塔河油田超稠油掺轻油降粘可行性研究

2010-08-31罗立新

石油地质与工程 2010年1期

关键词：轻油稀油油样

罗立新

(中国石化河南石油勘探局勘察设计研究院,河南南阳473132)

塔河油田超稠油掺轻油降粘可行性研究

罗立新

(中国石化河南石油勘探局勘察设计研究院,河南南阳473132)

塔河油田超稠油的开采与集输主要采用掺稀油工艺,由于超稠油产量逐渐增加,稀油资源量已不能满足生产需要,而化学降粘等工艺因不能解决后续脱水和外输问题而不能大规模采用。因此,研究了采用本油田轻烃回收装置生产的轻油作为稀释剂进行超稠油降粘的可行性,并对经济实用性进行了分析,结果认为轻油可以代替掺稀油生产工艺。

塔河油田;超稠油;降粘;开采工艺;可行性

塔河油田西北部绝大部分产油为超稠油,其粘度远远高于我国稠油分类标准中超稠油的起点粘度(50 000mPa·s),多数油井原油密度大于1g/cm3。这种原油的井筒举升和地面集输(包括脱水)都存在很大困难,常规的加热、掺水、乳化降粘等工艺或者应用效果差,或者能耗和运行成本高。为了保证正常生产,目前塔河油田10区、12区等主力超稠油区块和其它区块的超稠油油井普遍采用掺稀油降粘开采和集输工艺。由于塔河油田自身稀油产量有限,而超稠油产量则逐年上升,稀油量已难以满足该工艺需要,急需寻找其它的替代方案。本文分析了几种工艺的优缺点和对该油田的适应性,并研究了采用轻烃回收装置生产的轻质油对超稠油进行稀释降粘,实现较低温度下举升、集输和脱水的可行性。

1 塔河油田超稠油基本组分和物性特征

表1是塔河油田西北部几口代表性油井稠油组分和物性数据,数据显示该油田稠油具有以下特点:

(1)含蜡量低,胶质沥青质含量高。

(2)密度高,多数油井油样密度大于1g/cm3。

表1 塔河油田西北部超稠油组分和物性数据

(3)粘度大,粘度范围宽。粘度分布上既有普通稠油,也有90℃粘度达数百万mPa·s的特超稠油。但多数为90℃粘度数万mPa·s的典型超稠油。

(4)凝固点高。这一点与普通稠油和稀油有很大区别。由于油样在凝固点测定仪工作温度范围内粘度都很大,难以观测到明确的倾点,但实际上油样并没有真正凝固,这使得凝固点测定按照现有方法无法准确进行,使得报告数据均为大于50℃。

上述特点使得降粘技术成为该油田原油开采和地面集输、处理系统的最大难点之一。

2 超稠油集输技术现状分析

我国的超稠油主要集中在辽河、克拉玛依和塔河等油田,胜利、河南等油田也有分布。开发较早、规模较大、粘度较高且工艺较成熟的是辽河油田。国外目前开采的超稠油主要集中在加拿大、委内瑞拉、阿曼等国家。国内外超稠油开发采用的集输降粘工艺主要有加热、掺水、掺稀油、化学降粘等几种。

2.1 加热集输工艺

加热集输工艺是通过提高产出液温度来降低其粘度,达到输送目的。加热方式主要有掺蒸气、掺热水、双管伴热(蒸气、热水或导热油)、电伴热(伴热带或集肤效应加热)以及井口加热等。加热集输工艺技术成熟,简单易行,因而应用普遍,在稀油油田和普通稠油、特稠油油田均广泛采用[1],特别是油田低含水开发期更为适用。其缺点是能耗较高,特别是对于超稠油,由于输送所需温度很高,热损失更大,因而不宜直接采用。根据塔河油田超稠油粘温曲线,许多生产井要正常输送,需要加热到100℃以上,有些甚至150℃仍难以输送。另外,直接加热法和伴热法都难以延伸到油井井筒,不能解决井筒举升问题。因此,加热集输工艺对塔河油田多数超稠油油井是不适合的。

2.2 掺水集输工艺

掺水集输工艺一般是将脱出的采出水回掺到井口,使集输管线内油水混合物的含水率超过其转相点。此时管线中出现大量游离水,原油处于漂浮状态,随水流动(这时并没有形成真正的水包油型乳状液),因而输送阻力降低。该方法要求输送温度下,油相有一定的流动性,因而有时需要对掺水进行加热。该工艺在辽河[2]、河南等普通稠油油田应用较为成功。但对于超稠油而言,由于所需加热温度过高,该方法也不适用。

2.3 掺稀油降粘工艺

掺稀油降粘工艺是将一定比例的低粘度、高流动性的稀原油掺入稠油中,使混合油粘度达到输送要求。该工艺的优点是适用范围广(适合任何类型的稠油),效果可靠且易于实施。缺点是受到稀油量限制,且需要建设专门的掺稀管网,投资较高。塔河油田超稠油目前主要采取这种方式。但由于稠油产量增长幅度高于稀油的增长,稀油很快将不能满足掺稀开采需要,必须研究选择其它降粘方案。

2.4 化学降粘技术

化学降粘技术是通过加入化学添加剂,使油或油水混合物的粘度或流动阻力降低。它分为两种。一种称为油溶性降粘剂,它加入到不含水或低含水的稠油中,能够降低油的粘度。目前这种方法不仅加药量大,并且降粘幅度有限。对超稠油,特别是部分特超稠油,即使降粘率达到90%,离正常输送要求仍很远,因而应用范围很小。另一种是乳化降粘,也称为掺活性水降粘。它是通过乳化分散剂将油相分散于水相中,形成水包油的粗分散体系(不能形成真正乳化液,否则会造成脱水困难),从而使得表观粘度大幅度降低,接近于水的流动性,因而在较低温度下实现油水混合物的输送。该方法在辽河、河南、胜利等油田都有成功应用[3]。该方法的特点是油水混合物进入设备,流速降低后,油水即迅速分离,油相会恢复到其原来的粘度。因此,它只能解决超稠油从油井到处理站的输送问题,无法解决脱水和外输问题。这样,对塔河油田而言,如果采用乳化降粘工艺的比例过大,联合站混合油将难以脱水和外输。并且为了保证输送过程中的稳定分散,在转油站等中间环节还要采取特别的工艺措施。因此,在塔河油田全面或大规模推广这项工艺也是不可行的。

综上所述,目前塔河油田的超稠油开采还必须以掺稀油工艺为主。只有这种工艺才能有效降低油的真实粘度,保证超稠油的整个集输、处理和外输过程的正常运行。在稀油资源不足的形势下如何寻找替代方法成为亟待解决的问题。

3 超稠油掺轻油降粘试验

厦门大学柴静等根据相似相容原理,研究了甲苯和汽油稀释对新疆超稠油的降粘效果[4]。虽然降粘效果好,但由于甲苯和汽油价格高,不适合用于油田的产出液集输。本研究采用油田原油稳定和轻烃回收装置回收的轻质油为稀释剂对超稠油进行降粘,并与掺稀油降粘进行对比,认为在稀油资源不足时,掺轻油降粘是一种可选的方案。

3.1 试验样品来源和性质

本试验所用轻油来自河南油田江河联合站轻烃回收装置,其组分构成见表2。其它理化性能数据:10%馏出温度62℃;90%馏出温度133℃;干点163 ℃;密度0.682g/cm3。

表2 轻油组分

对比试验所用稀油为塔河油田掺稀生产所用稀油,50 ℃时粘度28.8mPa·s。

超稠油油样为直接取自塔河油田的单井纯稠油油样(试油时取样,未加药或掺稀油)。

3.2 试验方法

由于试验所用轻油轻组分含量较高,如果将超稠油油样加热融化后掺入轻油,轻油会大量挥发,导致试验误差。本试验采取的方法是将室温下的超稠油油样切成片状,慢慢加入轻油里进行搅拌、溶化。溶化均匀后用旋转粘度计测定混合样的粘度,必要时测试粘温曲线。

为保证可对比性,掺稀油也采用同样的方法进行。

3.3 试验结果

TK1229和TK1242是塔河油田西北部两口有代表性的油井,表3至表6是对这两口井的降粘试验结果。数据表明,掺轻油对塔河油田的代表性超稠油油样有很好的降粘效果,且远优于掺稀油的效果。以 TK1242井油样为例,若以粘度2 000mPa·s做为正常管输必要的粘度参考值(经验值),1t轻油能在50℃温度下输送2.5t以上的稠油,而1吨稀油要输送同样量的稠油,需将输送温度提高到80℃。

试验还发现,轻油对不同油井的油样降粘率有较大差别,这可能与油样中胶质、沥青质的分子量分布等性质有关,它们影响了这些成分在轻油中的溶解度。比如 TK1059井油样,采用轻油稀释时,粘度测定结果很不稳定,变化范围很宽,观察发现混合油中有大小不一的块状、粒状物,说明溶解不均匀。该井油样常温下基本为固体,外观枯树根状,属特超稠油,类似的还有AD15井等。但这类井在塔河油田西北部也是少数。