單管集油工藝在超稠油區塊高含水期的應用研究

楊爽

寰球工程項目管理（北京）有限公司

遼河油田超稠油區塊開發方式為蒸汽吞吐及蒸汽驅時，集油流程采用導熱油三管伴熱工藝，能耗高、熱損大、站內設施老化、工藝流程復雜[1]。隨著區塊不斷滾動開發，產出液的含水率逐年升高，已成為高含水區。為了降低地面系統整體能耗，優簡站場布局，需開展單管集輸技術邊界研究，助力企業節能減排的同時，也是熱采油田超稠油集油工藝技術的重大突破。

1 熱采超稠油區塊生產的主要特點

1.1 單井生產周期趨勢

以 區塊單井2020 年2 月19 日～2020 年12 月19日為1個吞吐周期。開發初期（2～6月份）日產液量43 m3/d，井口溫度112℃，含水率95%；開發中期（7～10 月份）日產液量35 m3/d，井口溫度75 ℃，含水率70%；開發末期（10～12 月份）產液量25 m3/d，井口溫度65 ℃。一個吞吐周期，單井產液量、井口溫度均呈大幅下降趨勢，不宜獨立采用單管集油工藝。

1.2 區塊整體生產特點

（1）總體布局及工藝流程。區塊為密集叢式井井場，井站距離在100～1 000 m之間。

總體布局采用采油井場→轉油站→聯合站的大二級布站。單井采用油氣分輸井口工藝，在采油井場通過手動閥組/多路閥自動選井+稱重式計量器完成單井計量后，各井場產出液通過生產匯管（DN150）放射狀串接集輸至轉油站，在站內完成緩沖、分離、增壓，各站場產出液通過集輸支干線枝狀串接輸至聯合站。

（2）生產參數。隨著近年來蒸汽吞吐、蒸汽驅及SAGD擴大開發，逐步形成地下溫場，產出液溫度上升后逐步趨于穩定，含水率逐步上升。區塊平均溫度為81.3 ℃，綜合含水率81.5%，進聯合站溫度75 ℃。區塊內單井液量范圍主要集中在10～50 m3/d，占比83.4%，平均單井產出液22 m3/d；單井含水率范圍主要集中在50%～100%，占比92%，平均單井含水率73%；單井井口溫度范圍主要集中在60～100 ℃，占比90%，平均井口溫度77 ℃；采油井場液量范圍為10～350 m3/d，含水率范圍60%～100%，混合液溫度范圍60～110 ℃。

溫度升高有利于改善含水超稠油的流動性，高含水率及流量因素可影響超稠油表觀黏度[2]，根據區塊的生產參數及工藝特點，停運導熱油三管伴熱，開展井站間單管集輸工藝的適應性分析。

2 高含水超稠油單管集油邊界條件

單管集輸界限是運行管理單管集油的限制條件，也是高含水超稠油單管集輸的關鍵技術[3]。針對典型區塊分析油井采出液的物理性質和內在關系[4]。

2.1 區塊不含水超稠油物性分析

區塊超稠油脫水脫氣后，50 ℃時原油黏度為85 180～226 300 mPa·s，流動特征偏離牛頓黏性定律[5]。井口產出液的平均溫度為77 ℃，在60～90 ℃溫度范圍下對脫水超稠油的黏度進行測量（表1），可見溫度對超稠油黏度影響很大，隨著溫度的升高，黏度大幅下降。

表1 不含水超稠油物性Tab.1 Physical properties of water-free super heavy oil

2.2 含水油單管集油技術界限分析

集油界限受溫度、含水率、流量、原油物性和管輸距離等多種條件的影響[6-10]。

2.2.1 溫度界限

對井1進行含水油流變性分析，不同含水率超稠油黏溫值見表2。隨著溫度的升高，含水油表觀黏度降低。

表2 不同含水率超稠油黏溫值Tab.2 Viscosity-temperature values of super heavy oil with different water-cut

根據黏溫曲線（圖1）可以看出，50 ℃為非牛頓流體向牛頓流體過渡的轉相溫度。溫度在70 ℃以上時，含水超稠油黏度隨溫度變化基本平緩。

2.2.2 含水率界限

根據不同溫度下含水率對原油黏度的影響曲線（圖2）可以看出，含水率從30%至40%過程中原油黏度迅速上升，40%增至50%時原油黏度迅速下降，含水率40%為轉相點。50%至80%時原油黏度呈下降趨勢。含水率在80%以上時，含水超稠油黏度隨溫度變化基本平緩。

圖2 不同溫度下含水率對原油黏度的影響曲線Fig.2 Influence curve of water-cut on crude oil viscosity at different temperatures

溫度在70 ℃以上時，含水率高于70%后表觀黏度對含水率敏感性減弱。

2.2.3 流量界限

利用pipehase9.5軟件模擬得出在不同條件下流量對含水超稠油流動特性影響結果。模擬條件以區塊的生產條件參數為依據，井場外輸管線管徑為DN150、液量為10～350 m3/d、井站距離為100～1 000 m。

以150 m3/d 液量為例，在等量等距的前提下，含水率越高越利于輸送，溫降、壓降趨勢曲線見圖3、圖4。

圖3 不同含水率工況下溫降趨勢Fig.3 Temperature drop trend under different water-cut conditions

圖4 不同含水率工況下壓降趨勢Fig.4 Pressure drop trend under different water-cut conditions

在含水率為低液量工況下（10～50 m3/d），熱力約束為主要因素（集油匯管終點溫度70 ℃，含水率60%條件下），管輸距離受溫度影響較大，溫降曲線見圖5。管輸溫降需小于10 ℃，當液量在40～50 m3/d之間，可實現300 m以內的輸送；低于40 m3/d時溫降太大不利于輸送。

圖5 等距離下不同液量管輸溫降趨勢Fig.5 Temperature drop trend of pipeline transportation with different liquid volumes under equal distance

液量工況在100～350 m3/d 之間時，水力約束為主要因素（井口壓力不大于1.0 MPa，進站壓力0.3 MPa，溫度70 ℃，含水率60%條件下），管輸距離受液量變化的影響較大。壓降曲線如圖6所示。當流量在150～300 m3/d 時，可實現1 000 m 內輸送；當流量在300～350 m3/d時，可實現800 m內輸送。

圖6 等距離下不同液量管輸壓降趨勢Fig.6 Pressure drop trend of pipeline transportation with different liquid volumes under equal distance

3 解決關鍵技術問題

通過理論分析，開展區塊單管集油工藝試驗，停運導熱油伴熱系統，在試驗過程中出現由于開發周期變化造成的產量波動、死油段管線凝管、偏遠井井口回壓升高等問題，通過改造井場工藝流程，優化集輸條件，解決了制約單管集油應用的技術問題。

3.1 油井停輸時出現原油粘壁現象

原油粘壁[11]造成管線截面積變小，壓降升高。程成等[12]認為，當含水率不變時，粘壁厚度隨溫度降低而增加，隨流量增大而減?。划敎囟炔蛔儠r，粘壁厚度隨著含水率的降低而增加；當流量不變時，粘壁厚度隨含水率增加而降低。

為降低原油粘壁造成的影響，盡量避免受到因油井檢修停產或開發周期波動導致生產參數變化帶來的壓降過大，增加集油環末端旁通流程，保障集輸管線內液量滿足臨界輸送條件，是解決問題的關鍵。

在叢式井場的最末端井增設關斷閥，井場計量管線上增設關斷閥，在井場外輸生產匯管最末端處增設旁通閥與計量管線聯通，當某一口或多口井停產時，保證井場外輸匯管的死油段最短，各單井間集油管線增設旁通閥，實現井場內小環集油。就近井場（200 m 以內）間外輸管線增加旁通閥，液量較低時合并集輸，保證集輸系統流量穩定，溫降、壓降較小。

3.2 偏遠井沿程溫降、壓降過大

周圍有些井場由于距離分散，低產低含水井較多，單管不加熱集油導致井口回壓過高，降低產能[7，13]。采用高效點升溫、低耗線維溫的電加熱方式[4]，在井場設電加熱器，升溫至輸量區間的臨界溫度，冬季極寒天氣時設置電加熱帶維持該溫度，再與其他井場串接統一輸至站場，解決了偏遠井由于沿程溫降、壓降過大不滿足單管集油工藝的問題。

4 應用效果

在區塊建立200 口井試驗區，蒸汽吞吐+蒸汽驅開發區塊實現單管集油工藝，實施后停運導熱油伴熱系統可節約天然氣598.8×104m3/a（折合標煤7 967 t/a），新增耗電量778.3×104kWh/a（折合標煤956 t/a），綜合節約能耗折合標煤7 010 t/a，碳減排2.09×104t/a，集油噸液成本可由2.53 元/m3降至2.06 元/m3。本工程實施助力企業節能減排，降本增效的同時，也是熱采油田超稠油集油工藝技術的重大突破。

5 結束語

（1）經過理論分析，集輸界限并不是“一刀切”得到的[14]。超稠油在高含水率、高溫、高液量條件下，可開展單管集油。

（2）經過現場試驗，開展多種單管集油模式，形成井場內環狀串接集油+井場間合并集輸工藝模式，偏遠低產井通過電加熱方式改善集輸條件，最大程度降低能耗。

（3）為進一步簡化地面布局，控制運行成本，將結合原油特性和生產參數繼續完善和探索更優集油工藝，不斷擴大單管集油工藝應用規模。