某稠油區塊摻水降黏集輸流程改造方案比選

張丹鋒 王俊文 林盛斕 馮周

1中國石油勘探開發研究院 2北京吉奧特能源科技有限責任公司

某稠油區塊摻水降黏集輸流程改造方案比選

張丹鋒1王俊文1林盛斕2馮周1

1中國石油勘探開發研究院 2北京吉奧特能源科技有限責任公司

古城油田BQ10區稠油開采采用注采合一集輸流程，稠油單井集輸采用低壓蒸汽伴熱方式。摻水降黏集輸流程有注采合一、注采分開兩種。稠油區塊單井摻水量主要由原油含水、出油溫度及油井產液量等因素來決定。建議采用注采分開、新建部分單井集輸與摻水管線的方案，即利用原單井注采合一管線作單井注汽管線，新增部分單井集油和單井摻水管線、單井集輸與摻水管道采用埋地敷設方式。

稠油區塊；摻水降黏集輸流程；改造方案；核算；投資估算；設計規范

古城油田BQ10區稠油開采采用注采合一集輸流程，稠油單井集輸采用低壓蒸汽伴熱方式，低壓蒸汽伴熱系統目前仍采用燃油注汽鍋爐產生的高壓蒸汽減壓后作伴熱蒸汽、井口放空，致使熱損耗較大。為此，對該油區3#集油注汽站、計量站和所有生產油井的低壓伴熱系統進行了改造。

1 改造方案一

利用原有集輸系統直接改摻水流程。摻水集輸工藝流程示意圖見圖1。

圖1 摻水集輸工藝流程示意

（1）摻水量確定。該稠油區塊單井摻水量主要由原油含水、出油溫度及油井產液量等因素來決定。

（2）計量站至集油站集輸和摻水干線的設計及核算。根據計量站分布情況、計量站所轄油井及產油與產液量情況確定。由計算可知，改摻水后單井回壓在允許的范圍內。

（3）單井集油及摻水管線的校核。目前BQ10區單井伴熱管規格為d=22 mm×3 mm，利用單井伴熱管線改單井摻水管線。摻水管線和單井集油管線（d=76 mm×7 mm）要進行工藝計算。

2 改造方案二

利用原有注采合一集輸注汽，新建部分單井摻水管線。利用原有單井注采合一管線注汽、集油，部分單井伴熱管線改作摻水管，新增部分單井摻水管線。摻水量確定、計量站至集油站集輸和摻水干線及單井集油管線核算同方案一。利用原單井注采合一管線作單井集輸注汽管線，考慮伴熱管道管徑小，架空敷設，管道補償彎多，對于超過200 m的油井新增單井摻水管線（d=34 mm×3 mm），埋地敷設，長度約400 m。

3 改造方案三

利用注采合一摻水+部分井注采分開摻水。根據油井井站距分兩種情況：一是考慮井站距小于350 m的油井采用注采合一摻水流程、同上述方案二；二是井站距大于350 m以上的油井采用注采分開流程。注采合一流程工藝計算同方案二。注采分開流程，即注汽利用原單井注采合一管線，新增部分單井集輸和單井摻水管線。

集輸、摻水改造工程內容如下：①新建單井集油管線d=60 mm×3 mm泡沫黃夾克保溫管，埋地敷設；②摻水泵、單井摻水管線、干線與單井摻水計量表及摻水閥組同方案二。

4 方案比選

（1）方案一。利用原有集輸系統直接改為摻水流程，投資816.1萬元，較省，改造工作量較少。從計算結果來看，壓降能夠滿足規范要求的井口回壓，但由于稠油含砂量大，注采合一管線、伴熱管線是架空管道，補償彎多，容易積砂，影響管道實際輸送能力，摻水壓力高。

（2）方案二。利用原有注采合一集輸注汽、新建單井摻水管線，即原有注采合一管線作單井集輸與注汽管線，新增單井摻水管線，單井摻水管線長度大大縮短。但改造工作量較大，投資較方案一高。

（3）方案三。注采分開、新建部分單井集輸與摻水管線，即利用原有單井注采合一管線作單井注汽管線，新增部分單井集油和單井摻水管線。單井集輸與摻水管道采用埋地敷設，大大縮短管線長度，不易積砂，管道適應性強，且井口回壓比方案一、方案二低，有利于原油生產，但改造工作量較大，投資較高。

為進一步降低井口回壓，有利于原油生產，綜合考慮推薦方案三。

（欄目主持張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.5.029