稠油單井回摻熱水降黏集輸工藝優(yōu)化研究

嚴忠 倪豐平 周鶴 張玉敏 李志敏

1中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院

2新疆維吾爾自治區(qū)油氣田環(huán)保節(jié)能工程研究中心

3中國石油新疆油田分公司陸梁油田作業(yè)區(qū)

4中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第三鉆井分公司

新疆油田淺層稠油一般采用注蒸汽開發(fā)方式，其稠油井口—計量站的含水稠油以往采用蒸汽伴熱集輸工藝，即高壓蒸汽在計量站減壓進井口出油管線的伴熱管線，造成高品位能源的浪費較大。新疆油田某區(qū)塊油藏埋藏較深，屬于低滲透、稠油等低品位難采儲量，地面集輸存在的主要問題有原油黏度較大，集輸困難，成本較高，稠油降黏成為降低集輸能耗的關鍵[1-2]。如果采用蒸汽伴熱工藝，需要另外建設鍋爐，投資和運行成本高，熱損耗也高。為此，針對該區(qū)塊中深層稠油冷采開發(fā)方式，本文通過實驗研究，提出了單井摻水集輸技術，并進行了推廣應用。

1 實驗研究

1.1 理論基礎

稠油單井摻水集輸技術主要是基于原油“反相點”理論，利用回摻采出水適當提高單井采出稠油輸送的含水率和溫度，實現稠油不加熱、不加藥摻水集輸。這項技術利用原油處理站經過熱化學脫水沉降后脫出的含油污水，通過摻水支線管道輸送至油區(qū)各計量站摻水分配器橇內，再通過橇內分水器分配至井口，解決稠油單井集輸問題[3]。

1.2 原油物性分析

該區(qū)塊油藏包含梧桐溝組P3wt22和P3wt21油藏。20 ℃時地面原油密度變化范圍0.925～0.959 g/cm3；50 ℃時原油黏度變化范圍448.46～2 282.50 mPa·s，平均1 540.77～2 814.98 mPa·s；含蠟量變化范圍3.1%～3.4%；凝固點變化范圍-0.2～3.8 ℃；初餾點變化范圍180～197 ℃。

1.3 地層水性質

根據該區(qū)塊2 個油藏的26 口井、39 井次采出液進行了地層水分析資料統(tǒng)計，地層水密度約為1.007 g/cm3，礦化度7 922.98～8 496.24 mg/L，pH值平均為7.3～7.6，地層水型為NaHCO3型。

1.4 轉相點實驗

經過對該區(qū)塊2個油藏的地面原油油樣在不同含水率時黏溫曲線變化分析可知：不加入任何藥劑時，原油在含水率為60%時出現變相點，黏度均降至1 000 mPa·s 以下[4]，具體結果見圖1。從圖1可以看出，溫度60 ℃以上時黏度均在1 000 mPa·s 以下，因此摻水溫度提高到60 ℃較為適宜。

圖1 含水原油轉相點實驗Fig.1 Phase transition point test of water-bearing crude oil

2 現場試驗

2.1 原油處理和單井摻水系統(tǒng)工藝

該區(qū)塊回摻熱水集輸系統(tǒng)采用二級布站，即油井—計量站—聯(lián)合站。站內稠油處理采用兩段熱化學沉降脫水工藝。摻水工藝流程（圖2）為：2 000 m3沉降罐脫出的污水自壓進入500 m3儲水罐，再經過摻水泵增壓后進入相變加熱爐加熱，升溫至60 ℃摻至采油井口[5]。

圖2 聯(lián)合站原油脫水處理工藝Fig.2 Crude oil dehydration treatment process at the multi-purpose station

由上述工藝看出，原油處理工藝為兩段熱化學沉降脫水工藝；集輸工藝為井口回摻熱水集輸工藝；破乳劑加藥工藝為摻水泵出口及二段進口兩處投加破乳劑。現場試驗前，對原油脫水工藝中的三相分離器進行了更換，分離后含水率＜60%的原油進入相變爐，按照研究結果摻水溫度應提升至60 ℃，但經工藝單元參數優(yōu)化，摻水溫度由35 ℃提溫至55 ℃即可保證一段沉降的脫水效果，因減少了對來液中過多水的加熱，降低了天然氣消耗。

2.2 試驗結果

根據原油轉相點室內實驗，該區(qū)塊地面原油在含水率60%時出現轉相點，黏度降至1 000 mPa·s以下。針對油田不同產量油井，近期在現場進行了摻水量優(yōu)化試驗。通過對某集輸干線內70 余口油井進行生產數據分析后，最終選定4 個計量站的4口單井作為優(yōu)化摻水量現場試驗井。試驗井生產數據見表1。

表1 試驗井生產數據Tab.1 Production data of experimental well

對以上4 口油井降低7%～10%摻水量后，每隔半個小時觀測一次井口回壓數值，試驗結果如表2和圖3 所示。

表2 降低摻水試驗前后各項指標對比Tab.2 Comparison of indicators before and after the experiment of reducing water mixing volume

圖3 降低摻水后井口回壓曲線Fig.3 Wellhead back-pressure curve after reducing water mixing volume

通過試驗結果可知，單井摻水量降低7%～10%，井口回壓升高0.1 MPa 左右。根據現場實際生產運行情況以及試驗結果，對不同產量的采油井給出優(yōu)化后經濟摻水量（表3）。

表3 不同產量油井經濟摻水量建議Tab.3 Suggestion of economic water mixing volume for oil wells with different production rates

2.2.1 稠油黏度變化機理

利用SARA 薄層色譜對J6377、J3385、吉103樣品進行組分分析，結果顯示：三種樣品原油膠質、瀝青質含量均較高，膠質含量在26.98%以上，瀝青質含量在13.15%以上，且含量逐漸增大（表4）。

表4 稠油組分分析Tab.4 Analysis of heavy oil components 質量分數/%

如圖4 所示，對于較低黏度稠油，溫度達到35 ℃以上時，黏度變化已不明顯；對于高黏度稠油，溫度達到65 ℃以上時，黏度變化已不明顯。

圖4 不同稠油黏度隨溫度變化關系Fig.4 Relationship between the viscosity of different heavy oils and the temperature

2.2.2 不同黏度稠油的最佳集輸工藝

如圖5 所示，原油黏度在2 000～4 000 mPa·s區(qū)域的稠油，含水率達到75%時黏度均降至600 mPa·s 以下，可實現集輸要求。含水率繼續(xù)升高，黏度降低不明顯。

圖5 稠油黏度2 000～4 000 mPa·s（50 ℃）時含水率與黏度關系曲線Fig.5 Curve of the relationship between water content and viscosity when the viscosity of heavyoil is at 2000～4000mPa·s（50 ℃）

對于高黏采出液，含水率在80%以上時，原油黏度仍達到了7 380 mPa·s以上，遠大于可集輸黏度要求；單獨摻水時，單井回壓和系統(tǒng)壓力高，無法實現集輸（圖6）。采用摻水+降黏措施，系統(tǒng)壓力由0.78 MPa 降低至0.4 MPa，油井密閉集輸率由77.3%提高至90.8%，實現原油集輸（圖7）。

圖6 8 000 mPa·s以上稠油含水率與黏度變化曲線Fig.6 Curves of water cut and viscosity change when heavy oil is above 8 000 mPa·s

圖7 加降黏劑前后油井密閉集輸情況Fig.7 Closed gathering and transportation of oil wells before and after adding viscosity reducer

3 結論

回摻熱水集輸工藝運行近4年，解決了冷采稠油地面集輸的問題，但隨著產能建設規(guī)模的不斷擴大，回摻水集輸效果的影響因素較多，如采出液液量、采出液含水率、原油黏度、管材、管長以及摻水溫度和摻水壓力。其中，摻水溫度和摻水壓力對摻水集輸效果影響最為明顯[6-7]。

（1）對4 000 mPa·s以下的稠油直接摻熱水可實現集輸，對8 000 mPa·s 以上的稠油采取摻熱水+化學降黏實現集輸。

（2）通過對稠油不同溫度下稠油含水率及黏度關系的分析研究，確定了最佳摻水量和最佳摻水溫度，形成經濟有效摻水集輸示范區(qū)。

（3）隨著井口產油量的增加，摻水量呈現一定的上升趨勢。部分油井含水較高，其摻水量較小。

（4）原油黏度＜3 000 mPa·s，單就黏度而言，對摻水量影響不明顯。集輸距離變化不大的情況下，黏度較大的油井，其摻水量有所增加。

（5）集油支線流型為高含水期的多相流型，可能存在段塞現象。

該區(qū)塊單井摻水集輸技術已推廣到其他3個稠油區(qū)塊，截至目前，新疆油田已有4 個稠油區(qū)塊1 000余口井實施摻水集輸工藝，單井年節(jié)約費用5萬元，預計年節(jié)省費用約5 000萬元。