1、2023年05月|149工程与施工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
2、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
3、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
4、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。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)摘要：海上采油平台原油外输主要通过海底管道将低含水原油输送至陆地终端进行进一步处理后进行销售，含水率过高会直接影响海管的管输效率，因此降低外输含水是每个外输平台的一项重要指标，可以最大限度的减少输送能耗，降低原油处理厂生产污水处理费用，提高经济效益，文章将根据海上平台在降低外输含水方面
5、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，有较高的推广价值。关键词：稠油；海底管道；含水；温度；综合调整中图分类号：TE53 文献标志码：A 文章编号：1008-4800(2023)14-0149-04DOI:10.19900/ki.ISSN1008-4800.2023.14.044Study on Comprehensive Adjustment of Water Cut in Subsea Mixed Pipeline of Offshore Heavy OilfieldZHANG Chao(CNOOC Tianjin Branch,Tianjin 300451,Chin
6、a)Abstract:Offshore production platform of crude oil transport mainly through the submarine pipeline will low water crude oil to the land terminal for further treatment after processing,high water content will directly affect the tube transport efficiency of the sea,so reduce the external water is a
7、n important indicator of each external platform,can minimize the transport energy consumption,reduce the cost of crude oil treatment plant sewage,improve economic benefits,this paper will be based on the actual problems in reducing the external water platform research analysis,in the field of practi
8、cal application effect,has a high promotion value.Keywords:heavy oil;submarine pipeline;water content;temperature;comprehensive adjustment工程与施工工程与施工150|2023年05月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，
9、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.
10、4 计算3-4。T2=T0+(T1-T0)exp(-KDL/GmC)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 5
11、00 m3/d 逐步下油处理量为 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。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
12、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
13、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，表1 两级设备处理后的原油含水率日期生产分离器出口/%原油外输海管入口/%日期生产分离器出口/%原油外输海管入口/%达标值4020达标值40202021.7.136142021.7.1735142021.7.333152021.7.1934132021.7.537152021.7.2138132021.7.735122021.7.2333152021.7.938132021.7.2
14、536132021.7.1133132021.7.2734122021.7.1338142021.7.2936152021.7.1534122023年05月|151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
15、 所示。(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
16、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 3040 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。为确保海管安全稳定运行，分别对 A、B 井口平水含量/%动力粘度/(mPa s)图2 含水原油乳黏温曲线表2 油井单井产量及化验数据井号日产液/(m3/d)日产气104/(m3/d)凝点/黏度/(mPas)1#4.000.54 24165.774 32#120.001.264 0267.056 53#96.205.146 8245.750 34#222.004.332 6224.490 95#132.001.654 8234.291 36#2.100.135 6134.810 37#89.407.190 6207.208 18#106.561.363 2259.339 19#33.600.353
