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双河油田原油不加热集输工艺技术研究


石            油 地 质 与 工 程
2009 年 9 月            PETROL EUM GEOLO GY AND EN GIN EERIN G          23 卷   5 期 第 第

文章编号 : 1673 - 8217 ( 2009 ) 05 - 0119 - 02

双河油田原油不加热集输

工艺技术研究
樊俊生 ,梁玉波 ,蒲   ,王志国 琳
( 中国石化河南油田分公司第一采油厂 ,河南桐柏 474780 )

摘要 : 根据高含水期采油的集输特性 ,提出了不加热集输工艺的可行性 ,通过对双河油田 5 口井不加热集输和加热 集输工艺的运行参数和运行成本的计算对比表明 ,不加热集输工艺具有明显的经济效益 。 关键词 : 不加热集输 ; 掺水温度 ; 掺水量 ; 掺水能耗 中图分类号 :TE766          文献标识码 :A

1  目的及意义
近几年来 , 世界各国原油集输研究工作都在致 力于用不加热输送方式 , 逐渐减少或取代加热输送 方式 。为解决高凝 、 高粘原油不加热集输问题 ,国内 外都作了大量的理论研究和实践工作 , 不加热集油 的新工艺 、 新技术不断发展 ,出现许多不加热集油新

工艺 [ 1 - 3 ] 。 目前 , 河南油田分公司第一采油厂采用的是双 管加热掺水流程 ,以联合站为单元中心 ,计量站所输 送的液量进三相分离器进行沉降分离后 , 一部分含 油污水经加热炉加热后 ,进掺水泵返输到计量站 ,通 过单井掺水 ,对含水原油升温 ,实现油气集输的正常 生产 ,工艺流程见图 1 。

图1  双管加热掺水集油工艺流程示意图

   河南油田分公司第一采油厂 , 高含蜡 、 高凝点 、 高粘度的 “三高” 油井所占比重较大 , 为使采出原油 具有较好的流动性 ,大都采用掺水流程 ,以确保油气 集输及处理过程的正常进行 。油气集输流程是油气 集输及处理系统的中心环节 , 油气集输流程可分为 集油 、 、 脱水 稳定和储运四个工艺阶段 , 其能耗也分 别由集油 、 、 脱水 原油稳定处理和转油能耗 ( 稳定能 耗) 及储运能耗 4 部分组成 。其中集油部分能耗约 占集输系统总能耗的 60 %~ 80 % , 因此设法降低集 油能耗是集输流程节能的关键。而在集输流程能耗 中 ,主要是热能消耗 ,约占 90 %~97 % ,动力 (电) 消耗 只占 3 %~10 %。因而 ,如果集输过程不额外加热 ,即

采用不加热集油流程 ,将产生可观的经济效益。

2  原油不加热输送的理论分析
( 1 ) 油井的回油温度与产液量呈正相关关系 ,对

回压上升有直接影响 。停掺水后 , 单井回油温度下 降 ,下降幅度与井口与计量间的距离 、 产液量有关 , 产液量越高 、 井口到计量间距离越近 , 温降幅度越 [1 - 3 ] 小 。含水高 ,原油井口温度高 ; 含水低 , 原油井 口温度低 。产液量高 , 原油温度高 ; 产液量低 , 原油
收稿日期 : 2009 - 04 - 26 作者简介 : 樊俊生 ,工程师 , 1963 年生 , 1982 年毕业于重庆科技 学院地质专业 ,现从事采油工程技术研究和管理工作 。

?1 2 0 ?

石                           油 地 质 与 工 程 2009 年   5 期 第

温度低 ,产液量 ( 50 t/ d) 对原油温度影响较大 。   ( 2 ) 从油井原油物性上看 ,不同井的采出原油含 蜡量 、 含胶量相差不大 , 含蜡量基本在 20 %~ 35 % 之间 ,含胶量基本在 20 % 以下 ,粘度基本在 40 mPa ?s 左右 ,凝固点在 30 ~36 ℃ 之间 。 “转相点” 即原 油乳状液由油包水型转变为水包油型的含水率 。当 温度降低时 ,乳状液转相点随之增大 。对于 “含水油 粘温特性”含水率分别为 60 % 、 % 、 % 、 % 的 , 70 80 90 原油乳状液在 25 ℃、 ℃、 ℃ 45 ℃ “视粘 30 40 和 下的 ( 度” 剪切速率取为 150 . 9 / s ) 。不论哪种采出液 , 当含水达到 90 % 时 , 其视粘度都在很低范围内并 且基本不再受温度变化影响 。 ( 3 ) 管线越长 、 管径越大 、 环境温度越低 ,回油温 度越低 , 即温降越多 。停掺后 , 单井油压有所上升 , 上升幅度与单井管线管径呈反比关系 ,即管径越细 , 油压上升幅度越大 。 ( 4 ) 含水率 、 温度对管壁结蜡量的影响程度 , 基 本趋势是随着原油含水率的上升 ,管壁结蜡量降低 , 且含水率越高 ,管壁结蜡量受采出液温度影响越小 , 当原油含水率高于 70 % 时 ,管壁结蜡量基本不再受 采出液温度的影响 。随着采出液含水率上升 “油珠 , 聚并” 温度呈下降趋势 , 当含水率从 60 %上升到 90
%时 ,即采出液含水率越高 , 乳状液的稳定性越好 ,

3  现场两种工艺运行参数对比
根据不加热集输界限的有关资料 , 对赵凹油田 5 口井的回油温度范围确定为低于凝点 2 度到凝点 之间 ,从而可以确定 5 口井的最优掺水量的范围 。 将 5 口井的分析结果汇总 , 如表 1 、 2 所示 。 表 计算结果表明了在现场条件下 ,可以停加热炉 ,对集 油系统采用不加热掺水集输工艺 。
表1  各井不加热集输最优掺水量范围及运行参数
油井 赵5 赵6 赵 35 赵 45 赵 46 原油 凝点/ ℃
36 40 40 42 31

回油 温度/ ℃
34 ~36 38 ~40 38 ~40 40 ~42 29 ~31

最优 掺水量/ (t ? - 1 ) d
33 60 27 57 10

井口 回压/
MPa
0 . 401 0 . 054 0 . 026 0 . 792 0 . 148

表2  各井加热集输最优掺水量范围及运行参数
油井 赵5 赵6 赵 35 赵 45 赵 46 原油 凝点/ ℃
36 40 40 42 31

回油 温度/ ℃
34 ~36 38 ~40 38 ~40 40 ~42 29 ~31

最优 掺水量/ (t ? - 1 ) d
17 25 13 21 6

井口 回压/
MPa
0 . 165 0 . 024 0 . 016 0 . 365 0 . 142

不容易发生油水分离 , 对实现常温集输越有利 。含 水率越高 ,油珠聚并温度越低 , 管壁结蜡量越低 , 转 相点所对应的乳状液温度越低 , 越有利于实现常温 集输 ,不同特性的采出液之间的 “流变性” 越接近 。
不加热集输 油井 赵5 赵6 赵 35 赵 45 赵 46 合计 最优掺水量/ (t ? - 1 ) d
33 60 27 57 10 187

根据油井产液量数据 , 对不加热集输和加热集 输条件下 5 口井的年产液量 、 年能耗费用分别做了 计 算 , 如表 3 、 4 所 示 。 表 3 、 4 可 知 , 虽 然 不 表 由 表
加热集输

表 3   种集输工艺的产液量 2
产液量/ (t ? - 1 ) d
5. 3 35 . 9 32 . 3 11 . 6 7. 7 92 . 8

总产液量/ (t ? - 1 ) d
38 . 3 95 . 9 59 . 3 68 . 6 17 . 7 279 . 8

最优掺水量/ (t ? - 1 ) d
17 25 13 21 6 82

产液量/ (t ? - 1 ) d
5. 3 35 . 9 32 . 3 11 . 6 7. 7 92 . 8

总产液量/ (t ? - 1 ) d
22 . 3 60 . 9 45 . 3 32 . 6 13 . 7 174 . 8

表 4   种集输工艺系统年能耗对比   / 年 2 元
不加热集输 污水处 理费用 赵5 赵6 赵 35 赵 45 赵 46 合计
13249 24090 10840 22885 4015 75080

加热集输的总产液量远高出加热集输 , 其污水处理 费用很高 ,但由于没有了热能消耗 ,所以总的消耗费 用要远低于加热集输工艺 。5 口井的不加热集输工 艺全年费用仅为加热集输工艺的 54 % ,具有明显的 经济效益 。

加热集输 污水处 理费用
6825 10037 5219 8431 2409 32923

天然气 能耗费用 无 无 无 无 无 无

天然气 能耗费用
21839 32117 16701 26978 7708 105345

4  结论及建议
( 下转第 123 页)

                   张 星等 . 低渗透油藏活性水增注技术探讨

?1 2 3 ?

5  结论与建议
( 1 ) 活性水体系可以改善储层与流体特性 ,具有

多种效应 ,能减少渗流阻力 , 降低注入压力 ; 室内与 现场先导试验表明 , 活性体系可以有效降低注入压 力。 ( 2 ) 储层渗透率越低 , 活性体系降压效果越显
图 3   号岩心压降曲线 2

著。
( 3 ) 受储层流体以及物性的影响 ,需要根据油藏

果差的问题 ,在史 3 - 10 斜 12 井组进行了石油磺酸 盐降压增注先导试验 。史 3 - 10 - 斜 12 井组位于 史深 100 断 块 沙 三 中 油 藏 北 部 , 含 油 面 积 0 . 35 km2 ,地质储量 65 . 9 × 4 t 。该井组共有油井 4 口 , 10 日液 30 t ,日油 26 . 2 t ,综合含水 12 . 7 % , 累积采油 4 7 . 21 × 10 t , 采出程度为 10 . 9 % 。注入磺酸盐之 前 ,注水压力为 23 M Pa ,日注 39 m ,对应油井液量 低 , 施工工艺按处理半径 30 m 计算 ,增注体系的浓 度为 0 . 4 % 。注入石油磺酸盐后 , 注水状况得到改 善 , 增 注 后 启 动 压 力 由 18 . 3 M Pa 下 降 到 17 . 1 M Pa ,吸水指数由 0 . 21 m3 / ( d ?m ?M Pa ) 上升到 3 0 . 24 m / ( d ?m ?M Pa ) 。该井组水井注水压力下
3

设计优化活性体系以及注入工艺等参数 , 以增强活 性水的降压增注效果 。 参考文献
[1 ]   杨正明 . 注入水的水质对特低渗透油藏开发井网的影

响 [J ]. 特种油气藏 ,2002 ,9 ( 4 ) : 36 - 38
[2 ]   姚约东 . 低渗透油层渗流规律的研究 [J ] . 石油勘探与

开发 ,2001 ,28 ( 4 ) : 73 - 75
[3 ]   闫飞 ,刘东 . 低渗透油田降压增注提高采收率技术研

究 [J ]. 石油天然气学报 ,2005 ,27 ( 1 ) : 104 - 105
[4 ]   阎庆来 . 低渗透油层中单相液体渗流特征的实验研究 [J ] . 西安石油学院学报 ,1990 ,5 ( 2 ) : 1 - 6 [5 ]   邱少玉 , 陈建民 , 唐华 , 等 . 利用表面活性剂降压增注

降了 1 M Pa ,对应的 4 口油井日产油由 23 . 4 t 上升 到 26 . 3 t ,取得了较好效果 。 活性水体系具有良好的水溶性 , 只需定量在加 入注水系统中随污水注入即可 。选择单井注入时 , 可以将投加点设在注水站的配水间 ; 选择区块注入 时 ,可以将投加点设在注水站的低压管线上 。因此 该增注技术具有地面投资少 ,注入工艺简便等优点 。

提高采收率技术 [J ] . 河南石油 ,2005 ,19 ( 6 ) : 52 - 54
[6 ]   陈新平 . 深层低渗油层渗流规律及水驱油特征研究 [J ] . 河南石油 ,2004 ,18 ( 2 ) : 32 - 34
编辑 : 李金华   

( 上接第 120 页) ( 1 ) 高含水期采油的集输特性 ,为不加热集输工

田地面工程 ,1995 ,14 ( 1 ) : 9 - 12
[2 ]   张国忠 . 埋地热油管道停输降温过程的研究 [J ] . 油气

艺的采用提供了可行性 。 ( 2 ) 双河油田 5 口井的两种集输方案对比表明 , 采用不加热集输工艺具有明显的经济效益 。 ( 3 ) 应根据季度及油井产状变化 , 不断优化集输 工艺和调整运行参数 。 参考文献
[1 ]   宋承毅 . 论三高原油不加热集油的影响因素 [J ] . 油气

储运 ,2004 ,23 ( 12 ) : 33 - 37
[3 ]   王庆伟 . 不加热集油常温技术及参数界限的确定 [J ] .

科技咨询 ,2008 ,9 ( 3 ) : 19 - 21
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应用 [J ]. 石油地质与工程 ,2008 ,22 ( 6 ) : 124 - 125
编辑 : 李金华   


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