蒸汽驱开采期油气集输工艺优化

王文（中油辽河工程有限公司 辽宁省盘锦市 124010）

稠油开采经历了常规干抽和吞吐试采、蒸汽吞吐开发及非混相驱等转换开发方式试验的开发过程，先后经历了四个阶段：第一阶段：常规干抽及蒸汽吞吐试验阶段，第二阶段：全面蒸汽吞吐开发阶段，第三阶段：加密调整和综合治理、提高储量动用程度及开发方式试验阶段，第四阶段：递减阶段，此阶段，新井大幅度减少，同时措施井次逐年减少、增油效果也逐年变差，无法弥补老井的自然递减，区块产量呈现逐年下降的趋势目前已全面进入吞吐开发后期，存在压力水平低、井况日趋恶化、水浸使油水关系复杂化、吞吐效果严重变差等开发矛盾和问题，吞吐开采难以维持稳产，开发矛盾和问题日益突出。目前的油藏状况已很难满足稳产的需要，继续吞吐的潜力很小，为取得较好的开发效果，有效减缓区块的产量递减，开始进入到了第五个阶段：转换开发方式阶段。本文将详细介绍将开发方式转换为蒸汽驱开采后，地面油气集输工艺随之的转换。

一、蒸汽驱开发的特点

蒸汽驱主要工作原理为通过注汽井往井底注入干度不低于70%的高温蒸汽，通过高温蒸汽改变油藏流体流动性，提高采收率。

蒸汽驱采出液特点：

1.温度高：在高温蒸汽的作用下，在蒸汽驱热连通阶段单井产液温度：35～50℃，而到全面驱替阶段后，井口采出液温度能达到70～80℃。

2.含水率高：采用蒸汽驱开采的油藏已经进入到了稠油开发中后期，进入

到高含水期阶段，含水率能达到85%以上。

3.油气比低：油气比约为10m3/t。

二、集输工艺优化的必要性

目前常用稠油集输工艺为井口加热单管集输工艺和井口掺液输送双管集输工艺。

井口加热单管工艺流程为：

1.井场

套管气

采油井口 油 单井管线 计量接转站

井口掺液（稀油或水）

2.计量接转站

（1）稠油生产流程：

单井来油气→计量间→油气分离缓冲罐→外输泵→计量→外输加热炉→集输管线→联合站

（2）掺稀油流程：

稀油干线来稀油→加热→总计量→稀油分配阀组→单井计量→掺稀油管线→井口

（3）天然气流程：

油气分离缓冲罐→立式分离器→空冷器→计量→加热炉燃气

站外来套管气

站外来天然气→计量

井口掺液输送双管工艺流程为：

3.井场

套管气

采油井口 油 单井加热炉 单井管线计量接转站

4.计量接转站

（1）稠油生产流程：

单井来油气→计量间→油气分离缓冲罐→外输泵→计量→外输加热炉→集输管线→联合站

（2）天然气流程：

油气分离缓冲罐→立式分离器→空冷器→计量→加热炉燃气

站外来套管气

站外来天然气→计量

目前该两种流程均存在着能耗高的弊端，井口加热单管工艺流程所需井口加热炉多，且布置分散，不易管理；井口掺液输送双管流程需在计量接转站内布置掺液缓冲罐、掺水加热炉、掺水泵、掺水阀组等一系列设施，占地大，能耗高，投资高。

结合蒸汽驱开采的采出液温度高、含水率高等特点，需对地面油气集输的工艺进行优化。

三、井口不加热单井串接集油工艺描述

在蒸汽驱区块采用井口不加热单井串接集油工艺，该工艺特点为充分利用采出液温度不加热集输进站，单井采出液计量采用井口计量方式，各站所辖井按照区域位置分布，分成若干井组平台，采用串接集油方式将采出液输送至就近计量接转站。

含水原油表观粘度变化曲线为原油表观粘度的变化先经历一个上升区：随之含水率的增大而升高，到拐点后原油表观粘度开始进入到下降区，拐点含水率一般为45%～60%，这时表观粘度达到最大值，随后开始下降，下降至80%左右进入到平缓区，进入该区后，含水油表观粘度随之含水率的升高变化微小。

本文论述的油品含水率达到85%以上，表观粘度已进入平缓区，且远远低于纯油粘度，为井口不加热单井串接集油工艺提供了有力条件。

井口不加热单井串接集油工艺流程为：

1.井场流程

单井来液 →单井智能计量器

单井来液 →单井智能计量器 计量接转站

单井来液 →单井智能计量器

2.接转站内流程：

单井来油气 → 缓冲罐 → 外输泵 → 外输加热炉 → 外输至联合站

气

立式分离器 → 空冷器 →站内燃烧

四、井口不加热单井串接集油工艺优势

1.蒸汽驱开发生产参数适合采用井口不加热单井串接集油工艺

蒸汽驱开采井口产出液综合含水达到85%以上，全面汽驱阶段井口出油温度能达到70～80℃，井口回压要求为0.5MPa，根据现场参数及工艺计算结果，可以实现井口产出液不加热串接进计量接转站，利用计量接转站外输加热炉一级加热保证含水原油外输温度70℃输送至联合站。

2.井口不加热单井串接集油工艺能耗低

井口不加热单井串接集油工艺取消了井口加热，掺水升温升压等能耗，且单井采出液串接集油后，管线沿程温降小，该工艺综合能耗相比井口加热单管工艺流程降低约17%，相比井口掺液输送双管降低约23%。

3.井口不加热单井串接集油工艺投资成本低

用井口不加热单井串接集油工艺，可减少井口加热炉、掺液泵、掺液加热炉、掺液管线等设施，年运行费用及生产成本大大降低。

结束语

稠油开发进入到蒸汽驱开发后，采出液温度高，含水率高，油品表观粘度远远低于纯油粘度，可将集输工艺优化为井口不加热单井串接集油工艺，使用该工艺可以取消计量站、有条件的取消接转站，简化地面工艺流程，大大降低地面工程投资、降低系统能耗、减少定员，从而节省生产单位综合成本，达到对地面集输工艺的总体优化，具有具有广阔的推广空间。