吉7深層稠油集輸及處理參數(shù)工藝優(yōu)化

葉俊華 馮小剛 單國平 宋多培 張紹鵬（新疆油田公司準(zhǔn)東采油廠）

吉7井區(qū)稠油油藏，50℃時地面原油平均密度為0.934 g/m3，平均黏度為883.54 mPa·s，平均含蠟量為4.61%，凝固點(diǎn)為1.88℃。根據(jù)我國稠油油藏分類標(biāo)準(zhǔn)，屬于特深層普通稠油油藏，采用常規(guī)射稠油熱采等開發(fā)方式，難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)。油藏采用冷采開發(fā)方式，實(shí)施常規(guī)注水驅(qū)動，實(shí)現(xiàn)了經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)。常規(guī)注水開發(fā)較蒸汽驅(qū)開發(fā)，采出液溫度低，原油流動性較差，常規(guī)集輸工藝無法滿足生產(chǎn)要求，采用摻熱水雙管集輸工藝[1]有效解決集輸問題。

1 存在問題

1）吉7井區(qū)P3wt1油藏地面原油最高黏度10 027 mPa·s（50℃），最低黏度100.5 mPa·s；P3wt2油藏地面原油最高黏度3000 mPa·s（50℃），最低黏度144.1 mPa·s，導(dǎo)致了井與井之間，站與站之間的摻水量需求的差異較大，需要根據(jù)原油黏度分布區(qū)域確定最佳摻水量。

2）回?fù)剿稣緶囟?5℃，進(jìn)站溫度30℃，摻水管線系統(tǒng)溫降30℃，其中摻水前（中心站至井口回?fù)角埃┕芫€沿程溫降21.5℃，占總溫降的72%，出站溫度對單井集輸貢獻(xiàn)率低。

3）相變爐對回?fù)剿陀蛥^(qū)來液加熱為共同換熱方式，回?fù)剿疁囟群陀蛥^(qū)來液溫度不能單獨(dú)控制；為保證集中拉油站來液沉降脫水溫度在65℃以上，回?fù)剿隹跍囟缺仨毧刂圃?0℃以上。出現(xiàn)回?fù)剿艹探Y(jié)垢嚴(yán)重，換熱效率低的問題。

4）原油處理工藝適應(yīng)性差。原油處理采用常規(guī)電化學(xué)沉降脫水工藝：井區(qū)原油經(jīng)罐車?yán)帘比_聯(lián)合站，卸入毛油罐，在毛油罐預(yù)脫水后，經(jīng)稠油多功能處理器處理，并與稀油多功能處理器處理原油混合進(jìn)入儲油罐沉降，采取沉降放水方式，實(shí)現(xiàn)原油合格外交。

毛油罐溫度低，達(dá)不到預(yù)脫水要求，罐底水含油超標(biāo)，對污水處理系統(tǒng)沖擊大。原油在毛油罐內(nèi)沉降36 h后，底水上部仍存在厚度達(dá)18 cm的乳狀液過渡層，取樣分析乳狀液含油達(dá)12%。

毛油罐預(yù)脫水后原油溫度只能維持在30℃左右，高黏度原油導(dǎo)致轉(zhuǎn)油泵轉(zhuǎn)液困維，不能確保稠油多功能處理平穩(wěn)進(jìn)液的要求。毛油罐預(yù)脫水含油較高，最高達(dá)到80 000 mg/L，遠(yuǎn)高于污水處理系統(tǒng)的預(yù)處理罐進(jìn)口含油指標(biāo)500 mg/L，導(dǎo)致預(yù)處理罐出口含油較高，高含油污水進(jìn)入過濾器后，又污染濾料，從而造成污水處理系統(tǒng)出口含油、懸浮物都不達(dá)標(biāo)。

北三臺聯(lián)合站原油系統(tǒng)稀油來液為北三臺油田，其水型為CaCl2型，而吉7井區(qū)油藏水型為NaHCO3型，實(shí)驗(yàn)表明兩種水型混合后，穩(wěn)定指數(shù)SAI小于5，表明結(jié)垢趨勢嚴(yán)重。多功能處理器脫出水溫度為55～65℃，加劇了出水管線結(jié)垢的趨勢，導(dǎo)致原油處理能耗高、熱效率低。

2 工藝優(yōu)化

通過研究確定不同黏度區(qū)域最佳摻水量、優(yōu)化摻水溫度、提高稠油處理適應(yīng)性，實(shí)現(xiàn)吉7稠油集輸及處理低成本、高效率運(yùn)行[2]。

2.1 確定最佳摻水量

1）吉7井區(qū)稠油黏度在1000 mPa·s以下區(qū)域的稠油，含水率達(dá)到65%時黏度均降至600 mPa·s以下，可滿足集輸要求。含水率繼續(xù)升高，黏度降低不明顯。

2）吉7井區(qū)黏度在1000～2000 mPa·s區(qū)域的稠油，含水率達(dá)到70%時黏度均降至600 mPa·s以下，可實(shí)現(xiàn)集輸要求。含水率繼續(xù)升高，黏度降低不明顯。

3）吉7井區(qū)黏度在2000～3000 mPa·s區(qū)域的稠油，含水率達(dá)到75%時黏度均降至600 mPa·s以下，可實(shí)現(xiàn)集輸要求。含水率繼續(xù)升高，黏度降低不明顯。

2.2 優(yōu)化摻水溫度

根據(jù)對回?fù)剿诓煌瑴囟认陆Y(jié)垢趨勢分析，回?fù)剿隹跍囟仍?0℃以上，穩(wěn)定指數(shù)SAI小于6，相變爐水相管線結(jié)垢嚴(yán)重，堵塞管道，影響換熱效率。從集中拉油站到井口回?fù)角暗臏亟敌甭首畲螅瑥木诨負(fù)角暗郊欣驼荆甭首钚。f明中心站溫度變化對井口回?fù)降臏囟茸兓绊懶。@為回?fù)剿疁囟葍?yōu)化提供了條件。

中心站回?fù)剿隹跍囟让拷档?℃，對應(yīng)計量站回?fù)剿藴囟冉档图s3.7℃；井口回?fù)角八疁亟档图s2.5℃；井口回?fù)剿笥退疁囟冉档?.65℃；中心站進(jìn)液溫度降低1.65℃，井口回?fù)胶蠛_(dá)到反相點(diǎn)后，5℃溫度變化對吉7井口回壓影響很小。

2.3 優(yōu)化相變爐工藝

油水混合前管線沿程熱能損失占比約73%，摻水撬至井口管線能耗損失大，主要通過優(yōu)化相變爐出口溫度，來降低摻水管線沿?zé)崮軗p失，提高熱效率，工藝優(yōu)化見圖1。

2.4 提高稠油處理配套工藝適應(yīng)性

1）新建螺桿泵作為稠油回脫轉(zhuǎn)油泵，使稠油處理系統(tǒng)轉(zhuǎn)液能力和多功能處理能力相匹配，解決吉7稠油轉(zhuǎn)油能力不足的瓶頸問題。

毛油罐原供汽伴熱管線規(guī)格為D32×3金屬管線，更換為D60×3.5無縫鋼管，使回脫泵稠油輸液溫度保持在40℃以上，確保稠油最低輸送溫度。

2）優(yōu)化1#、2#多功能水位調(diào)節(jié)器，延緩出水管線結(jié)垢趨勢[3]。水位調(diào)節(jié)器進(jìn)水管線由DN150擴(kuò)為DN200，提高一段出水能力，改變油水界面位置，降低多功能出水溫度。

3 工藝優(yōu)化效果

3.1 摻水量

優(yōu)化后，摻水量由每日1940 m3降為1476 m3，日減少摻水量464 m3，井口回壓基本不變，對比見表1。

圖1 相變爐工藝改造流程

表1 吉摻水量優(yōu)化統(tǒng)計

3.2 摻水溫度

3.2.1 出站起點(diǎn)溫度優(yōu)化效果

優(yōu)化后，夏季回?fù)剿稣緶囟扔?0℃降為45℃，冬季由65℃降為50℃，集油進(jìn)站溫度及井口回壓優(yōu)化前后變化不大。夏季節(jié)約天然氣費(fèi)用118萬元，冬季節(jié)約天然氣費(fèi)用62.7萬元，年節(jié)約天然氣費(fèi)用180.7萬元。

3.3.2 單井集輸效果

選擇吉7南部黏度相對高，單井管線長的J9406井進(jìn)行效果跟蹤，J9406井50℃原黏度2346 mPa·s，單井管線452 m，中心站摻水溫度降低15℃，到J9406井口溫度只降低3.1℃，溫度優(yōu)化前后，回壓均為0.5 MPa，集輸正常。中心站回?fù)剿疁囟葟?5℃優(yōu)化到50℃以下，回?fù)剿蓾M足整個油區(qū)集輸要求。

3.3 相變爐

相變爐工藝優(yōu)化后，出水溫度降低，出油溫度升高，既降低回?fù)剿爻棠芎模盅泳徚斯芫€結(jié)垢趨勢；同時沉降罐油溫升高，保證預(yù)脫水效果，見表2。

表2 相變爐改造前后效果對比

3.4 多功能水位調(diào)節(jié)器

優(yōu)化后，水位調(diào)節(jié)器進(jìn)水管線由DN150擴(kuò)為DN200，提高一段出水能力。一段油水界面降到火筒以下（由2.1 m降至1.3 m），油層厚度變厚，保證原油有效停留時間[4]；脫出水溫度由55℃降至35℃，油出口溫度由55℃升至65℃，延緩出水管線結(jié)垢趨勢[5-6]，年節(jié)約天然氣費(fèi)用173萬元。

4 結(jié)論

1）通過對雙管傳熱影響因素和不同溫度下稠油含水率及黏度關(guān)系的分析研究，確定了吉7稠油不同黏度范圍的摻水量和最佳摻水溫度，形成經(jīng)濟(jì)有效摻水集輸示范區(qū)。

2）通過對工藝適應(yīng)性分析研究，找出了原油脫水困難、水管線結(jié)垢原因，為類似油藏的原油處理提供了參考。

3）吉7井區(qū)摻水溫度優(yōu)化后，夏季節(jié)約天然氣費(fèi)用118萬元，冬季節(jié)約天然氣費(fèi)用62.7萬元，年節(jié)約天然氣費(fèi)用180.7萬元。

4）原油多功能處理器采用油水界面調(diào)節(jié)技術(shù)后，一段油水界面降到火筒以下，油層厚度變厚，保證原油有效停留時間；脫出水溫度由55℃降至35℃，油出口溫度由55℃升至65℃，年節(jié)約天然氣費(fèi)用173萬元。

參考文獻(xiàn)：

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