海上稠油油田海底混输管道含水综合调整研究

张潮 (中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300451)

1 研究背景

1.1 某油田生产流程基本概述

近年来，海洋石油的开发规模持续壮大，为了更经济的开展油气开采，所采取的模式通常是建立一座中心平台，在中心平台周围建立若干个井口平台，井口平台通常只进行简单的计量后直接外输至中心平台进行进一步处理，在含水率达到一定要求后外输至陆地终端进行进一步的处理，外输含水率将直接影响海管的外输效率。

渤海油田某中心平台接收本平台及来自上游井口平台A、B 两座井口平台的生产的全部物流，由于A 井口平台原油物性为高含蜡原油、B 井口平台原油物性为稠油油田，因此为了确保海管的安全稳定运行，该两座井口平台需掺水外输至中心平台处理[1]。在中心平台A、B 两个井口平台的物流登陆后与中心平台生产物流混合后直接进入生产分离器进行处理，经生产分离器分离出的气相去天然气增压系统，分离出的水去生产水处理系统，分离出的含水率40% 的原油经原油加热器加热至80 ℃左右后，进入热处理器进行进一步的分离。热处理器分离出的含水20%的油经原油外输泵增压后，经外输海管输送至生产辅助平台平台，再由生产辅助平台外输至陆地终端进行进一步处理。

1.2 生产流程实际运行情况

根据某油田ODP 设计要求，中心平台接收以及自身生产的原油经过生产分离器和热处理器两级处理后，原油外输含水率要求20%。但是需要注意的是，原油外输含水率较高，增加下游平台生产处理系统的负荷，最终造成到终端整体外输含水率升高。在流程负荷远低于设计处理能力的工况下，目前原油处理量虽然在ODP 设计范围之内，但下游平台流程波动有一定的影响，同时，随着油田的持续开发，油田原油处理量也将随之上涨，如果不采取措施，含水率将持续上涨，随着生产油井的不断开发，海管负荷逐步增加，外输含水率的不断增加，一方面增加海管的负荷，另一方面进一步增加下游平台的流程负荷，加大采油成本。

根据2021 年7 月油田生产数据统计情况，目前某中心平台至下游生产辅助平台油气混输海管入口化验原油含水率稳定在10%～15%，能够满足油田ODP 的设计，但是在新投产井，以及修井作业返排等不确定因素的影响下，会造成外输含水有一定程度的波动，有时会接近甚至超过设计值，增加下游设备的处理压力。

目前某原油生产处理系统流程为：生产分离器+生产热处理器两级处理流程，通过外输泵将低于20%含水率的原油输送至下游生产辅助平台。设计处理原油处理量为5 120 m3/d，目前实际情况生产分离器入口量为3 669 m3/d，不足流程设计处理能力的72%，这种情况原油外输含水率仍存在偏高的情况，表1 为7 月某中心平台两级设备处理后的原油含水率。

表1 两级设备处理后的原油含水率

根据原油系统各级出口含水和外输海管化验含水分别与达标值进行对标可知，化验值均偏高，多数在设计值边缘波动，可以看出导致外输含水偏高的原因是油系统各级分离器脱水效果不佳，增加了流程处理负担，从而导致原油外输含水率偏高。

2 理论研究分析

2.1 接收液量较大加重生产分离器负荷

根据现状调查所知，井口平台A 平台和井口平台B 平台海管掺水量均符合设计标准，但上游掺水量较大均接近设计值，处理液量的增加将会降低在生产分离器中的滞留时间，沉降时间变短进而导致原油脱水效率变低。所以需要降低上游两个平台海管掺水量，降低无效产液量，从源头降低原油含水率，使进入生产分离器的原油含水率降低，减少分离器和热处理器的原油处理负担，提高滞留时间，从而提高分离效果，降低外输含水率。

2.2 分离器油水界面控制高度

由于该油田分离器均为堰板式分离器，无独立水室，混合室为油水共存分离沉降的主要舱室，因此在混合室中油水界面高度不宜设置过高，由于井口平台A、B 平台均为油气水混输模式输送至中心平台，由于油气水密度、黏度不同，运行速度也不相同，在长距离输送过程中容易产生堵塞现象，导致进入生产分离器的含水率处于持续波动状态，因此在保证污水水质的前提下尽量将油水界面进行下调[2]，当大水量进入分离器时，不会造成油水界面过高而降低脱水效率。

2.3 生产分离器温度低导致分离效率低

该油田中心平台生产分离器入口未设计加热器，A、B 井口平台生产物流通过较长的海底管道输送至中心平台，其出口温度受海底环境温度影响，温度下降较为明显，出口温度均在50 ℃左右与中心平台生产物流充分混合后进入生产分离器，生产分离器实际运行温度在54 ℃左右。温度是影响原油脱水的重要因素，温度越高油水分子越容易分离，于此同时，温度对破乳剂的药效作用也起到了至关重要的作用，因此提高物流温度是提高原油脱水效率的重要手段。

3 现场实施调整策略

3.1 降低井口平台A、B 平台混输海管掺水量

现场通过对A、B 平台综合油样进行化验分析，发现其凝点均低于ODP 设计阶段的数据。现场重新对掺水量进行核算，明确海管安全稳定运行的边界条件，避免对海管的运行带来不利的影响，需重新进行理论分析。为了确保海管的安全稳定运行，需同时满足海管出口温度不低于原油凝点以上3 ℃，以及出口安全停输时间不小于2 h 为原则。根据苏霍夫(Sukhov)温降公式进行计算在不同掺水量下海管出口温度，其中公式中管外环境温度按照海床温度按照全年最低温度-1.4 ℃计算[3-4]。

式中：T1，T2为管道起点、终点温度(℃)；T0为管外环境温度(埋地管道取管道中心埋深处地温)(℃)；D为管道外径(m)；L为管道长度(m)；Gm为原油质量流量(kg/s)；C为原油热容(J/(kg·℃))；K为管道的总传热系数(W/(m2·k))。

根据苏霍夫(Sukhov) 温降公式在产量不变，海床温度在-1.4 ℃工况下进行计算，计算发现当掺水量为0 时海管出口温度为24 ℃满足海管安全运行的条件，通过重新计算校核，如图1 所示，海管出口温度与日掺水量关系曲线，提供过理论计算可将井口平台A 平台混输海管掺水量设计由约1 500 m3/d 逐步下调至700 m3/d，同理计算井口平台B 平台混输海管登陆端掺水量由1 140 m3/d 逐步下调至700 m3/d。

图1 海管出口温度与日掺水量关系曲线

以进口平台A 平台为例，为了进一步提高降低掺水试验的安全性，对该油田综合油样进行取样分析不同水含量的原油乳状液黏度(MPa·s)，明确反向点，确保海管安全稳定运行。如图2 含水原油乳黏温曲线所示，在该平台原油30～40 ℃的时反向点为80%，而根据目前产量计算掺水量达到3 200 m3/d 时才将达到反向点，因此本次试验掺水量从 700 m3/d 逐步下调，均不在乳化反向点区间[6]。

图2 含水原油乳黏温曲线

为确保海管安全稳定运行，分别对A、B 井口平台掺水量进行了现场先导性试验，以井口平台A 平台为例，采取对掺水量阶段性逐步下调，通过现场实际运行数据，对理论数据进行进一步验证，每阶段运行都要大于24 h 进行观察，现场做好对海床温度、海管进出口压力、温度、运行压差、输送原油、天然气、生产水等数据的采集工作，出现问题及时终止试验，现场对生产流程及时调整。当海管出口端温度降至27 ℃ (原油凝点24 ℃) 时，或者海管压差不断升高，进一步验证四个现场拟定的预控措施实际效果[7]： 如表2 所示。

表2 油井单井产量及化验数据

(1)注入防蜡剂、抑制原油析蜡，在海管出口取样进行化验分析；

(2)将高产液量油井导入计量系统，通过计量加热器对产液升温，观察海管温度的提温效果；

(3)在海管入口端注入降粘剂，观察海管压差的变化情况；

(4)对高凝点油井进行控产。

当现场所有预控措施均已实施，但是海管入口压力仍产持续上涨，当海管入口压力上升至2 600 kPa (海管压力入口压力高报值，海管压力高高值为2 950 kPa)，现场停止试验，恢复正常掺水作业，当海管运行参数恢复正常后，进行通球作业，确认海管结蜡情况。

通过理论计算并通过现场实验，对井口平台A、B 平台掺水量进行了下调，掺水量下调后混输海管出口端进行取样化验发现含水率下降明显，于此同时，大大生产分离器的负荷，提高了沉降时间，有效的降低了各级分离器油相出口含水率，从而降低外输含水。

3.2 对生产分离器混合室油水界面调控

根据生产分离器ODP 设计参数，一级生产分离器混合室油水界面相对较高，现将通过中控上位机对油水界面进行合理有效的调控，经过现场的探索及数据跟踪，将生产分离器混合室油水界面由1 680 mm下调至1 550 mm，通过现场含水分析仪及现场化验证实，含水波动现象得到了有效的缓解，一级生产分离器出口含水率下降比较明显。

3.3 热处理器混合室油水界面调控

根据热处理器ODP 设计参数，结合现场实际流程分析，热处理器混合室油水界面相对较高，现将通过中控上位机对油水界面进行合理有效的调控，经过现场的探索及数据跟踪，将热处理器混合室油水界面由1 360 mm 下调至1 150 mm，经过现场调控后，通过多次化验数据跟踪分析得出，原油外输含水率由15%下调至2%，相比之前其出口含水率下降了13%，原油外输含水率下降非常明显。

3.4 启动生产水回掺泵为生产分离进行提温

将热处理器水相出口至生产水回掺泵，在通过生产水回掺泵将生产水转至一级生产分离器入口，从而提高生产分离器温度温度增加脱水效率。回掺水泵启动后生产分离器温度由54℃上调至60℃，有效的提高了生产分离器的脱水效率，经过现场调控后，通过每日多次化验数据跟踪分析得出，原油外输含水率由15% 下调至1%，如图3 所示，总体相比之前其出口含水率下降了14%，原油外输含水率下降非常明显。

4 结语

本文是以理论数据为依据，制定详细的实验计划及应对措施，确保在海管的安全稳定前提下开展先导性实验，通过对海管掺水量的下调，生产分离器及热处理器油水界面的优化调整，启动回掺水泵等措施，外输海管含水率得到了有效的降低。外输原油化验含水率由原来的10%～15%，降低至1% 左右。通过对渤海某中心平台处理流程的调整，在不加入新的处理设备的前提下，大幅度降低外输含水，提高了管输效率，进一步释放了油井的产能，为提高油田的整体产量提供了坚实的基础。本文根据海上稠油油田在降低外输含水方面实际存在的问题进行研究分析，在现场实际应用的过程中效果显著。