中深層稠油冷采開發(fā)地面集輸工藝

新疆石油勘察設(shè)計研究院（有限公司）

中深層稠油冷采開發(fā)地面集輸工藝

張侃毅 李陽新疆石油勘察設(shè)計研究院（有限公司）

新疆油田吉7井區(qū)屬于中深層稠油油藏，井深1860～1900m，原油平均密度0.933g/cm3，50℃時黏度為899.80mPa·s。采用摻熱水的集輸方式實現(xiàn)了該區(qū)塊稠油密閉集輸，不僅降低了稠油開采的能耗降低了油品黏度與井口回壓，而且借助摻液的熱量，可以提高稠油輸送的溫度，滿足集輸過程中的管道輸送條件。

中深層稠油油藏；冷采；摻熱水；降黏；集輸工藝

吉木薩爾凹陷勘探始于20世紀50、60年代，1990年在凹陷東斜坡發(fā)現(xiàn)了吉7井區(qū)稠油油藏。該區(qū)塊地面原油平均密度0.933g/cm3，井深為1860～1900m，油藏埋藏較深，屬于低滲透、稠油低品位難采儲量，其主要問題為原油黏度較大，地面集輸困難，集輸成本較高。為解決上述難題，需研究適合中深層稠油經(jīng)濟有效開發(fā)的地面集輸工藝技術(shù)。

1 吉7井區(qū)集輸工藝

1.1 稠油物性分析

（1）流變特性。通過室內(nèi)實驗得出的黏溫曲線可以看出，吉7井區(qū)稠油黏度對溫度的敏感性較強，提高溫度可使原油黏度大幅下降，溫度每升高10℃，黏度降低約50%。溫度為50℃時，原油黏度低于1000mPa·s，流動性能較好。吉7井區(qū)稠油的最低測試溫度為50℃。吉7井區(qū)稠油流變曲線如圖1所示，在測試溫度范圍內(nèi)，吉7井區(qū)稠油流變曲線均通過原點，并且在所選取的剪切速率范圍內(nèi)該流體呈現(xiàn)牛頓流體特性，其黏度不隨剪切速率而變化。吉7井區(qū)稠油流變曲線符合牛頓流體流變模式。

圖1 吉7井區(qū)稠油流變曲線

（2）黏溫特性。在稠油流變測試基礎(chǔ)上，對稠油進行黏溫特性測試。稠油的表觀黏度均伴隨著溫度的升高而降低，對溫度的敏感性較強，這是稠油的共性。由于溫度的升高破壞了原油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)形成結(jié)構(gòu)所造成的屈服應(yīng)力，同時使分子運動加劇，降低了塑性黏度，在宏觀上就表現(xiàn)為溫度升高，黏度減小。如圖2所示，吉7井區(qū)稠油在45℃時，已經(jīng)出現(xiàn)反常點，即一個剪切速率對應(yīng)一個表觀黏度值。吉7井區(qū)稠油在45℃至凝點的油溫范圍內(nèi)，呈現(xiàn)非牛頓流體的特性，在45～80℃時，呈現(xiàn)牛頓流體的特性。在稠油開采過程中，隨著開采時間的增長，稠油的含水量也會跟著增加。含水量的增加會影響稠油的性質(zhì)。吉7井區(qū)不同含水率稠油黏溫曲線如圖3所示，稠油黏度與含水率關(guān)系如圖4所示。稠油黏度在某一固定溫度下，先隨著含水量的增加而增加，達到極大值后，隨著含水量的增加而減小，此極大值所對應(yīng)的含水率為反相點。如圖4所示，吉7井區(qū)稠油的反相點在含水率為35%左右。

圖2 稠油黏溫曲線

圖3 不同含水率黏溫曲線

圖4 黏度與含水率關(guān)系

1.2 吉7井區(qū)摻水集輸工藝

綜合吉7井油藏特點及原油物性，確定該區(qū)塊采用摻熱水雙管集輸工藝流程。摻水后的單井氣液（含水率≥60%，40℃）密閉集輸進計量站，經(jīng)計量后，密閉輸至集中拉油注水站（35℃）。在站內(nèi)經(jīng)過油氣分離、加熱、熱化學(xué)沉降脫水后的低含水原油（含水率≤10%，50℃）由罐車拉運至聯(lián)合站進行進一步處理。脫出的采出水（50℃）由底水泵提升進入儲水罐，再由摻水泵輸至油區(qū)各摻水分配橇，經(jīng)分配摻至采油井井口。若采出水溫度不夠時，可通過相變加熱爐加熱后再進行回摻。摻水分配橇設(shè)計量及流量調(diào)節(jié)裝置，對各單井摻水流量調(diào)節(jié)并進行在線計量。

2 技術(shù)應(yīng)用

吉7井區(qū)地面集輸系統(tǒng)建成投產(chǎn)以來，所有設(shè)備運行平穩(wěn)，達到了設(shè)計產(chǎn)能要求。摻水集輸工藝應(yīng)用效果理想，通過多井集成自動摻液裝置對每口井摻液量做到了精確控制，裝置應(yīng)用效果良好。摻水后的集輸半徑可達到2000m，井口回壓均低于0.7MPa，并有效降低稠油黏度至500mPa·s以下，降黏效果顯著。

3 結(jié)論

（1）中深層稠油油藏摻熱水冷采開發(fā)。在新疆油田首次實現(xiàn)稠油油藏摻熱水冷采開發(fā)，用冷采開發(fā)替代了常規(guī)的注蒸汽熱采技術(shù)，避免了常規(guī)蒸汽開采高能耗等問題。采用摻熱水的集輸方式實現(xiàn)了該區(qū)塊稠油密閉集輸，不僅降低了稠油開采的能耗降低了油品黏度與井口回壓，而且借助摻液的熱量，可以提高稠油輸送的溫度，滿足集輸過程中的管道輸送條件。

（2）高溫采出水回摻，充分利用系統(tǒng)余熱，降低能耗。油區(qū)來液進經(jīng)過熱化學(xué)脫水沉降后脫出的采出水溫度在50℃左右，利用這一部分高溫采出水進行回摻井口，不僅充分利用了系統(tǒng)余熱，而且采出水中所含破乳劑起到了再利用的效果，降低了系統(tǒng)的運行費用。

（3）應(yīng)用多井集成自動摻液裝置等新型設(shè)備，降低了工作強度、保證了生產(chǎn)安全。該工程在各計量站設(shè)置了多井集成自動摻液裝置。該裝置可自動控制調(diào)節(jié)多口井的摻液量，也可遠程手動調(diào)節(jié)，同時將每口井的壓力、溫度、流量等實時數(shù)據(jù)上傳到中控室進行集中監(jiān)控，降低了工人勞動強度。

（4）新型管材的應(yīng)用。由于摻水溫度較高，采用鋼管易結(jié)垢，玻璃鋼管長時間處于高溫狀態(tài)下易損壞，因此集輸及摻水管道選用防腐及耐溫性能更優(yōu)異的柔性復(fù)合管；同時將集輸管道與摻水管道并管保溫敷設(shè)，利用回摻水的熱量為集油管道保溫伴熱，減少了集輸過程中的熱量損失，降低了能源消耗。

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.10.043