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        稠油單井摻水集輸節(jié)能技術(shù)

        2014-03-23 08:50:23熊小琴辜新軍傅曉寧
        油氣田地面工程 2014年4期

        熊小琴 辜新軍 傅曉寧

        1新疆油田公司工程技術(shù)研究院2新疆油田公司開發(fā)公司

        稠油單井摻水集輸節(jié)能技術(shù)

        熊小琴1辜新軍2傅曉寧1

        1新疆油田公司工程技術(shù)研究院2新疆油田公司開發(fā)公司

        新疆油田稠油集輸主要采用兩級半布站流程。采用環(huán)道實驗裝置,測試油水混合液的流變特性,通過油水混合液黏度隨含水率的變化,確定油品的反相點(diǎn)。室內(nèi)實驗表明,某區(qū)塊原油反相點(diǎn)明顯,單井摻水溫度不低于55℃。某區(qū)塊315口井應(yīng)用單井集輸摻熱水節(jié)能技術(shù)改造后,每年可節(jié)約天然氣467.73×104m3,節(jié)水8.1×104m3,節(jié)電26.84×104kW·h,CO2減排量1.05×104t,折合節(jié)約費(fèi)用504.6萬元。

        單井;摻水集輸;黏度;伴熱;汽改水;節(jié)能

        1 集輸現(xiàn)狀及存在的問題

        新疆油田稠油集輸主要采用兩級半布站流程,即采油井→多通閥集油配汽計量管匯站→接轉(zhuǎn)站→處理站。單井集輸采用減壓蒸汽管線井口摻蒸汽伴熱工藝,蒸汽伴熱主要存在以下問題:一是能耗高。由于伴熱的蒸汽無法計量,摻汽量人為控制,不能做到按需供給,造成井口蒸汽大量放空。二是高品位能源低用,浪費(fèi)較大。根據(jù)計算,高質(zhì)能蒸汽(8~15MPa、295~350℃、75%~80%干度)減壓成低質(zhì)能蒸汽(0.8~1.0MPa、170~180℃)作單井伴熱,其做功能力損失約(熵增)為187.3 kJ/kg。經(jīng)論證評價,單井集輸汽改水在技術(shù)上、經(jīng)濟(jì)上均是可行的。

        2 摻水集輸室內(nèi)實驗

        采用流變學(xué)測試技術(shù)、影像分析技術(shù)與環(huán)道模擬技術(shù)相結(jié)合的實驗研究方法,測試分析了某區(qū)塊兩種油樣的反相點(diǎn)和乳化程度,確定最佳摻水量和摻水溫度。

        2.1 流變特性

        采用環(huán)道實驗裝置,測試油水混合液的流變特性,通過油水混合液黏度隨含水率的變化,確定油品的反相點(diǎn)。

        兩種油樣稠油油水混合液的表觀黏度隨含水率的變化規(guī)律非常相似。對于含水率50%及以上的油水混合液,其管流黏度對溫度不敏感,黏度均在100mPa·s左右;對于含水率低于50%的油水混合液,其黏度對溫度較敏感,升溫降黏效果顯著。油樣1在含水率為40%時黏度最高,油洋2含水率45%時黏度最高。當(dāng)其采用摻水集輸時,含水率應(yīng)大于50%。

        2.2 宏觀特性

        從環(huán)道測試后乳狀液的宏觀圖可以看出,兩種油樣隨含水率變化的宏觀特性規(guī)律相同。含水率小于55%的油水樣,難以觀察到游離水及油水分層現(xiàn)象。這表明,雖然已反相,但可能仍然存在大量的W/O型乳狀液,輸送過程中難以在管壁形成連續(xù)的水膜層。當(dāng)含水率達(dá)到55%時,兩種油樣均可看見明顯的油水分層,這說明此時混合液中水為連續(xù)相,在輸送過程中,管壁形成連續(xù)的水膜層,減小輸送阻力。

        2.3 微觀特性

        為進(jìn)一步證實該區(qū)塊的油水反相過程,采用XP—300C影像分析儀及時拍攝環(huán)道試驗結(jié)束后油水乳狀液的微觀圖像,如圖1所示。

        圖1不同含水率乳狀液微觀圖像

        圖1 中黑色表示油相,白色為水相。從圖1可看出,不同溫度下油樣1、油樣2乳狀液中水滴的變化規(guī)律非常相似。在含水率45%時,乳狀液開始反相,但水滴較小,分散在油相中,大部分仍然是W/O型乳狀液;在含水率50%~55%時,液滴開始聚集成大水珠,并將更多的油相包裹其中,但連續(xù)相仍然是油相,形成O/W/O型乳狀液;當(dāng)含水率達(dá)到60%時,水滴大量聚集,油相分散在水相中,形成W/O/W乳狀液,此時水為連續(xù)相,輸送過程中在管壁形成連續(xù)的水膜層,減小輸送阻力。

        2.4 低溫特性

        由于溫度較低時,稠油可能會黏附于管壁上,而縮小管道流通面積,增大流動阻力,因此采用低溫水流模擬裝置,實驗研究了不同水溫(40~60℃)對乳化油的攜帶能力,以確定最佳的摻水溫度。

        從實驗過程發(fā)現(xiàn),隨著溫度升高,熱水從管路乳化油段塞或黏附油中攜帶出的油滴增多,而且油滴從較為分散的狀態(tài)變得較為集中,油滴變得更大。40~50℃的低溫下水流攜帶出的油滴分散,粒徑??;溫度達(dá)到55℃時,攜帶出的油滴集中,粒徑增大;溫度達(dá)到60℃時,攜帶出的油滴最集中,粒徑最大。因此,該區(qū)塊稠油摻水集輸?shù)絾尉畵剿疁囟葢?yīng)至少達(dá)到55℃。

        2.5 研究結(jié)論

        (1)該區(qū)塊原油反相點(diǎn)明顯,可采用摻水集輸工藝。

        (2)不同溫度下,該區(qū)塊原油反相點(diǎn)均為40%~45%,單井摻水輸送最佳含水率為60%。

        (3)單井摻水溫度不低于55℃。

        3 摻水集輸方案

        計劃實施該區(qū)塊315口井的單井集輸汽改水。采用集中摻水、管匯點(diǎn)配水、水量自動計量工藝。

        3.1 主要工程量

        需2臺摻水泵(Q=60m3/h、H=160m、N= 37kW),1用1備。配水橇34座。d=114mm×4mm摻水干線4.5km,D76×4摻水支線1.7km,至單個平臺的d=60mm×3.5mm摻水支線5.4km。新建的摻水干、支線均采用聚氨酯泡沫塑料保溫,厚度30mm,埋地敷設(shè)。工程總投資約1273.03萬元。

        3.2 改造后對原油處理工藝的影響

        (1)溫度的變化。315口井改造完成后,摻水進(jìn)處理站溫度約70℃,井區(qū)其余未摻水單井來液進(jìn)站溫度按90℃計算,進(jìn)站后的混合液溫度約為83.3℃。該溫度下,一段無需摻蒸汽加熱,二段需摻蒸汽升溫至90℃,摻入蒸汽壓力0.4MPa,根據(jù)蒸汽的熱焓值,估算年耗蒸汽量為0.63×104t。315口井改造后,與其他未改造單井來液混合后一段脫出的70%污水溫度為83.3℃,二段污水溫度為90℃,混合以后的污水溫度為85.31℃,可以滿足摻水溫度的要求。

        (2)液量的變化影響。摻水后,增加了一段處理液量約1200m3/d,按一段加劑濃度150mg/L計算,增加破乳劑用量0.18t/d,年增加藥劑費(fèi)用98.55萬元。

        4 節(jié)能效果測算

        節(jié)能效果測算依據(jù):天然氣折標(biāo)準(zhǔn)煤系數(shù)為1.33kg/m3;折減排CO2系數(shù)為2.1862kg/m3;電能折標(biāo)煤系數(shù)0.334kg/kW·h,折減排CO2系數(shù)為1.09kg/kW·h。節(jié)能技改前、后能耗對照見表1。

        表1 節(jié)能技改前、后能耗對照

        5 經(jīng)濟(jì)效益評價

        通過實施單井摻水集輸技術(shù),可減少天然氣和新鮮水的自用消耗量,原油處理一段破乳劑的用量稍有增加,總成本支出降低。增量費(fèi)用見表2,投資效益分析見表3。

        表2 增量費(fèi)用

        表3 投資效益分析

        6 結(jié)論

        (1)315口井應(yīng)用單井集輸摻水節(jié)能技術(shù)后,每年可節(jié)約天然氣467.73×104m3,節(jié)水8.1×104m3,節(jié)電26.84×104kW·h,CO2減排量1.05×104t,折合節(jié)約費(fèi)用504.6萬元,節(jié)能效益良好。

        (2)在生產(chǎn)過程中,應(yīng)加強(qiáng)現(xiàn)場摻水管理,根據(jù)單井的含水變化及時調(diào)整摻水量,做到準(zhǔn)確摻水;同時密切注意處理站的參數(shù)變化,消除溫度、液面變化對原油處理的影響,確保處理站正常生產(chǎn)。

        (欄目主持 楊軍)

        10.3969/j.issn.1006-6896.2014.4.010

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