蒸汽伴熱管線改摻水流程有關(guān)參數(shù)的核算

李巖芳 承德石油高等專科學(xué)校

蒸汽伴熱管線改摻水流程有關(guān)參數(shù)的核算

李巖芳 承德石油高等專科學(xué)校

某稠油區(qū)塊采用注蒸汽吞吐開采方式，結(jié)合目前稠油集輸摻水流程與伴熱流程的應(yīng)用情況，從流程上進(jìn)行改造，并改變低壓伴熱的供熱熱源。改造后的耗能指標(biāo)：低壓供熱系統(tǒng)單位蒸汽耗煤量為155.5kg/t，單位蒸汽耗電量為19.32kW·h/t，單位蒸汽耗水量為1.04m3/t。采用摻水降黏集輸流程、摻水降黏集油流程，預(yù)計(jì)平均井口回壓比注采合一蒸汽伴熱集油流程降低0.1～0.3MPa，減少熱耗50%～60%，節(jié)能效果較明顯。

蒸汽伴熱管線；摻水干線；參數(shù)核算；方法；摻水量；規(guī)范

某油田BQ10區(qū)于20世紀(jì)80年代末、90年代初投入開發(fā)，采用注蒸汽吞吐開采方式。近年對(duì)該區(qū)塊3#集油注汽站、計(jì)量站和所有生產(chǎn)油井的低壓伴熱系統(tǒng)進(jìn)行了改造。該區(qū)塊已建設(shè)1座3#集油站，9座計(jì)量配汽站，稠油正常開采總油井?dāng)?shù)為140口。配套系統(tǒng)包括燃油罐1座及供油泵，供水罐1座及供水泵、管道等。

稠油單井集輸流程目前國(guó)內(nèi)主要有注采合一蒸汽伴熱集輸流程、摻水降黏集輸流程、摻稀油降黏等方式。該稠油區(qū)塊近年進(jìn)行單井摻水降黏工業(yè)試驗(yàn)取得了較好效果，部分加密井采用單井摻水降黏集輸流程，進(jìn)一步證明了摻水降黏集輸方式節(jié)能效果較好，摻水降黏集油流程平均井口回壓比注采合一蒸汽伴熱集油流程降低0.1～0.3MPa，同時(shí)減少熱耗50%～60%。

1 利用蒸汽伴熱管線直接改摻水流程

該稠油區(qū)塊結(jié)合目前稠油集輸摻水流程與伴熱流程的應(yīng)用情況，從流程上進(jìn)行改造，并改變低壓伴熱的供熱熱源。摻水降黏集輸流程的改造是近年實(shí)施的方案之一。摻水降黏集輸流程有注采合一摻水降黏集輸流程和注采分開摻水降黏集輸流程兩種。實(shí)施的具體方案是：利用蒸汽伴熱管線直接改摻水流程。工藝流程如圖1所示。

圖1 蒸汽伴熱管直接改摻水流程示意框圖

2 參數(shù)的核算方法

（1）摻水量的確定。稠油摻水降黏原理是通過摻水，提高原油含水率、改變流態(tài)，使其成為水包油型，降低原油黏度，減少阻力，從而降低油井井口回壓。單井摻水量主要根據(jù)原油含水、出油溫度及油井產(chǎn)液量等綜合考慮。從稠油管道環(huán)道試驗(yàn)及井樓油田七區(qū)南部摻水生產(chǎn)情況可知，稠油含水大于80%時(shí)，黏度大幅度降低。因此，為降低油井井口回壓，生產(chǎn)中使稠油平均含水大于85%，單井平均產(chǎn)油量1.7～1.8t/d，單井摻水量為7～10t/d。BQ10區(qū)轄井140口，總摻水量約1000～1400m3/d。

（2）對(duì)計(jì)量站至集油站集輸和摻水干線有關(guān)參數(shù)進(jìn)行核算。BQ10區(qū)轄9座計(jì)量站，各站摻水量按所轄油井140口計(jì)算，總摻水量約1400t/d。目前，5座計(jì)量站有摻水干線，4座（6#、10#、11#、13#）沒有摻水干線。根據(jù)計(jì)量站分布情況、計(jì)量站所轄油井及產(chǎn)油與產(chǎn)液情況，16＃計(jì)量站距集油最遠(yuǎn)，轄井16口，對(duì)站外集輸與摻水干線有關(guān)參數(shù)進(jìn)行核算。從參數(shù)核算結(jié)果可知，計(jì)量站干線壓力為0.86MPa，井口回壓為1.14～1.23MPa，摻水干線壓降為0.53MPa。由此可知，改摻水后單井回壓在允許的范圍內(nèi)，集輸干線能夠滿足要求。

（3）單井集油及摻水管線有關(guān)參數(shù)的校核。目前BQ10區(qū)單井伴熱管為?22mm×3mm，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（?76mm×7mm）工藝計(jì)算結(jié)果見表1。由計(jì)算結(jié)果看出：?jiǎn)尉闊峁芫€改摻水管線后，摻水量為7、10t/d，500m壓降為0.17、0.31MPa，600m壓降為0.21、0.37MPa；現(xiàn)有單井注采合一集油管線500m壓降為0.27MPa，600m壓降為0.35MPa。井口回壓1.14～1.23MPa，最遠(yuǎn)站摻水干線壓力0.53MPa，摻水系統(tǒng)摻水壓力約需2.05～2.15MPa，目前摻水系統(tǒng)不能滿足要求。

表1 摻水管線和單井集油管線工藝計(jì)算結(jié)果

（4）集油站沉砂脫摻水系統(tǒng)有關(guān)參數(shù)的核算。集油站沉砂脫摻水系統(tǒng)有2座200m3立式罐，1座脫摻水、1座用于原油緩沖，兩座罐在流程上可互為備用。考慮罐內(nèi)蒸汽盤管，罐底部積砂及上部空間等，油罐利用系數(shù)0.75，1座脫摻水罐有效容積為150m3。根據(jù)BQ10區(qū)2007～2011年產(chǎn)液量預(yù)測(cè)：集油站最大處理油量3.76×104t/a；處理產(chǎn)出液量36.5×104t/a；摻水量為1000～1400t/d（42.5～60m3/h），考慮稠油波動(dòng)系數(shù)為1.2～1.5，取1.4。處理液量為119～143.5m3/h。經(jīng)計(jì)算，脫水時(shí)間為1.26～1.04h，考慮稠油脫摻水脫出的是游離水，一般30～40min沉降時(shí)間基本可以脫出摻水。因此，脫水罐基本滿足要求。脫出摻水后緩沖液量為60m3/h，沉砂緩沖時(shí)間為2.5h，不能作事故罐，作事故罐需要儲(chǔ)存4～24h。按油氣集輸規(guī)范，集油站可以不設(shè)事故罐，因此，集油站現(xiàn)有沉砂脫摻水系統(tǒng)基本能夠滿足要求。清砂周期一般半年一次，一次清罐時(shí)間10d，清砂作業(yè)時(shí)脫摻水、沉砂1座罐運(yùn)行，此時(shí)，上部出油下部出摻水，摻水、沉砂只有原來的一半時(shí)間（38～31min），基本滿足脫摻水和進(jìn)泵緩沖時(shí)間要求。

3 結(jié)語(yǔ)

該油田區(qū)塊通過上述核算方法改造后的耗能指標(biāo)：低壓供熱系統(tǒng)單位蒸汽耗煤量為155.5kg/t，單位蒸汽耗電量為19.32kW·h/t，單位蒸汽耗水量為1.04m3/t。采用摻水降黏集輸流程、摻水降黏集油流程，預(yù)計(jì)平均井口回壓比注采合一蒸汽伴熱集油流程降低0.1～0.3MPa，減少熱耗50%～60%，節(jié)能效果較明顯。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.12.009