周期掺水在低产油田低温集输系统上的应用

2012-11-15李轶男大庆油田有限责任公司第九采油厂

石油石化节能 2012年3期

李轶男（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

周期掺水在低产油田低温集输系统上的应用

李轶男（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

以回油压力为控制参数，优化掺水时间、掺水量和掺水温度，实施周期掺水。分析了敖古拉油田原油物性、流变性对周期掺水的影响，并开展了周期掺水现场试验。试验结果表明，周期掺水可减少油田注水量，节约用气量，降低掺水泵耗电，低温集油经济效益非常可观，为低产油田实施周期掺水集输提供了依据和现场指导。

周期掺水低温集输推广应用

1 敖古拉油田低温集输概况

大庆敖古拉油田建有转油站1座、阀组间6座，管辖机采井65口，采用单管环状集油流程。全油田综合含水率89%，转油站掺水温度65℃，回油温度27.4℃，阀组间平均掺水温度61℃，回油温度28℃。

2 周期掺水的影响因素

2.1 原油物性对周期掺水的影响

油田的原油黏度低，凝固点低，含蜡、含胶量低（表1），所以原油物性有利于周期掺水的开展[1]。

表1 敖古拉油田原油物性

2.2 含水率对周期掺水的影响

原油温度在32℃、34℃时转相的含水率为50%，原油温度在36℃、38℃、40℃时转相的含水率为40%。含水率由40%升高到50%的过程中，32℃、34℃的原油黏度随着含水率的升高而升高，36℃以上的原油黏度随温度的升高而降低。不同温度的原油含水率超过50%时黏度均下降，当含水达到70%时，黏度都在很低范围内。

从油田原油流变特性曲线（图1）可以看出，在相同温度和相同剪切速率下，含水率增加，表观黏度降低。

从原油黏度随含水率的变化和流变性可知，原油含水率越高其黏度越低，当含水率大于70%时，有利于周期掺水。

2.3 产液量对周期掺水的影响

随着油田含水逐渐上升，采出液在集油管道内沿程损失减小。当含水一定时，井口原油温度随产液量增加而升高，原油的黏度减小；井口原油温度随产液量减少而下降，原油的黏度增大。所以产液量高的集油环有利于周期掺水。

3 现场试验效果分析

3.1 确定周期掺水集油环

大庆敖古拉油田共有阀组间6座，掺水集油环14个。选取6#阀组间1、2、3、4环为周期掺水集油环，见表2。

3.2 掺水周期的确定

在进行周期掺水试验时以集油环回压变化作为判断标准，来确定掺水周期。根据油田的实际生产规律和管理经验，规定停掺水前后集油环回油压差不得超过0.2MPa，对于个别回油压力高的集油环回油压力不得超过0.5 MPa。当回油压差或回油压力高于界限值时开始恢复掺水，掺水24 h后停掺，最后确定出该集油环的掺水周期。

表2 周期掺水确定的集油环

6#阀组间1环综合含水77%，回油压力0.35 MPa。停掺水后回油温度在18～19℃，停掺水22d时回油压力保持在0.35 MPa左右，22d后回油压力逐步上升，在停掺水30d时回油压力上升至0.56 MPa，回油压差超过0.2MPa，开始恢复掺水，24 h后停掺。最后确定6#阀组间1环掺水周期为停掺水30d，见图2。

6#阀组间2环综合含水79%，回油压力0.33 MPa。停掺水后回油温度在17～19℃，停掺水22d时回油压力保持在0.35MPa左右，停掺水24 d后回油压力逐步上升，在停掺水30d时回油压力上升至0.58MPa，回油压差超过0.2MPa，开始恢复掺水，24 h后停掺。最后确定6#阀组间2环掺水周期为停掺水30d，见图3。

6#阀组间3环综合含水89%，回油压力0.45 MPa。停掺水后回油温度在16～17℃，停掺水80d时回油压力保持在0.48MPa左右，80d后回油压力逐步上升，在停掺水90d时回油压力上升至0.53 MPa，回油压力超过0.5MPa，开始恢复掺水。最后确定6#阀组间3环掺水周期为停掺水90d，见图4。

6#阀组间4环综合含水91%，回油压力0.35 MPa。停掺水后回油温度在19～21℃，停掺水72d时回油压力保持在0.35 MPa左右，72d后回油压力逐步上升，在停掺水90d时回油压力上升至0.56 MPa，回油压差超过0.2MPa，开始恢复掺水。最后确定6#阀组间4环掺水周期为停掺水90d，见图5。

试验前后对比，敖一转油站掺水温度由65℃降低到62℃，回油温度由45℃降低到30℃，日掺水量由1895 m3下降到1131 m3，日掺水量下降了764 m3；掺水泵日耗电由1957k W h下降到1148 k W h，日节约用电809k W h，平均日耗气由4031m3下降到3081 m3，日节约用气950m3。平均每天创造经济效益1304.5元，低温集油经济效益非常可观，极具推广价值。

4 周期掺水的推广前景

周期掺水时最低集油温度较凝固点低了12℃，但仍可平稳输送，其原因是在高含水状态下，在管内流动过程中形成了水包油型液体，原油与管壁接触机会变少，水流的剪切力足以使少量附着在管壁上的原油脱落。

含水率高是周期掺水的关键因素。大庆杏西、新站、敖古拉油田综合含水率都在70%以上，含蜡、含胶量少，有利于开展周期掺水，见表3。

表3 各油田原油物性

大庆龙虎泡与敖古拉油田大部分集油环含水率已达到80%以上，2009年6—8月对两个油田的30个集油环实施不加热集输，2010年对这两个油田延长不加热集输时间，在4、5月份及9、10月份实施周期掺水；杏西和新站油田在5—10月实施周期掺水。全油田周期掺水可节电42.5×104k W h，节气100×104m3。