海上油气输送管线破乳降压技术的运用

张西迎，李治

（中海石油（中国）湛江分公司，广东 湛江524057）

文昌油田群19-C平台于2013年7月建成投产，文昌19-1C平台到文昌19-1A平台的管线直径8寸，长度5kg，产液量2100n左右，含水量29%，产气量65000n左右，属于产量较高的平台，而由于文昌19-1A平台背压较高，这不仅会导致文昌19-1C平台由于海管压力过高而关停，也会迫使文昌19-1A、19-1C平台限产而造成产量损失。因此，如何结合文昌19-1C平台的特点，找出既能在保证平台产量的前提下，又能将海管压力控制在合理的范围内的方法，将具有十分重要的意义。

由于海底管线走向、海底管线尺寸及平台产量及组分等因素，目前文昌19-1C平台存在下海管压力高问题，下海管压力高高保护值为：2000KPa。而实际生产中，出现过由于下海管压力高高造成的平台关停，造成产量损失。为此，平台思考出两个方案，方案1，申请变更申请，将压力高高设点调高，然而这不能从根本上解决问题，且对海管的完整性存在风险；方案2，对部分井进行降频限产，然而这直接影响的油田的产量。

本文的研究重点及创新点：（1）为从根本上解决平台下海管压力高的问题，研究长距离海底油气输送管线油水流动规律；（2）本平台并没有设计加注破乳剂这种化学药剂，通过建立数学模型，分析破乳剂对海底油气输送流型的影响，对降粘降压的作用。

1 破乳剂作用机理分析研究

在无破乳剂的体系内，液滴界面吸附沥青质等天然乳化剂，两个液滴的聚结膜发生薄化使天然乳化剂分子在界面上的浓度分布不均形成负的界面张力梯度，这种状况使膜排水作用降低，加入破乳剂后，破乳剂扩散到界面上空缺的地方。由于相同界面浓度下，破乳剂降低张力的能力高于天然乳化剂，使膜中的界面张力降低，阻止沥青质的迁移，形成正的界面张力梯度，加速膜排水过程，导致油水分离，乳状液遭到破坏，粘度急剧下降。

破乳剂用量在CMC浓度 (临界胶束浓度)左右，破乳脱水最佳。这是因为，在较低浓度时(小于CMC)，破乳剂分子是以单体形式吸附在油水界面，吸附量与浓度成正比，此时油水界面张力随破乳剂浓度的增加而迅速下降，脱水率也逐渐增大，当破乳剂浓度接近CMC时，界面吸附也趋于平衡，此时界面张力不再下降，脱水率也达到最大。若再增加破乳剂浓度，破乳剂分子开始聚集成团形成胶束，反而使界面张力有所上升，脱水率反而下降。因此对每种特定原油，破乳剂用量均有最佳值，即接近或等于其CMC浓度。

2 油气混输模型研究

通过对WC19-1C平台至WC19-1A平台海管建立数学模型，利用fluent软件研究管道流型以及破乳剂对管线流型和管程压力的影响，来判断破乳剂对于海上油气混输管线破乳降压的作用，如图1（忽略柔性管）。

图1 油气混输管线数学模型

在此模型的基础上，通过对添加破乳剂和未添加破乳剂的流型进行分析，图2反映的是未添加破乳剂的油气混输流型，图3反映的是添加破乳剂后的油气混输流型图。

图2 未添加破乳剂的延程管路流型

图3 添加破乳剂的延程管路流型

对比图3和图4，能发现添加过破乳剂后的管线界面图，流体分层更明显，使得油气混输过程中，流体流动的雷诺数较低，趋于层流。

通过对混输管线流型研究，我们发现破乳剂能够有效的改变流型。为进一步验证破乳剂通过改变流型后能够有效的降低海管压力，利用fluent软件得到了管线沿程压力曲线图，如图4所示。

图4 添加破乳剂前后延程管路压力曲线

从图4可见，添加破乳剂后，海管压力波动幅度明显降低，此外，海管的整体压力也下降了一个台阶，这说明破乳剂在海管稳流降压上有明显的效果。

3 破乳剂筛选试验

目前该油田群的海洋石油116是使用破乳剂的，考虑其配伍性的问题，文昌19-1C平台破乳剂也使用同样的型号。为进一步确认其效果及确定注入浓度，特进行室内试验，分析其脱水速率及最终上层油含水率，并且对不同浓度下的降粘效果也进行了试验分析，通过比较确定最终注入浓度。

试验设备：离心机：实验采用Robinson高速平转离心机；离心管：离心管的精确刻度可达0.2%；平抽式定量移液器和Gilson微量注射器（1～10μL，10～100μL，100～1000μL）；恒温水浴箱 ；100mL精确刻度离心管实验瓶；破乳剂样品和19-1C综合油样。

破乳剂筛选实验的实验步骤如下：（1）加热水浴至生产温度70℃（Wen19-1C平台下海管温度 79℃，上 Wen19-1A 平台温度 67℃）；（2）取综合油样，分离出自由水和乳化液。将一定配比的自由水和乳化液转入试验离心管中，放入水浴箱充分加热；（3）用微量注射器加入不同浓度的破乳剂；（4）震荡实验瓶 1min，然后放回水浴；（5）记录不同时间的出水量；（6）用平吸式移液器汲取上层、下层油样，用离心机进行含水分析；（7）对数据进行分析，作为下一步优化实验的基础。

试验结果：试验采用的破乳剂型号为破乳剂A，试验数据如表1所示：

表1 破乳剂加药浓度与破乳效果试验数据

从上表可以看出，质量分数在40×10-3%p时，脱水速度较 30×10-3%、20×10-3%快，和 50×10-3%、60×10-3%脱水速度一样，因此40×10-3%浓度最合适；从最终上层油含水分析可以看出，破乳剂A的脱水效果是十分良好的，也同样适用与Wen19-1C的综合油样。综上所述，最终采用破乳剂A，注入浓度为40×10-3%。

4 应用效果及经济效益

针对油田特点，结合建模分析和实验结果，注入40×10-3%质量分数破乳剂A时，在本油田取得了很好的效果，有效的解决了文昌19-1C平台下海管压力高问题，从而使得文昌19-1A、19-1B平台的下海管压力均下降。

图5中可以看出：破乳剂停注后，压力明显上升，恢复后，下海管压力下降明显。

图5 停注破乳剂前后压力变化曲线

综上所述，破乳剂在海管降压中起到了明显的作用。因此，注入破乳剂不仅有效的解决了平台由于海管压力过高关停而造成的产量损失的问题，还为平台进一步的释放产能提供的空间，取得了巨大的经济效益。

4.1 由于海管压力过高关停而造成的产量损失计算，19-1C平台关停损失计算，19-1C平台的日产油量约为1500方，停产后恢复时间以1.5h计算：

产量损失 Q1=1500×1.5/24=93.75（方）折合人民币（以40美元一桶，汇率6计算）：

即发生一次关停油田群就将损失14万余元产量。

4.2 为控制海管压力过高，采取平台限产而造成的产量损失。19-1C平台或下游平台停井限产，以损失日产油量约为200方计算全年产量损失：

产量损失Q2=200×365=73000（方）折合人民币（以40美元一桶，汇率6计算）：

4.3 海管压力得到控制后，19-1C平台产能得到进一步释放，目前文昌19-1C平台产油量提高到了1900方/d，即较使用破乳剂达到海管降压前每天增产400方原油，这样计算下来，全年增产约14万方原油，将为公司增加约2.1亿元原油销售收入。

因此，通过破乳剂A的使用，为公司节省了约2.1亿元的费用，同时解决了因海管高压力带来的环保隐患，也为公司其他油田提供了处理因海管压力较高导致油田无法完全释放产能的借鉴经验。