台肇地区环状流程降温集输界限实验研究

2013-05-05翟迪大庆油田有限责任公司第七采油厂

石油石化节能 2013年9期

关键词：集油回油集输

翟迪（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

台肇地区环状流程降温集输界限实验研究

翟迪（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

针对台肇地区油田开发特点，为实现节能降耗，降低生产成本，开展了环状流程掺水降温集输界限实验研究，通过现场跟踪观测，摸索夏季降温集输界限。为进一步合理控制集输的温度和生产回压，实现节约能源、降低原油生产成本奠定了基础。

台肇地区降温集输温度界限应用效果

大庆油田第七采油厂第四油矿所处台肇油田属于大庆油田的外围油田，主要特点是单井产量低，油层渗透率低，饱和压力高。从原油物性看，台肇油田原油凝固点为37 ℃，动态凝固点为 22 ℃，析蜡点为 37 ℃，饱和压力 8.2MPa。当温度为 50℃时原油黏度为 42.3mPa· s，当温度降至 27 ℃，原油黏度高达 355mPa· s，而当流体的黏度达到 300 mPa·s时，其自身就失去流动性。台肇油田的原油特点一直是该地区降温集输工作的难点。

第四油矿单井集输工艺全部采用单管环状流程，全矿共有 3 座转油站、23座集油间、110 个集油环、432 口机采井。机采井正常日产液 572t，日产油 261t，综合含水 63%。正常生产情况下，站外输掺水温度为 65 ℃，回油温度是 38 ℃±2 ℃。夏季原油在集输过程中热损失小，掺水温度具有一定的下调空间。

1 台肇油田夏季降温掺水界限试验

为了开展好降温集输工作，探讨掺水系统合理的生产参数范围，我们对站、间、井掺水回油系统进行分析，认识到单管环状集油工艺的掺水系统具有两个循环的特点，一是转油站、集油间循环，二是集油间、单井循环，这两个循环组成一个大的掺水回油系统。降温集输过程重点要考虑四个参数：掺水温度、掺水压力、日掺水量和回油温度。合理确定这四个参数的范围，才能保证系统的平稳运行。为此，我们重点在葡 361采油队开展了降温掺水界限摸索试验。葡萄花油田不同区块原油物性数据见表1。通过数据对比看出，台肇油田原油凝固点高，含蜡量高，饱和压力高，原油黏度大大高于其他区块。

表1 葡萄花油田不同区块原油物性数据对比

1.1掺水温度界限的探索

降低掺水温度、调整瞬时掺水量是降温集输的关键。掺水温度必须保证整个循环的回油温度、同时还要保证外输掺水含油达到合理的控制指标。因此我们从降温集输前掺水温度60～62 ℃开始逐步降低掺水温度，到目前已经降低到 58～60 ℃，基本上接近外输掺水含油指标的界限值。

全队 33 口油井 5 月 1 日到 30 日平均日产液139.7t，日产油 23.37t，含水 80%，平均回油压力0.25MPa，平均回油温度 40 ℃，与降温前相比日产液下降了 3t，日产油下降了 3t，含水升高了 1.28个百分点。日掺水量由 1050m3下降到 924m3，降低了 126m3。降温前后对比表明产液量、产油量略有下降，回油压力稳定。在保证掺水压力的同时，取得了较好的降温集输效果。

1.2回油温度界限的探索

我们分别以产量在 0～5t、5～10t、10～15t为一个界限，含水 0%～40%、40%～70%、70%以上为另外一个界限对葡 361采油队的集油环进行了分类，并据油井的距离、管线长度和材质、产量、含水等综合条件考虑进行实验。

我们每两小时对于掺水温度压力、回油温度压力做一次记录，每天按 10：00、12：00、14：00三个时间段上报总掺水温度、掺水压力、环掺水压力及环回油温度，以7天为一个降温周期进行摸索。如果压力上升到 1MPa后及时组织冲环。

在降温的过程当中，我们把回油温度每次降低1～2 ℃，以 2～3 天为一个稳定时间观察压力变化。如果压力稳定，那么继续进行降温试验；如果压力波动较大，则提高回油温度并分析原因，然后继续进行降温摸索。

表2 葡 361采油队降温实验效果对比

通过摸索可以看出掺水压力由实验开始时的平均 0.43MPa 上升到平均 0.68MPa，个别环压力达到了 0.9MPa；掺水温度由平均 59.5 ℃ 下降到平均55.5 ℃ ；回油压力由平均 0.25MPa 上升到平均 0.27 MPa；回油温度由实验开始时的平均 41℃下降到平均38℃，降幅达3℃，降温幅度十分明显。

2 实验规律总结

通过各项数据对比，在回油温度降低过程中，掺水压力都相应上升，但不影响环掺水，但随着温度的进一步降低，环压上升明显，影响掺水。我们将各环接近掺水压力接近 0.6MPa时的回油温度确定为该环的最低参数界限。各环平均回油温度由41 ℃下降到38 ℃。

2.1对不同产液量的规律总结

对于产液量小于 5t的环，降温幅度不是很明显，温度一般控制在 37～39 ℃左右；5～10t的环，一般温度控制在 36～38 ℃左右；但当产液量大于10t时，环的降温幅度较大，平均降温高达 4～5 ℃，目前回油温度控制在 35～37 ℃左右。

2.2对不同含水级别的规律总结

在不同含水级别最低参数界限摸索中，低含水环降温空间较小，高含水环降温幅度较大。对于中含水环根据产液量的高低，降温幅度不同，一般随产液量的增加，降温幅度增大。说明含水高低对环的最低参数界限摸索影响较大，含水越高，降温效果越明显。经过试验摸索，含水在 40%以下的低含水集油环的回油温度可以降到38℃左右；含水在40%～70%的中含水集油环的回油温度可以降到36 ℃左右；含水在70%以上的高含水集油环的回油温度可以降到35℃左右。

2.3对不同环长的规律总结

对于不同环长最低温度界限一般随管线长度的增加而降温幅度减少，对于小于 3000m 的环，回油温度可以控制在 35 ℃左右，而大于 3000m 的环回油温度最低可以控制在37℃左右。说明环长对降温有一定影响，随着管线长度的增加所需要的温度也要相应增加，环长越长的集油环越需要提高温度进行集输。

3 降温过程中发现的问题及整改研究

由于实验期间温度不断降低，个别环管线较长、管线老化，产液量高，当掺水温度逐步降低至60℃时，有个别单环出现了掺水压力升高，掺不进水的现象。5 月 20 日早上 5：00，1#计量间 2 个环的回油温度缓慢下降，这时的总掺水压力 1.8 MPa、总掺水温度56 ℃。于是马上进行冲环，但温度上升很慢，后采用停井冲环。当各环凉油进入汇管，汇管回压开始上升，温度下降到30 ℃。5个小时后，压力、温度才恢复正常。这次事件是由于降温集输油在管线中吸附太多的腊油造成的。

事后，我们调查分析了整个原因，主要有以下几点：

1）台肇地区的原油物性与老区油田有较大的区别。台肇地区独具的原油黏度大、含蜡量高、凝固点高等特点一向是四矿生产管理工作中最大的难题。另外井口出液温度低，夏季普遍在17～19 ℃左右，个别计量间的单环温度在来水 58～60 ℃时总环温度在35℃时已接近凝固点。

2）由于管线里油多、蜡多。特别是降温后原油在管线中阻力加大，各环及总回油压力都不同程度的上升。

3）有部分井间接出油，原油在管线中流动速度减慢造成部分含蜡高井的油吸附在管壁上，时间一长，管线通径变小慢慢地发生堵环现象。

解决方法如下：

1）仔细观察参数变化，发现异常及时冲洗单环集油管线，保障单井、计量间和中转站集油管线的畅通。

2）造成这一情况的原因除了台肇地区特殊的原油物性外，还有一个主要原因就是由于温度降低，外输掺水含油指标的界限值，联合站油水分离不彻底，处理后污水含油仍然很高，再次掺油能力差。针对这一情况，我们经过分析研究，采取了加大破乳剂用量的方法。加大破乳剂用量可以使油水分离更加彻底后再与井口出液混合，提高掺水的带油能力。同时，进一步加大了热洗化清力度，在防止蜡卡的同时也起到降低原油黏度的作用。