翟迪（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

臺肇地區(qū)環(huán)狀流程降溫集輸界限實驗研究

翟迪（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

針對臺肇地區(qū)油田開發(fā)特點，為實現(xiàn)節(jié)能降耗，降低生產(chǎn)成本，開展了環(huán)狀流程摻水降溫集輸界限實驗研究，通過現(xiàn)場跟蹤觀測，摸索夏季降溫集輸界限。為進一步合理控制集輸?shù)臏囟群蜕a(chǎn)回壓，實現(xiàn)節(jié)約能源、降低原油生產(chǎn)成本奠定了基礎(chǔ)。

臺肇地區(qū) 降溫集輸 溫度界限 應(yīng)用效果

大慶油田第七采油廠第四油礦所處臺肇油田屬于大慶油田的外圍油田，主要特點是單井產(chǎn)量低，油層滲透率低，飽和壓力高。從原油物性看，臺肇油田原油凝固點為37 ℃，動態(tài)凝固點為 22 ℃，析蠟點為 37 ℃，飽和壓力 8.2MPa。當(dāng)溫度為 50℃時原油黏 度為 42.3mPa· s， 當(dāng)溫度 降至 27 ℃， 原油黏 度 高 達(dá) 355mPa· s，而當(dāng) 流 體 的 黏 度 達(dá) 到 300 mPa·s時，其自身就失去流動性。臺肇油田的原油特點一直是該地區(qū)降溫集輸工作的難點。

第四油礦單井集輸工藝全部采用單管環(huán)狀流程，全礦共有 3 座轉(zhuǎn)油站、23座集油間、110 個集油環(huán)、432 口機采井。機采井正常日產(chǎn)液 572t，日產(chǎn)油 261t，綜合含水 63%。正常生產(chǎn)情況下，站外輸摻水溫度為 65 ℃，回油溫度是 38 ℃±2 ℃。夏季原油在集輸過程中熱損失小，摻水溫度具有一定的下調(diào)空間。

1 臺肇油田夏季降溫?fù)剿缦拊囼?/h2>

為了開展好降溫集輸工作，探討摻水系統(tǒng)合理的生產(chǎn)參數(shù)范圍，我們對站、間、井摻水回油系統(tǒng)進行分析，認(rèn)識到單管環(huán)狀集油工藝的摻水系統(tǒng)具有兩個循環(huán)的特點，一是轉(zhuǎn)油站、集油間循環(huán)，二是集油間、單井循環(huán)，這兩個循環(huán)組成一個大的摻水回油系統(tǒng)。降溫集輸過程重點要考慮四個參數(shù)：摻水溫度、摻水壓力、日摻水量和回油溫度。合理確定這四個參數(shù)的范圍，才能保證系統(tǒng)的平穩(wěn)運行。為此，我們重點在葡 361采油隊開展了降溫?fù)剿缦廾髟囼?。葡萄花油田不同區(qū)塊原油物性數(shù)據(jù)見表1。通過數(shù)據(jù)對比看出，臺肇油田原油凝固點高，含蠟量高，飽和壓力高，原油黏度大大高于其他區(qū)塊。

表1 葡萄花油田不同區(qū)塊原油物性數(shù)據(jù)對比

1.1摻水溫度界限的探索

降低摻水溫度、調(diào)整瞬時摻水量是降溫集輸?shù)年P(guān)鍵。摻水溫度必須保證整個循環(huán)的回油溫度、同時還要保證外輸摻水含油達(dá)到合理的控制指標(biāo)。因此我們從降溫集輸前摻水溫度60～62 ℃開始逐步降低摻水溫度，到目前已經(jīng)降低到 58～60 ℃，基本上接近外輸摻水含油指標(biāo)的界限值。

全 隊 33 口油 井 5 月 1 日到 30 日 平 均日 產(chǎn) 液139.7t， 日 產(chǎn)油 23.37t，含水 80%，平 均 回油壓 力0.25MPa，平均回油溫度 40 ℃，與降溫前相比日產(chǎn)液 下 降 了 3t， 日 產(chǎn) 油 下 降 了 3t，含 水 升 高 了 1.28個 百 分點 。 日 摻 水 量 由 1050m3下 降 到 924m3， 降低了 126m3。降溫前后對比表明產(chǎn)液量、產(chǎn)油量略有下降，回油壓力穩(wěn)定。在保證摻水壓力的同時，取得了較好的降溫集輸效果。

1.2回油溫度界限的探索

我們分別以產(chǎn)量在 0～5t、5～10t、10～15t為一個界限，含水 0%～40%、40%～70%、70%以上為另外一個界限對葡 361采油隊的集油環(huán)進行了分類，并據(jù)油井的距離、管線長度和材質(zhì)、產(chǎn)量、含水等綜合條件考慮進行實驗。

我們每兩小時對于摻水溫度壓力、回油溫度壓力做一次記錄，每天按 10：00、12：00、14：00三個時間段上報總摻水溫度、摻水壓力、環(huán)摻水壓力及環(huán)回油溫度，以7天為一個降溫周期進行摸索。如果壓力上升到 1MPa后及時組織沖環(huán)。

在降溫的過程當(dāng)中，我們把回油溫度每次降低1～2 ℃，以 2～3 天為一個穩(wěn)定時間觀察壓力變化。如果壓力穩(wěn)定，那么繼續(xù)進行降溫試驗；如果壓力波動較大，則提高回油溫度并分析原因，然后繼續(xù)進行降溫摸索。

表2 葡 361采油隊降溫實驗效果對比

通過摸索可以看出摻水壓力由實驗開始時的平均 0.43MPa 上 升 到 平 均 0.68MPa， 個 別 環(huán) 壓 力 達(dá) 到了 0.9MPa； 摻 水 溫 度 由 平 均 59.5 ℃ 下 降 到 平 均55.5 ℃ ； 回 油 壓 力 由 平 均 0.25MPa 上 升 到 平 均 0.27 MPa；回油溫度由實驗開始時的平均 41℃下降到平均38℃，降幅達(dá)3℃，降溫幅度十分明顯。

2 實驗規(guī)律總結(jié)

通過各項數(shù)據(jù)對比，在回油溫度降低過程中，摻水壓力都相應(yīng)上升，但不影響環(huán)摻水，但隨著溫度的進一步降低，環(huán)壓上升明顯，影響摻水。我們將各環(huán)接近摻水壓力接近 0.6MPa時的回油溫度確定為該環(huán)的最低參數(shù)界限。各環(huán)平均回油溫度由41 ℃下降到38 ℃。

2.1對不同產(chǎn)液量的規(guī)律總結(jié)

對于產(chǎn)液量小于 5t的環(huán)，降溫幅度不是很明顯，溫度一般控制在 37～39 ℃左右；5～10t的環(huán)，一般溫度控制在 36～38 ℃左右；但當(dāng)產(chǎn)液量大于10t時， 環(huán)的降 溫幅 度較大 ，平均 降溫 高達(dá) 4～5 ℃，目前回油溫度控制在 35～37 ℃左右。

2.2對不同含水級別的規(guī)律總結(jié)

在不同含水級別最低參數(shù)界限摸索中，低含水環(huán)降溫空間較小，高含水環(huán)降溫幅度較大。對于中含水環(huán)根據(jù)產(chǎn)液量的高低，降溫幅度不同，一般隨產(chǎn)液量的增加，降溫幅度增大。說明含水高低對環(huán)的最低參數(shù)界限摸索影響較大，含水越高，降溫效果越明顯。經(jīng)過試驗摸索，含水在 40%以下的低含水集油環(huán)的回油溫度可以降到38℃左右；含水在40%～70%的中含水集油 環(huán)的 回油溫度可以降 到36 ℃左右；含水在70%以上的高含水集油環(huán)的回油溫度可以降到35℃左右。

2.3對不同環(huán)長的規(guī)律總結(jié)

對于不同環(huán)長最低溫度界限一般隨管線長度的增加而降溫幅度減少，對于小于 3000m 的環(huán)，回油溫度可以控制在 35 ℃左右，而大于 3000m 的環(huán)回油溫度最低可以控制在37℃左右。說明環(huán)長對降溫有一定影響，隨著管線長度的增加所需要的溫度也要相應(yīng)增加，環(huán)長越長的集油環(huán)越需要提高溫度進行集輸。

3 降溫過程中發(fā)現(xiàn)的問題及整改研究

由于實驗期間溫度不斷降低，個別環(huán)管線較長、管線老化，產(chǎn)液量高，當(dāng)摻水溫度逐步降低至60℃時，有個別單環(huán)出現(xiàn)了摻水壓力升高，摻不進水的現(xiàn)象。5 月 20 日早上 5：00，1#計量間 2 個環(huán)的 回 油 溫 度 緩 慢 下 降 ， 這 時 的 總 摻 水 壓 力 1.8 MPa、總摻水溫度56 ℃。于是馬上進行沖環(huán)，但溫度上升很慢，后采用停井沖環(huán)。當(dāng)各環(huán)涼油進入?yún)R管，匯管回壓開始上升，溫度下降到30 ℃。5個小時后，壓力、溫度才恢復(fù)正常。這次事件是由于降溫集輸油在管線中吸附太多的臘油造成的。

事后，我們調(diào)查分析了整個原因，主要有以下幾點：

1）臺肇地區(qū)的原油物性與老區(qū)油田有較大的區(qū)別。臺肇地區(qū)獨具的原油黏度大、含蠟量高、凝固點高等特點一向是四礦生產(chǎn)管理工作中最大的難題。另外井口出液溫度低，夏季普遍在17～19 ℃左右，個別計量間的單環(huán)溫度在來水 58～60 ℃時總環(huán)溫度在35℃時已接近凝固點。

2）由于管線里油多、蠟多。特別是降溫后原油在管線中阻力加大，各環(huán)及總回油壓力都不同程度的上升。

3） 有部分井間接出油，原油在管線中流動速度減慢造成部分含蠟高井的油吸附在管壁上，時間一長，管線通徑變小慢慢地發(fā)生堵環(huán)現(xiàn)象。

解決方法如下：

1） 仔細(xì)觀察參數(shù)變化，發(fā)現(xiàn)異常及時沖洗單環(huán)集油管線，保障單井、計量間和中轉(zhuǎn)站集油管線的暢通。

2） 造成這一情況的原因除了臺肇地區(qū)特殊的原油物性外，還有一個主要原因就是由于溫度降低，外輸摻水含油指標(biāo)的界限值，聯(lián)合站油水分離不徹底，處理后污水含油仍然很高，再次摻油能力差。針對這一情況，我們經(jīng)過分析研究，采取了加大破乳劑用量的方法。加大破乳劑用量可以使油水分離更加徹底后再與井口出液混合，提高摻水的帶油能力。同時，進一步加大了熱洗化清力度，在防止蠟卡的同時也起到降低原油黏度的作用。

4 幾點認(rèn)識

1） 目前摸索葡 361 采油隊的原油集輸臨界溫度為 55～58 ℃。鑒于臺肇地區(qū)原油的特殊性，下一步將考慮結(jié)合新技術(shù)和新方法以取得新的突破。

2） 在夏季生產(chǎn)當(dāng)中，可以針對每個環(huán)的液量、含水和環(huán)長等情況，根據(jù)降溫降摻水界限摸索試驗摸索出來的規(guī)律，制定相應(yīng)的集輸標(biāo)準(zhǔn)，更加細(xì)致地做好節(jié)能降耗工作。

3）單純的靠降低摻水溫度降和降低摻水量來進行降溫集輸，環(huán)內(nèi)油水溫度低，含蠟量高，對管壁依附作用強，隨著時間的增長致使環(huán)內(nèi)形成死蠟并越積越多，極易導(dǎo)致生產(chǎn)參數(shù)不穩(wěn)定，發(fā)生堵環(huán)事故等。因此，應(yīng)結(jié)合定期沖環(huán)和用化清車熱洗等方式進行控制。

10.3969/j.issn.2095-1493.2013.009.005

2013-05-20）

翟迪，2009年畢業(yè)于延邊大學(xué)，從事采油技術(shù)管理工作，E-mail：282955505@qq.com， 地 址 ： 黑龍江省大慶油 田 有 限 責(zé)任公司第七采油廠第四油礦，163000。