周期摻水在低產(chǎn)油田低溫集輸系統(tǒng)上的應(yīng)用

李軼男（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

周期摻水在低產(chǎn)油田低溫集輸系統(tǒng)上的應(yīng)用

李軼男（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

以回油壓力為控制參數(shù)，優(yōu)化摻水時(shí)間、摻水量和摻水溫度，實(shí)施周期摻水。分析了敖古拉油田原油物性、流變性對(duì)周期摻水的影響，并開展了周期摻水現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果表明，周期摻水可減少油田注水量，節(jié)約用氣量，降低摻水泵耗電，低溫集油經(jīng)濟(jì)效益非?？捎^，為低產(chǎn)油田實(shí)施周期摻水集輸提供了依據(jù)和現(xiàn)場(chǎng)指導(dǎo)。

周期摻水 低溫集輸 推廣應(yīng)用

1 敖古拉油田低溫集輸概況

大慶敖古拉油田建有轉(zhuǎn)油站1座、閥組間6座，管轄機(jī)采井65口，采用單管環(huán)狀集油流程。全油田綜合含水率89%，轉(zhuǎn)油站摻水溫度65℃，回油溫度27.4℃，閥組間平均摻水溫度61℃，回油溫度28℃。

2 周期摻水的影響因素

2.1 原油物性對(duì)周期摻水的影響

油田的原油黏度低，凝固點(diǎn)低，含蠟、含膠量低（表1），所以原油物性有利于周期摻水的開展[1]。

表1 敖古拉油田原油物性

2.2 含水率對(duì)周期摻水的影響

原油溫度在32℃、34℃時(shí)轉(zhuǎn)相的含水率為50%，原油溫度在36℃、38℃、40℃時(shí)轉(zhuǎn)相的含水率為40%。含水率由40%升高到50%的過(guò)程中，32℃、34℃的原油黏度隨著含水率的升高而升高，36℃以上的原油黏度隨溫度的升高而降低。不同溫度的原油含水率超過(guò)50%時(shí)黏度均下降，當(dāng)含水達(dá)到70%時(shí)，黏度都在很低范圍內(nèi)。

從油田原油流變特性曲線（圖1）可以看出，在相同溫度和相同剪切速率下，含水率增加，表觀黏度降低。

從原油黏度隨含水率的變化和流變性可知，原油含水率越高其黏度越低，當(dāng)含水率大于70%時(shí)，有利于周期摻水。

2.3 產(chǎn)液量對(duì)周期摻水的影響

隨著油田含水逐漸上升，采出液在集油管道內(nèi)沿程損失減小。當(dāng)含水一定時(shí)，井口原油溫度隨產(chǎn)液量增加而升高，原油的黏度減??；井口原油溫度隨產(chǎn)液量減少而下降，原油的黏度增大。所以產(chǎn)液量高的集油環(huán)有利于周期摻水。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果分析

3.1 確定周期摻水集油環(huán)

大慶敖古拉油田共有閥組間6座，摻水集油環(huán)14個(gè)。選取6#閥組間1、2、3、4環(huán)為周期摻水集油環(huán)，見表2。

3.2 摻水周期的確定

在進(jìn)行周期摻水試驗(yàn)時(shí)以集油環(huán)回壓變化作為判斷標(biāo)準(zhǔn)，來(lái)確定摻水周期。根據(jù)油田的實(shí)際生產(chǎn)規(guī)律和管理經(jīng)驗(yàn)，規(guī)定停摻水前后集油環(huán)回油壓差不得超過(guò)0.2MPa，對(duì)于個(gè)別回油壓力高的集油環(huán)回油壓力不得超過(guò)0.5 MPa。當(dāng)回油壓差或回油壓力高于界限值時(shí)開始恢復(fù)摻水，摻水24 h后停摻，最后確定出該集油環(huán)的摻水周期。

表2 周期摻水確定的集油環(huán)

6#閥組間1環(huán)綜合含水77%，回油壓力0.35 MPa。停摻水后回油溫度在18～19℃，停摻水22d時(shí)回油壓力保持在0.35 MPa左右，22d后回油壓力逐步上升，在停摻水30d時(shí)回油壓力上升至0.56 MPa，回油壓差超過(guò)0.2MPa，開始恢復(fù)摻水，24 h后停摻。最后確定6#閥組間1環(huán)摻水周期為停摻水30d，見圖2。

6#閥組間2環(huán)綜合含水79%，回油壓力0.33 MPa。停摻水后回油溫度在17～19℃，停摻水22d時(shí)回油壓力保持在0.35MPa左右，停摻水24 d后回油壓力逐步上升，在停摻水30d時(shí)回油壓力上升至0.58MPa，回油壓差超過(guò)0.2MPa，開始恢復(fù)摻水，24 h后停摻。最后確定6#閥組間2環(huán)摻水周期為停摻水30d，見圖3。

6#閥組間3環(huán)綜合含水89%，回油壓力0.45 MPa。停摻水后回油溫度在16～17℃，停摻水80d時(shí)回油壓力保持在0.48MPa左右，80d后回油壓力逐步上升，在停摻水90d時(shí)回油壓力上升至0.53 MPa，回油壓力超過(guò)0.5MPa，開始恢復(fù)摻水。最后確定6#閥組間3環(huán)摻水周期為停摻水90d，見圖4。

6#閥組間4環(huán)綜合含水91%，回油壓力0.35 MPa。停摻水后回油溫度在19～21℃，停摻水72d時(shí)回油壓力保持在0.35 MPa左右，72d后回油壓力逐步上升，在停摻水90d時(shí)回油壓力上升至0.56 MPa，回油壓差超過(guò)0.2MPa，開始恢復(fù)摻水。最后確定6#閥組間4環(huán)摻水周期為停摻水90d，見圖5。

試驗(yàn)前后對(duì)比，敖一轉(zhuǎn)油站摻水溫度由65℃降低到62℃，回油溫度由45℃降低到30℃，日摻水量由1895 m3下降到1131 m3，日摻水量下降了764 m3；摻水泵日耗電由1957k W h下降到1148 k W h，日節(jié)約用電809k W h，平均日耗氣由4031m3下降到3081 m3，日節(jié)約用氣950m3。平均每天創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)效益1304.5元，低溫集油經(jīng)濟(jì)效益非常可觀，極具推廣價(jià)值。

4 周期摻水的推廣前景

周期摻水時(shí)最低集油溫度較凝固點(diǎn)低了12℃，但仍可平穩(wěn)輸送，其原因是在高含水狀態(tài)下，在管內(nèi)流動(dòng)過(guò)程中形成了水包油型液體，原油與管壁接觸機(jī)會(huì)變少，水流的剪切力足以使少量附著在管壁上的原油脫落。

含水率高是周期摻水的關(guān)鍵因素。大慶杏西、新站、敖古拉油田綜合含水率都在70%以上，含蠟、含膠量少，有利于開展周期摻水，見表3。

表3 各油田原油物性

大慶龍虎泡與敖古拉油田大部分集油環(huán)含水率已達(dá)到80%以上，2009年6—8月對(duì)兩個(gè)油田的30個(gè)集油環(huán)實(shí)施不加熱集輸，2010年對(duì)這兩個(gè)油田延長(zhǎng)不加熱集輸時(shí)間，在4、5月份及9、10月份實(shí)施周期摻水；杏西和新站油田在5—10月實(shí)施周期摻水。全油田周期摻水可節(jié)電42.5×104k W h，節(jié)氣100×104m3。

5 小結(jié)

1）低產(chǎn)油田具有周期摻水的可行性。含水率在70%～80%之間的集油環(huán)摻水周期為停摻水30 d；含水高于80%的集油環(huán)摻水周期為停摻水90d。

2）油田集油環(huán)所帶油井的產(chǎn)液量、產(chǎn)油量不受周期摻水影響。

3）回油壓力是判斷摻水周期的合理依據(jù)，精細(xì)的管理是周期摻水的有力保障。

[1]張久鳳.敖古拉油田不摻水常溫集輸[J].油氣田地面工程,2010(9):49.

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.03.008

李軼男，2002年畢業(yè)于大慶石油學(xué)校，石油地質(zhì)專業(yè)，從事地面工程管理工作，E-mail：cy9aglliyn@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶油田第九采油廠敖古拉作業(yè)區(qū)技術(shù)隊(duì)，163853。

2011-12-01）