降低而升高，且在低温时原油黏度非常大。根据配产数据，如果不考虑掺水外输的话，该油田会面临在生产过程中管输跨越反相点的情况，这对生产安全和降本增效都是非常不利的。不同集输方案下管输方案计算结果见表1，可以看出：如果采用直接外输的方案，则须采用提高外输温度或者增大管径的方法降低外输压力，这会大幅增加A油田先导试验区井口平台热负荷。增大管径不但增加投资，还降低管输流速，易造成稠油中重组分和砂沉积。

表1 不同集输方案下管输方案计算结果

该油田开发采用全依托方案，平台不设处理系统和电站，电力依托距其较近的B油田。根据电力负荷计算，依托电网的剩余负荷余量在A油田投产依托后出现缺口现象，电力负荷不足为制约该油田依托开发的主要因素之一。因此，必须采取相关措施降低A油田的电负荷值。采用掺水外输的集输方式，一方面可大幅降低外输温度和电加热负荷，另一方面可减小管径、提高流速，能够在保证安全生产的基础上，降低能耗。

3 A稠油田掺水集输方案优化

为保证管道安全经济的运行，建议采用掺水输送的管输方案。根据该油田具体情况，对管输指标掺水量、外输温度、加热负荷、外输压力等参数等进行优化设计。以典型年配产为基础，对不同外输含水率下的掺水量需求进行核算。根据基础数据，热采井正常生产平均井口温度为70℃，水源井水温度为45℃。在外输含水50%～65%、外输温度60℃～80℃范围内，计算不同外输含水率和外输温度下的外输加热负荷，结果如图1所示，可以看出：加热负荷随着外输含水率和外输温度的升高而增加。

不同外输含水率和外输温度下的外输泵负荷如图2所示，可以看出：外输泵负荷随着外输含水率和外输温度的升高而减小。虽然含水率增加使外输泵的排量也随之增加，但是外输压力的降低仍旧占主要作用，因此掺水输送使外输泵的功率大幅降低，随着掺水量的增加，外输泵功率的降低幅度也随之降低。

综合加热负荷和泵功率两方面的因素，初步判断掺水至外输含水率55%～60%、外输温度为60℃～65℃时、加热负荷和泵功率都在较合理的范围内。根据初步判断，对外输含水55%～60%、外输温度60℃～65℃区间内的结果进行细化比较，通过详细计算发现随着外输含水率的增加，管道输送所涉及的总功率随之增加，管道压降随之降低，二者指标相互制约。对外输含水55%～60%、外输温度60℃～65℃掺水方案下的具体参数进行经济优选，该参数下输送管径不变，不考虑管道及清管球接收（发射）器的价格变动，仅考虑由于输送功率不同引起的泵型价位差及全周期操作费的差异。

根据综合比较，4种参数方案中所涉及的综合费用由高到低排序为：55%含水率65℃外输温度、60%含水率65℃外输温度、55%含水率60℃外输温度、60%含水率60℃外输温度。综合考虑外输泵价格、加热负荷、泵功率等因素，在全寿命周期下进行经济优选，建议选择60%含水、60℃外输，该方案较55%含水、65℃外输方案节省投资约564万元。

4 结论

（1）对该稠油油田掺水管输方案进行优化，分析不同外输含水率及外输温度下的外输加热负荷、外输泵功率、管道压降，推荐掺水外输指标：含水60%、温度60℃以上输送。

（2）经过优化海上稠油外输方案，推荐适用于海上稠油开发的输送技术，降低工程投资并达到了节能减排的目的，有助于该油田的依托开发方案的实施，为今后海上稠油管输设计提供参考。

参考文献

[1] 昌吉油田吉7井区双管掺水集输工艺优化研究[D]. 中国石油大学（北京），2016.

（作者单位：海洋采油厂集输大队）