新疆油田某区块乳化原油集输系统优化分析及对策研究

张昕 马俊章 曹生玉 韩丽艳 汤博

（1.新疆油田公司工程技术研究院；2.新疆油田公司采油一厂）

乳化原油，是指以原油作为分散相或者分散介质的乳状液体。其中，W/O（油包水）型乳化原油以原油作为分散介质，多见于一次采油和二次采油；O/W（水包油）型乳化原油以原油作为分散相，多见于三次采油[1-4]。在油气集输中，乳化原油会造成一定的不利影响，主要体现为：集输成本增加、集输能耗增加和集输管路腐蚀[5-7]。目前针对乳化原油，多采用投加破乳剂和掺水集输来降低其对集输系统的不利影响[8-11]。

新疆油田某区块地面原油为高密度、高黏度和低凝固点原油，平均密度为0.904 g/cm3，20 ℃时原油平均黏度为293 mPa·s，50 ℃时原油平均黏度为65.5 mPa·s，平均含蜡为5.7%，平均凝固点为-28.3 ℃。该区块采用“井口→计量站→转输站→处理站”的三级布站流程，区块建有两座混输泵站，其中：A 混输泵站平均转液量256.10 m3/d（含水50.31%，外输温度38.48 ℃），转气量2 429.36 m3/d，混输泵出口压力0.96 MPa；B 混输泵站平均转液量381.61 m3/d（含水63.64%，外输温度42.6 ℃），转气量2 825.69 m3/d，混输泵出口压力1.26 MPa。两座混输泵站集输压力均高于PIPEPHASE 软件模拟预测值（约0.5 MPa），存在着集输成本和能耗增加（增加设备电耗32.23 kW，加热能耗420 kW）的问题。

1 原油物性分析

1.1 原油转相点特性分析

根据区块生产参数，在20、30、40、50 ℃温度下，分别测试了两座混输站油样含水率为30%、40%、50%、60%、70%、80%的油水乳状液的黏度，得出不同含水率的原油黏温曲线见图1。

图1 不同含水率的原油黏温曲线Fig.1 Viscosity temperature curve of crude oil with different water content

通过对原油黏温曲线研究分析发现：一是A 混输泵站原油转向点为50%，含水率在30%～50%时乳化油类型为油包水，黏度随着含水率升高而升高；当含水超过50%为水包油，黏度随着含水率升高而下降；二是B 混输泵站原油转向点为50%，含水在30%～50%时乳化油类型为油包水，黏度随着含水率升高而升高；当含水超过50%为水包油，除含水在60%～70%黏度随含水率升高而升高外，总体趋势为黏度随着含水率先升后降。

1.2 黏壁温度特性分析

在低温条件下，凝油团黏附在管壁上，会导致管径缩小、井口回压上升。高含水含蜡原油在原油凝点以下集输过程中，随着集输温度的下降黏壁速率呈现缓慢增加的趋势。当温降到某一温度，继续温降黏壁速率将会发生陡变，黏壁质量或厚度快速增加，该温度定义为临界黏壁温度。该温度在对生产会产生较大影响，会导致管路堵塞，直接造成集输压力陡增[12-13]。通过实验测算出A、B 混输泵站油样不同含水率下的黏壁温度见表1。

表1 A 混输泵站和B 混输泵站油样不同含水下黏壁温度Tab.1 Viscous wall temperature at different water contents in oil samples from mixing pumping station A and mixing pumping station B

由表1 可以看出，当原油含水大于40%时，黏壁温度均呈现随着含水率升高而升高的趋势，且均小于0 ℃。由实验结果可以得出，黏壁温度对A、B 混输泵站集输能耗影响不大。

1.3 破乳实验分析

采用投加破乳剂进行不加热集输，与加热集输相比，具有成本少、能耗低、后端脱水分离效果好等许多优点。A、B 两座混输泵站转输的原油在管线中混合，然后输送至处理站。为确定采用不加热集输措施时的破乳剂经济加药量，根据两座混输泵站转输原油量比例，对混油在不同温度、破乳剂加药量下的脱水情况进行了实验评价[14]。原油脱水实验评价结果见表2。

表2 原油脱水实验评价结果Tab.2 Evaluation results of crude oil dehydration experiment

由表2 可以看出：在现有输送温度（30～40 ℃）下，采用不加热集输措施时，破乳剂经济加药量为45 mg/L，40 ℃脱水率可达到38.7%，脱水后原油含水率可低至24.1%。

2 优化分析及对策研究

针对乳化原油，集输系统优化常用方法为加热降黏、破乳降黏和掺水降黏三种方法。选择经济合理的工艺参数，有利于在降低集输能耗的同时兼顾经济效益。

2.1 计算模型拟合

通过油气生产集输管网的稳态多相流模拟专业软件PIPEPHASE 搭建水力热力学计算模型，对现场生产数据进行拟合，以确定最佳的原油黏度取值，降低三种集输系统优化方法时模拟的误差。

1）采用脱水原油黏度计算。采用脱水原油黏度进行模拟计算，脱水原油黏度设置见表3。可以看出，混输站出口最高压力模拟计算值为0.85 MPa，低于现场实际值1.26 MPa，误差为32.5%。

表3 脱水原油黏度设置Tab.3 Viscosity setting of dehydrated crude oil

2）采用含水原油黏温曲线。考虑W/O 乳化原油黏度远高于脱水原油黏度，采用含水原油黏温曲线，选取当前含水率下的黏度值进行模拟计算，含水原油黏度见表4、集输管网水力热力学曲线模拟计算结果（采用含水原油黏度）。混输站出口最高压力模拟计算值为1.00 MPa，接近现场实际值1.26 MPa，误差较采用脱水原油黏度计算降低了11.9%，为20.6%。

表4 含水原油黏度Tab.4 Viscosity of crude oil containing water

在乳化原油管网水力热力学模拟计算时，选取含水原油黏温曲线当前含水率下的黏度值，较采用脱水原油黏度值计算误差小，更能接近实际值。

2.2 加热降黏

根据图1，随着温度升高，含水原油黏度均有所降低，其中B 混输泵站油样减低最为明显，由20 ℃时的1 200 mPa·s降低至50 ℃时的250 mPa·s。采用对含水原油进行加热提温来降低其黏度，可以降低含水原油的输送压力和动力设备能耗。

通过将含水原油由进站温度15 ℃升温至50 ℃外输，对混输泵出口压力进行模拟计算，通过计算结果可以看出，混输泵站出口最高压力模拟计算值为0.96 MPa，集输压力降低效果不明显。

2.3 破乳降黏

通过在计量站添加破乳剂对乳化原油进行破乳，改变乳状液油包水类型并使其在较短时间内转相，降低乳状液转相点，使其由油包水变为水包油，从而降低乳状液黏度，实现集输能耗降低的目的[15]。由表2 可以得出，最佳破乳剂加药量为45 mg/L。

通过计算，混输站出口最高压力模拟计算值为0.85 MPa，集输压力得到了有效降低。

2.4 掺水降黏

根据图1，随着含水率增加，当超过转相点时，含水原油黏度将随着含水率增加而降低[16]，因此可以采用掺水方式实现含水原油由油包水转变为水包油，从而降低乳状液黏度，实现集输能耗降低的目的。根据曲线可以看出，如果掺水至含水率达到80%，在现有外输温度下，A、B 混输泵站黏度均低于100 mPa·s，将能有效降低集输能耗。

通过计算，混输站出口最高压力模拟计算值为0.79 MPa，集输压力降低效果较上述两种方法明显。

2.5 现场应用

对加热降黏、破乳降黏和掺水降黏现场应用进行综合分析，措施优缺点对比见表5，优选采用掺水降黏措施解决现场问题。

表5 三种措施优缺点对比Tab.5 Comparison of the advantages and disadvantages of three measures

通过在A、B 混输泵站掺入附近稠油采出热水。A、B 混输泵站掺水降黏工艺流程见图2。

图2 A、B 混输泵站掺水降黏工艺流程Fig.2 Process of water blending and viscosity reduction for A and B mixing pumping stations

通过采取掺水降黏措施，混输泵站实现了原油黏度降低82%，外输压力下降44%，年运行时间共7 920 h，运行转油泵功率降低32.23 kW，年节约耗电25.52×104kWh，年节约加热耗气37.8×104m3。采取措施前后效果对比见表6、节约加热耗气计算见表7。

表6 采取措施前后效果对比Tab.6 Comparison of results before and after measures

表7 节约加热耗气计算Tab.7 Calculation of gas consumption of saving heating

按天然气价格1.05 元/m3和电费0.39 元/(kWh)测算，可实现节约费用49.635 万元/a。

3 结论及认识

1）O/W 型乳化原油黏度远高于脱水原油黏度，但经过加破乳剂或增大含水率等实现转相为W/O 型乳化原油后，其黏度会迅速下降。

2）对O/W 型乳化原油油气集输管网进行水力热力学计算时，推荐采用含水原油黏度作为模拟参数进行计算，计算结果会较采用脱水原油黏度误差小。

3）乳化原油集输系统优化常用加热降黏、破

乳降黏和掺水降黏三种方法中，从降低外输压力角度看，效果最好的为掺水降黏，最差的为加热降黏。