埕岛油田含水原油管线运行状况分析

王 富

(1.西南石油大学,成都610500;2.胜利油田分公司海洋采油厂,山东东营257237)

埕岛油田含水原油管线运行状况分析

王 富1,2

(1.西南石油大学,成都610500;2.胜利油田分公司海洋采油厂,山东东营257237)

埕岛油田的海三到海四∅426 mm×9 mm、17.8 km输油管线承担着我国最大浅海油田——埕岛油田上岸含水原油的输送任务,该管线原油含水50%～70%,粘度上升快,干线压力升高,局部出现游离水,水质矿化度高,输送温度高,结垢趋势导致阻力增加。针对干线压力升高原因,提出提高管线工作压力、合理控制输油温度、提高外输泵扬程、敷设大口径管线、管线防垢除垢、原油分水等措施和建议,提高含水原油输送能力。

含水原油;流变性;粘度;管道;输送能力

与净化油相比较,含水原油由于其乳化结构发生变化,流变性复杂,在管道输送时呈现出独有的特点。本文结合埕岛油田海三到海四 ∅426 mm× 9 mm输油管线干线压力升高的原因,对含水原油输送规律进行分析。

该管线承担着我国最大的浅海油田——埕岛油田上岸含水原油的输送任务,管线设计压力215 MPa,设计输量14 400 m3/h,经济输量11 500～23 000 m3/h[1]。2008年输油综合质量含水5111%,年输液51315×104m3,平均排量590 m3/h。管线构成与各站外输设备状况如表1～2。

1 问题的提出

2008年,埕岛油田海三到海四 ∅426 mm×9 mm管线排量为 600 m3/h,海三站出压为 2.2 MPa。为了缓解单条管线运行干线压力大的问题, 2008-04投产了∅325 mm×7 mm复线,投产后海三出站压力下降为1.35 MPa,4台泵排量上升到760～880 m3/h。但自 2008-12-20—2009-01-07,海三出站压力又处于上升趋势,干线压力始终在1.5 MPa以上,2009-01-20以后出站压力达到1.9 MPa,排量580 m3/h,如图 1。2条管线排量694 m3/h,来液最大瞬时排量为720 m3/h,达不到复线投产运行时的760 m3/h,无法满足提液需要,原因是管线干线压力升高,因此有必要从含水原油管线运行状况分析干线压力升高的原因。

表1 埕岛油田海三到海四原油外输管线状况

表2 埕岛油田海三到海四∅426、∅325 mm管线系统外输设备参数

图1 埕岛油田海三到海四干线压力-排量曲线

2 海三含水原油管线流变性分析

2.1 原油反相点

海三原油具有良好的乳化性能,50℃反相点70%,60℃反相点65%,70℃的反相点依然高达60%。

2.2 原油粘度

乳状液中含水(盐)量与粘度比关系如图2[3],油水乳状液一般呈现油包水型,其混合物粘度随含水(盐)率的增加而增加。当含水(盐)率>70%时,转相形成水(盐水)包油型乳状液,其粘度近似等于水(盐水)的粘度。用旋转粘度计测量不同温度和不同含水(量)的原油粘度,如表3。

图2 乳状液含水(盐)量与粘度比关系

表3 海三外输原油不同含水量和不同温度的粘度

一定温度下含水原油粘度-含水关系曲线如图3,可以看出,原油含水在50%～70%之间,粘度有2个峰值,即含水60%、70%时;含水65%的粘度在60%～70%之间,不符合“油水乳状液一般呈现油包水型,其混合物粘度随含水(盐)率的增加而增加”的一般规律。再次测量仍然发现含水60%粘度大于含水65%粘度。原因可能是含水从60%上升,一方面出现了水包油乳状液,粘度降低;另一方面乳状液颗粒变大,粘度又增加。到含水为65%时,粘度减小因素占主导地位,因此粘度减小。到含水为70%时,粘度增加因素占主导地位,因此粘度增加。

图3 一定温度下含水原油粘度-含水关系曲线

从不同含水原油粘度-温度关系得出如下结论:

a) 海三外输原油含水从50%上升到60%过程中,粘度急剧增加。例如 65℃时,粘度从 92.9 mPa·s(含水50%)上升到450 mPa·s(含水60%)。

b) 粘度随温度变化明显。60～75℃,含水60%原油,粘度从707 mPa·s(60℃)下降至144 mPa·s(75℃),每升高5℃,粘度下降50%。

c) 50%～70%的含水原油粘度规律复杂。整体趋势是含水原油粘度随含水增加而增加。含水原油在输送过程中可能出现压力波动,且上升。

2.3 外输原油流变性分析

含水原油水力计算压降公式分为牛顿流体和非牛顿流体,选用前需要进行流变分析。

原油在不同含水量下的W/O试验流变曲线,选择幂律方程为

τ=K·Yn式中,τ为剪切应力,Pa;K为稠度系数,Y为剪切速率,l/s;n为流变行为指数。

拟合流变曲线,结果如表4。

表4 含水原油乳状液流变方程τ

含水30%、60℃时,n=0.98,接近于1;含水较低、温度较高时,含水原油多为牛顿流体;含水高、温度低时,含水原油多为非牛顿流体。含水50%以上、输油温度高达65℃以上的流变曲线如图4,可作为牛顿流体。

图4 含水原油流变曲线

含水原油为牛顿流体时,分为层流、紊流光滑区、混合摩擦区、粗糙区,压降计算公式为

式中,Δp为沿程压降,Pa;d为输油管内径,m;v为含水油的流速,m/s;ρf为含水油的混合密度, kg/m3;λ为沿程水力摩阻系数。

以∅325 mm管线与∅426 mm管线并联运行计算压降,可以验证牛顿流体假设的正确性。无论何种流态,都会产生偏流,∅325 mm管线输油量小[1],只占22%～25%。取2009-03-30的数据进行计算, Δ=0.20 mm,k=0.8 kcal/(h·m2·℃),环境温度0℃。海四压力 0.46 MPa,68℃;海三压力 1.7 MPa,排量624 m3/h,含水58%,70℃;海二压力1. 2 MPa,排量18 m3/h,70℃;海五压力1.78 MPa,排量50 m3/h,70℃。用式(1)计算出∅325 mm管线的压差为 1.31 MPa,实测为 1.24 MPa,误差5%;计算出 ∅426 mm的压差为1.41 MPa,误差12%。计算误差≤15%,工程上可以接受,牛顿流体假设正确。

含水原油为非牛顿流体时,水力计算也有层流与紊流之分。对于幂律流体,其判别准则是稳定性参数 Z[4]。

3 管线系统干线压力高原因分析

3.1 水力学原因

自∅325 mm复线投产以来,海三外输含水从50%上升到57%,在转相点附近。与国内含水原油油水乳状液转相点在50%～70%[5-6]一致。如表5,现场中原油含水从55%上升到60%附近,粘度从70 mPa·s上升到314 mPa·s,压降急剧上升,导致干线压力增加,泵输量降低。

表5 海三68℃不同含水原油表观粘度

3.2 工艺流程原因

现场没有发现阀门故障,沿途油温60℃以上,可排除由于工艺流程原因导致干线压力上升的因素。

3.3 管线结垢导致干线压力上升

成垢离子是结垢的内在因素,温度、压力、盐量和p H值是成垢的外在条件。结垢趋势预测[7]首先分析污水中的离子(如表6),然后通过计算得到不同条件下污水的结垢趋势。

表6 海三、海五混合污水(海三∶海五为10∶1)离子分析结果

由表6看出,污水(即管线污水)中成垢离子为Ca2+、Sr2+、SO2-4、CO2-3、HCO-3。CaCO3、CaSO4、SrSO4三种结垢趋势预测如表7。

表7 海三、海五混合污水(海三∶海五为10∶1)离子分析结果

由稳定指数法SA I判断,SA I=4～5时结垢严重[7-8]。50℃时污水的SA I=4.5,已经结垢严重。

由表7看出,混合污水CaCO3结垢强,随温度升高趋势增强;污水均有CaSO4结垢趋势,且随温度升高结垢趋势升高;污水均有SrSO4结垢趋势。2009-05在拆卸海三外输流量计过程中发现流量计法兰结垢达10 mm。2009-04—07,海三到海四管线压差平均上升0.05 MPa/月。垢一旦形成后有持续增强的趋势。

海三到海四含水油管线排量上升,压力升高,但这不是压力升高的主因。原油含水从50%升高到60%,一方面粘度增加,干线压力上升;另一方面以水为外相的乳状液颗粒越来越多,产生部分游离水,为结垢创造条件。输油温度从62℃升高到68℃(接近70℃),高温又使污水结垢趋势增强,导致管线结垢严重。管线结垢使有效内径减小,输量下降。

4 高含水期管线系统干线压力趋势

借助PIPEPHASE软件,用牛顿流体水力计算公式,预测流量-压差关系。表8为68℃含水60%时∅325 mm和∅426 mm管线并联运行流量-压差预测结果。

表8 68℃含水60%时∅325 mm和∅426 mm管线并联流量-压差预测

含水70%以上时,乳化液从W/O变成O/W,粘度降低,阻力减小,输量上升。

5 提高管线系统输油量的措施

5.1 选择合适的输油温度

a) 考虑粘度和流态随温度的变化。含水55%原油温度在55～60℃时,粘度随温度急剧变化;60℃以上时,粘度变化不明显。因此含水55%的原油输油温度应控制在60℃以上。

b) 考虑设备能否满足要求。

c) 考虑结垢类型以CaCO3和CaSO4为主,温度越高结垢趋势越强,因此应降低温度。

d) 考虑原油脱水温度。

海三进站温度控制到62℃,夏季可以实现热力越站输送,同时优选低温脱水破乳剂,可实现全年热力越站输送。

5.2 提高外输压力

更换外输泵组,提高管道工作压力,也是一种增输方法。2009-07海三更换4台J S250-300型外输泵后,外输泵额定扬程从240 m提高到300 m,外输能力从600 m3/h提高到750 m3/h。

5.3 敷设∅426 mm×9 mm复线

结合下游改气工程,应敷设一条∅457 mm×9 mm复线以提高输量,将原有∅426 mm×7 mm管线作为备用或者输气。

5.4 化学破乳降粘输送

在实验室对不同含水的原油对应加入0.05% SH-1型破乳剂,使其由油包水向水包油型转变,形成稳定的水包油型乳状液。流变方程如表9。

表9 不同含水量的O/W乳状液流变方程τ

在40%<含水量<70%的情况下,可投加O/ W型乳化剂,乳化降粘输送在低温下增输效果更为明显。在含水量>70%的情况下呈O/W态,不需要投加乳化剂来增加输量。由于含水上升,纯油量减少,此时已不能满足生产要求。

5.5 优化工艺防垢清垢

为避免温度过高出现结垢高峰区,对管线源头进行水性配伍试验,加强缓蚀剂的筛选与应用。

5.6 分水降低原油粘度

结合埕岛油田中心三号平台规划,如果海三分水使其外输含水在10%以下,原油粘度可由300 mPa·s下降到120 mPa·s,其管线输油能力将大幅度上升。

6 结语

含水原油由于其乳化结构发生变化,粘度随含水率、温度、原油物性等变化明显,流变性复杂,原油中含有游离水,在管道输送时呈现出独有的特点,只有掌握这些规律,才能降低能耗、提高输量,最大限度地发挥管道输送的效益。

[1] 油田油气集输设计技术手册编写组.油田油气集输设计技术手册[K].北京:石油工业出版社,1994:686.

[2] 冯叔初,郭揆常.油气集输[M].东营:石油大学出版社,1988.

[3] 钱兴浩.油水乳状液的水力计算[J].油气田地面工程, 1987,6(4):4,7.

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[5] 赵子刚.喇嘛甸油田高含水原油流变性研究[J].油气田地面工程,1995,(11):19.

[6] 蔡飞超,马 涛,滕照峰.油水重力分离特性的数值研究[J].石油矿场机械,2009,38(2):24-27.

[7] SY/T 0600—1997,油田水结垢趋势预测[S].

[8] 冯永训.油田采出水处理设计手册[K].北京:中国石化出版社,2008:365.

Analysis on Pipeline of Water Cut Oil in Chengdao Oilfield

WANG Fu1,2
(1.Southwest Petroleum Uniersity,Chengdu610500,China; 2.Of f shore Oil Production Plant,Shengli Oilf ield Company,Dongying257237,China)

Pipeline of water cut oil from Hisan to Hisi transports oil from Chengdao oilfield.Pressure drop rises because of rapidly ascending of viscidity of crude oil water emulsion 50%～70% water-cut.Dissociate water partly because of high water-cut,high mineralization,and high temperature of oil online,trend of scale in pipeline is strong.Recommendations are made to improve the water-bearing capacity of crude oil,such as increasing the pipeline pressure,reasonable control of temperature,increasing the pump head,laying large diameter pipelines,pipeline descaling scale,oil water separation and other measures.

water cut oil emulsion;rheologic behavior;viscidity;pipeline;transportation capacity

1001-3482(2010)04-0037-06

TE973

A

2009-11-28

王 富(1969-),男,山东海阳人,高级工程师,在职博士研究生,2002年毕业于西南石油大学石油与天然气工程专业,从事海上油田的采油工程技术与管理工作,E-mail:wangfu@slof.com。