張丹鋒 王俊文 林盛斕 馮周

1中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院 2北京吉奧特能源科技有限責(zé)任公司

某稠油區(qū)塊摻水降黏集輸流程改造方案比選

張丹鋒1王俊文1林盛斕2馮周1

1中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院 2北京吉奧特能源科技有限責(zé)任公司

古城油田BQ10區(qū)稠油開采采用注采合一集輸流程，稠油單井集輸采用低壓蒸汽伴熱方式。摻水降黏集輸流程有注采合一、注采分開兩種。稠油區(qū)塊單井摻水量主要由原油含水、出油溫度及油井產(chǎn)液量等因素來決定。建議采用注采分開、新建部分單井集輸與摻水管線的方案，即利用原單井注采合一管線作單井注汽管線，新增部分單井集油和單井摻水管線、單井集輸與摻水管道采用埋地敷設(shè)方式。

稠油區(qū)塊；摻水降黏集輸流程；改造方案；核算；投資估算；設(shè)計(jì)規(guī)范

古城油田BQ10區(qū)稠油開采采用注采合一集輸流程，稠油單井集輸采用低壓蒸汽伴熱方式，低壓蒸汽伴熱系統(tǒng)目前仍采用燃油注汽鍋爐產(chǎn)生的高壓蒸汽減壓后作伴熱蒸汽、井口放空，致使熱損耗較大。為此，對(duì)該油區(qū)3#集油注汽站、計(jì)量站和所有生產(chǎn)油井的低壓伴熱系統(tǒng)進(jìn)行了改造。

1 改造方案一

利用原有集輸系統(tǒng)直接改摻水流程。摻水集輸工藝流程示意圖見圖1。

圖1 摻水集輸工藝流程示意

（1）摻水量確定。該稠油區(qū)塊單井摻水量主要由原油含水、出油溫度及油井產(chǎn)液量等因素來決定。

（2）計(jì)量站至集油站集輸和摻水干線的設(shè)計(jì)及核算。根據(jù)計(jì)量站分布情況、計(jì)量站所轄油井及產(chǎn)油與產(chǎn)液量情況確定。由計(jì)算可知，改摻水后單井回壓在允許的范圍內(nèi)。

（3）單井集油及摻水管線的校核。目前BQ10區(qū)單井伴熱管規(guī)格為d=22 mm×3 mm，利用單井伴熱管線改單井摻水管線。摻水管線和單井集油管線（d=76 mm×7 mm）要進(jìn)行工藝計(jì)算。

2 改造方案二

利用原有注采合一集輸注汽，新建部分單井摻水管線。利用原有單井注采合一管線注汽、集油，部分單井伴熱管線改作摻水管，新增部分單井摻水管線。摻水量確定、計(jì)量站至集油站集輸和摻水干線及單井集油管線核算同方案一。利用原單井注采合一管線作單井集輸注汽管線，考慮伴熱管道管徑小，架空敷設(shè)，管道補(bǔ)償彎多，對(duì)于超過200 m的油井新增單井摻水管線（d=34 mm×3 mm），埋地敷設(shè)，長(zhǎng)度約400 m。

3 改造方案三

利用注采合一摻水+部分井注采分開摻水。根據(jù)油井井站距分兩種情況：一是考慮井站距小于350 m的油井采用注采合一摻水流程、同上述方案二；二是井站距大于350 m以上的油井采用注采分開流程。注采合一流程工藝計(jì)算同方案二。注采分開流程，即注汽利用原單井注采合一管線，新增部分單井集輸和單井摻水管線。

集輸、摻水改造工程內(nèi)容如下：①新建單井集油管線d=60 mm×3 mm泡沫黃夾克保溫管，埋地敷設(shè)；②摻水泵、單井摻水管線、干線與單井摻水計(jì)量表及摻水閥組同方案二。

4 方案比選

（1）方案一。利用原有集輸系統(tǒng)直接改為摻水流程，投資816.1萬(wàn)元，較省，改造工作量較少。從計(jì)算結(jié)果來看，壓降能夠滿足規(guī)范要求的井口回壓，但由于稠油含砂量大，注采合一管線、伴熱管線是架空管道，補(bǔ)償彎多，容易積砂，影響管道實(shí)際輸送能力，摻水壓力高。

（2）方案二。利用原有注采合一集輸注汽、新建單井摻水管線，即原有注采合一管線作單井集輸與注汽管線，新增單井摻水管線，單井摻水管線長(zhǎng)度大大縮短。但改造工作量較大，投資較方案一高。

（3）方案三。注采分開、新建部分單井集輸與摻水管線，即利用原有單井注采合一管線作單井注汽管線，新增部分單井集油和單井摻水管線。單井集輸與摻水管道采用埋地敷設(shè)，大大縮短管線長(zhǎng)度，不易積砂，管道適應(yīng)性強(qiáng)，且井口回壓比方案一、方案二低，有利于原油生產(chǎn)，但改造工作量較大，投資較高。

為進(jìn)一步降低井口回壓，有利于原油生產(chǎn)，綜合考慮推薦方案三。

（欄目主持張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.5.029