彩南油田常溫集輸一體化技術研究及應用

唐坤利 唐曉梅 韓繼博 楊麗紅 段彤菲

1中國石油新疆油田分公司準東采油廠

2中國石油長慶油田分公司采氣一廠

原油集輸系統(tǒng)[1-6]主要負責油田采出液的集中、處理、儲存和輸送，它既是油田生產中的重要環(huán)節(jié)，也是電力、熱能等資源的耗能大戶。目前，中國陸上油田從總體上講已進入高含水后期，而水的比熱容幾乎是原油的2倍，隨著含水率上升，采出液總量也不斷上升，加熱集輸在全國油田內比較普遍，特別在北方冬季嚴寒，集輸原油加熱能耗也隨之迅速增長。如能實現高含水油田集輸系統(tǒng)[7-10]的常溫運行，并實現低溫條件下脫水及水處理，將大大降低集輸成本。因此，彩南油田開展油田常溫集輸一體化研究，為油田常溫集輸提供技術支撐。

1 項目簡介

彩南油田采出液含水高、上升快，集輸處理能耗高。外輸交氣率僅在51%左右，集輸處理年耗氣量達315×104m3，天然氣單耗在1.45 m3/t左右。

破乳劑加注量40 mg/L，超出30 mg/L設計加藥量，增加用量30 t/a，增加了運行成本。

彩南油田常溫集輸一體化研究路線見圖1。

圖1 常溫集輸一體化研究思路Fig.1 Research idea of normal temperature gathering and transportation integration

2 常溫集輸的判定

2.1 單井常溫集輸理論依據

根據油田開發(fā)初期、中期、后期三大階段，將油田采出液分為低、中、高含水三種采出液，分別進行常溫集輸邊界條件理論判斷和方法的研究。

2.1.1 低含水原油（含水率≤5%）

測定原油動態(tài)凝點，對比集輸管線末端采出液出口溫度，當出口溫度低于原油動態(tài)凝點時，常溫集輸風險很大，否則可以實現常溫集輸。需要測定原油動態(tài)凝點，根據不同油井井況推算管線理論出口溫度。

參考石油產品凝固點試驗方法（GB 510—1983），在測定原油凝點溫度時，原油傾斜時所受剪切應力經驗值為5～15 Pa，因此，模擬現場工況對應流速下的原油剪切應力為5～15 Pa 時的溫度即為原油動態(tài)凝固點。測量方法：根據現場流速，確定預剪切速率，在該速度下測定不同溫度條件下原油的剪切應力，通過應力的測定確定原油特定工況條件下的動態(tài)凝固點，為方法建立提供依據。

依據蘇霍夫溫降公式推算管線出口溫度為

式中：TL為原油流經長為L的管段后的溫度，℃；To為周圍介質的自然溫度（實際地溫），℃；TQ為原油輸送起始溫度，℃；K為總傳熱系數，根據管材的實際參數一般取1.5 W/(m2·℃)；D為管道內徑，取集油管匯的實際內徑，m；L為單井到計量站的實際距離，m；G為質量流量，kg/s ；C為原油比熱容2 000 J/(kg·℃)。

2.1.2 中含水率原油（含水率5%～轉相點含水率）

對于含蠟原油，當溫度高于原油反常點溫度時，原油表現出牛頓流體特性，流變方程符合牛頓流體方程；當測試溫度低于原油反常點溫度時，原油表現出非牛頓流體特性。根據流變方程擬合出總壓差，在井口產量、溫度、埋地溫度、管道輸送距離確定的條件下，從不同產液量增壓趨勢圖中查出相應增壓數據，當增加壓力值加上管網監(jiān)測回壓小于1.5 MPa 時，可以保障原油安全集輸。以西山窯井組油藏油井計算為例，通過擬合計算不同產液量、不同管徑回壓增壓形成趨勢圖（圖2 和圖3）。如產液量10 t/d、管長200 m、管徑50 mm 的油井，從圖3 查出極限狀況下增加壓力為0.5 MPa，當平常監(jiān)測回壓小于1.0 MPa時，即可不加熱集輸。

圖2 西山窯井組油藏產液3 t/d單井增壓趨勢Fig.2 Single well pressurization trend with liquid production capacity of 3 t/d in Xishan Yaojing Formation

圖3 西山窯井組油藏產液10 t/d單井增壓趨勢Fig.3 Single well pressurization trend with liquid production capacity of 10 t/d in Xishan Yaojing Formation

2.1.3 高含水率原油（≥轉相點含水率）

當原油含水率達到轉相點時，即從O/W型乳液轉變?yōu)閃/O 型乳液時的含水率，將形成部分水外相，含水原油黏度將明顯下降，能夠降低摩阻，有利于單井開展常溫集輸工作。通過測定和分析彩南現場采出液平均溫度（約40 ℃）條件下油水轉相點含水率，可以初步判斷各層位原油采出液不同含水率實施常溫集輸的安全性。原油轉相點含水率測量方法：在一定溫度下用脫水測試瓶測定不同含水原油在短時間內（室內試驗5 min）有大量水脫出情況，含水比例越高越容易形成水包油狀態(tài)，5 min內明顯脫出較多水，此含水比例即可作為轉相點含水率。

2.2 集輸判斷方法的建立

根據油田不同層位原油動態(tài)凝點、轉相點含水率、彩南單井及計量站臨界流量計算表，將彩南原油轉相點含水率定為50%，見表1。根據單井和計量站管線長度，充滿液量和放大1～3倍系數，將單井3 t/d、計量站70 t/d 定為臨界液量判斷條件，由此建立3種集輸判斷方法。該常溫集輸判斷方法適用連開油井和計量站，計量站為密閉集輸站（圖4）。

表1 各層位油井動態(tài)凝點及40 ℃轉相點含水率Tab.1 Oil well dynamic condensation point in each lager and moisture content of 40 ℃phase inversion point

2.3 單井和計量站推斷流程

圖4 單井常溫集輸判斷方法Fig.4 Single well normal temperature gathering and transferring judgment method

依據判斷方法，建立了單井和計量站推斷流程。統(tǒng)計的423 口井中，可常溫集輸的有341 口，風險較大的有44口，風險大的有38口。39座計量站中，其中可常溫集輸的有25 座，風險較大的有10 座，風險大的有1 座，3 座使用太陽能加熱的計量站不在常溫集輸范圍內。推斷流程如圖5和圖6所示。

圖5 單井常溫集輸判斷流程Fig.5 Single well normal temperature gathering and transferring judgement process

圖6 計量站常溫集輸判斷流程Fig.6 Metering station normal temperature gathering and transferring judgement process

2.4 擴大常溫集輸實施范圍

通過多效藥劑及配套設備的研發(fā)，從前端解決油井腐蝕、結垢、結蠟問題，同時實現采出液提前破乳，利于站內原油脫水，實現井口降凝、降黏，降低原油集輸阻力，利于常溫集輸，達到源頭治理，一劑多效的目的。思路是通過對藥劑篩選及復配形成多效藥劑，實現一劑多效降低成本的目的。

表2 三防藥劑室內評價結果Tab.2 Laboratory evaluation results of three-proofing agent

2.4.1 三防藥劑室內評價效果

針對油田采出液室內篩選了較好的單劑，并進行復配，形成了針對不同含水油井的5個配方，并對藥劑效果進行了篩選評價，試驗結果見表2。最終確定低含水、高含水油井最優(yōu)配方分別為A3和B2。

通過室內試驗，三防藥劑可降低各層位油井采出液轉相點含水率5%～10%，降低動態(tài)凝點，增加低含水油井常溫集輸距離，降低中含水井常溫集輸的風險。如針對三工河油藏產液量3 t/d的油井安全集輸距離增加150 m，產液量6 t/d 的油井增加300 m（圖7）。

圖7 三工河油藏管徑50 mm時不同產液量原油溫降曲線Fig.7 Crude oil temperature drop curve with different liquid production at pipe diameter of 50 mm in Sangonghe Reservoir

2.4.2 單井加熱控制方式優(yōu)化

現有單井電加熱器通過人工設定溫度的方式控制電加熱器的啟停，無法根據回壓實時設定溫度而使單井回壓維持在一個合理范圍內，而造成電量浪費。因此，把單井電加熱器利用溫度控制啟停改為利用單井回壓來控制，原電加熱器的溫度控制只作為防干燒的功能。通過設定合理的單井回壓值控制電加熱器的啟停，減少了加熱時間，實現了節(jié)能降耗的目的。

選井條件：①安裝電加熱器的油井，根據前期的分析結果，常溫集輸風險大或較大的井；②電加熱器使用時間長、能耗大的油井；③單井回壓波動大，回壓易升高的井。

3 常溫集輸配套工藝技術

3.1 原油高效脫水工藝技術

3.1.1 油田原油最低集輸溫度

為探索原油在集輸過程中油水分離狀態(tài)，對彩南原油進行常溫集輸轉相點試驗。根據表3中的數據可知，彩南原油在25 ℃時脫水量明顯增大，采出液在集輸管線易處于水包油狀態(tài)，即溫度不低于25 ℃時，對于原油的輸送和預脫水影響不大。

表3 彩南原油常溫集輸轉相點試驗Tab.3 Cold transportation phase inversion point test of Cainan crude oil

3.1.2 聯合站原油最低脫水溫度

國內油田脫水經驗表明，對于石蠟基原油，脫水溫度通常高于析蠟點5～10 ℃。采用黏度-溫度分析法，擬合彩南原油的析蠟點，以此為依據確定彩南低溫脫水最低溫度。通過黏溫曲線，得出彩南原油析蠟點約30 ℃，最低脫水溫度約35 ℃。

3.1.3 低溫破乳劑脫水篩選評價

（1）藥劑篩選：采用SY/T 5281 中方法，將新合成的破乳劑與現場破乳劑進行脫水評價，加藥量為30 mg/L。由表4 可知，降低脫水溫度后，破乳劑脫水效果均有所下降，但8#藥效果最好。

（2）加藥量評價：采用燒杯模擬大罐沉降法進行脫水效果評價，脫水評價溫度為35 ℃，破乳劑加藥量為30 mg/L。由表5可知，8#藥劑脫水效果好于現場破乳劑。

表4 破乳劑低溫脫水效果Tab.4 Demulsifier dehydration effect at low temperature

表5 模擬大罐法評價結果Tab.5 Evaluation results of big tank simulation method

3.2 低溫水處理工藝技術

油田常溫集輸使進入聯合站內水的溫度降低，三相分離器中間層加厚，從而使調儲罐內含油和懸浮物增加，使水處理難度增加。研究的主要方向是對現用藥劑和其他藥劑的凈水和助凝效果、加注量進行室內評價，以確定常溫集輸后的低溫水處理藥劑體系。經試驗評價現用的1#凈水劑和1#助凝劑藥劑及投加方案可滿足低溫水處理要求。

4 常溫集輸試驗

4.1 單井常溫集輸試驗

根據室內常溫集輸邊界條件研究，2015 年1月，選取符合邊界條件的6口井進行不加熱集輸試驗，用Minitab軟件做回壓的I-MR控制圖，并收集現場相關參數，在此以C1113 井數據（表6）展示。實施過程中平均回壓穩(wěn)定，未見明顯升高趨勢，沒有出現凝管的現象。

表6 C1113井實施常溫集輸后現場監(jiān)測數據Tab.6 On-site monitoring data of C1113 well after normal temperature gathering and transferring

4.2 單井加熱控制方式優(yōu)化試驗

2015 年6 月，先進行了2 口井的試驗，2016年又進行了86 口井單井RTU 或電加熱器的改造，平均節(jié)電率88.36%，單井回壓控制平穩(wěn)。節(jié)電數據見表7。

表7 試驗節(jié)電數據統(tǒng)計Tab.7 Data statistics of energy-saving test

4.3 油田常溫集輸試驗

試驗順序按照先單井后干線。風險控制按照先小后大的原則逐步推廣，以此實現整個油田全面常溫集輸。至2016 年12 月彩南油田實現常溫集輸井341 口，占比80.6%；計量站35 座，占比90%；82口單井的加熱方式得到優(yōu)化，占比19.4%。

油田實施常溫集輸后單井溫度降低約15 ℃，計量站停爐期間溫度降低6～8 ℃。運行至今未發(fā)現凝管或回壓劇增的情況，原油和污水處理系統(tǒng)運行正常。油田集輸和處理天然氣單耗由1.62 m3/t下降至0.06 m3/t，如圖8所示。

表8 經濟效益統(tǒng)計Tab.8 Economic statistics

圖8 2010—2015年油田集輸處理生產數據統(tǒng)計Fig.8 Oilfield gathering and transferring process production data statistics in 2010 to 2015

5 經濟效益評價

通過常溫集輸技術研究及現場實施，彩南油田80.6%的常開油井實施了常溫集輸，計量站基本全面實施了常溫集輸。經濟效益統(tǒng)計見表8。

6 結束語

彩南油田采出液常溫集輸判斷方法和實施流程的建立為油田的常溫集輸提供了理論和操作依據，配套技術的研究為油田的常溫集輸提供了技術保障。

多效藥劑的研發(fā)為擴大常溫集輸實施范圍提供了技術支撐，單井加熱控制方式的改進在節(jié)能降耗最大化的同時，為常溫集輸井提供了安全保障。