中國石油新疆油田分公司吉慶油田作業(yè)區(qū)

吉7 井區(qū)油藏50 ℃時原油黏度變化范圍為96.7～11 862 mPa·s，屬中深層稠油油藏；20 ℃時地面原油密度變化范圍0.925～0.951 g/cm3，平均0.935 g/cm3；含蠟量變化范圍2.81%～3.27%；凝固點變化范圍-5.0～1.1 ℃，初餾點變化范圍164～205 ℃。

吉7井區(qū)采用二級布站模式，即單井→計量站→集中處理站，集輸工藝采用摻熱水雙管流程[1]。聯(lián)合站分離出的采出水經摻水泵提升后，輸至集油區(qū)摻水橇，再通過橇內分水器分配至井口；摻水后的單井液密閉集輸進計量站，經計量后集輸至吉祥聯(lián)合站。

圖1 吉聯(lián)站原油處理工藝流程Fig.1 Crude oil treatment process flow of Jilian Station

原油處理工藝采用兩段大罐熱化學沉降脫水工藝，原油處理流程如圖1所示，即油區(qū)密閉集輸來液（35 ℃、含水70%）首先進入氣液兩相分離器，分離出的伴生氣經除液、過濾后作為站內相變加熱爐燃料氣源，多余部分去伴生氣回收系統(tǒng)回收；分離出的含水原油進入相變爐的油-汽換熱器與蒸汽換熱，出口油溫升至55 ℃進入2座2 000 m3一段沉降罐內沉降，脫水后的低含水原油（含水10%～20%、55 ℃）自壓進入1 座1 000 m3緩沖罐，再經提升泵提升進入加熱爐加熱至75 ℃后進入2座1 000 m3與2 座4 000 m3凈化油罐二次沉降脫水[2]，最終凈化油裝車拉運至北三臺油庫。原油處理系統(tǒng)建有1套熱媒爐伴熱系統(tǒng)，為一、二段沉降罐、凈化油罐、卸油罐進行保溫伴熱。

1 存在的問題

（1）原油黏度分布差異大，需確定最佳集輸工藝參數(shù)。吉7井區(qū)原油黏度分布差異大，油區(qū)從北向南原油黏度逐漸遞增，基本可分為4 個黏度（50 ℃）區(qū)域范圍：1 000 mPa·s 以下、1 000～2 000 mPa·s、2 000～4 000 mPa·s和8 000 mPa·s以上4個黏度區(qū)域。吉7摻水量達到3 343 m3/d，摻水后綜合含水達到了80.2%，高含水井無法停摻。需要確定原油不同黏度區(qū)域的黏溫特性，制定不同黏度區(qū)域的最佳摻水集輸工藝參數(shù)。

（2）高含水油井摻水量超過原油轉相點，無法停摻集輸。在吉7井區(qū)生產井中，已有81口井的含水率超過了75%，其中58 口井含水率超過了90%，含水率已超過黏溫不敏感點，但這些井仍要摻水才能實現(xiàn)集輸。現(xiàn)場對高含水井以及單井管線較短的井進行了停摻試驗，停摻后出現(xiàn)回壓明顯升高乃至堵井的問題。

（3）南部超高黏度稠油摻水集輸可行性未確定。隨著南部黏度在8 000 mPa·s以上區(qū)塊的逐漸動用，尤其是P3wt12層位中部分油井黏度達到了15 000 mPa·s 以上，對于8 000 mPa·s 以下黏度原油已經進行了流變性能理論研究，確定了不同黏度下原油最佳綜合摻水量[3]，但是對于8 000 mPa·s以上的原油，還沒有確定有效的集輸工藝。吉7井區(qū)原油黏度的分布如圖2和圖3所示。

（4）吉聯(lián)站稠油處理超負荷運行，能耗高。聯(lián)合站來液沒有預脫水工藝，造成一段兩相分離器實際處理量超過設計能力，導致系統(tǒng)壓力升高（達到0.7～0.8 MPa），相變爐一段加熱溫度未達設計指標。2 臺相變爐和1 臺相變爐的大腔，設計流量為3 096 m3/d，實際流量達到6 000 m3/d，處理負荷情況見表1。

運行壓力波動最大的節(jié)點為兩相分離器0.4～0.5 MPa，最高達到0.69 MPa，壓力波動為0.1 MPa，其余各節(jié)點壓力波動均在0.03 MPa 以內，兩相分離器運行壓力偏高。

2 原油集輸及處理工藝優(yōu)化

2.1 稠油黏度變化機理研究

利用SARA薄層色譜對黏度（50 ℃）8 000 mPa·s以下的原油和8 000 mPa·s以上的原油樣品進行組分分析，結果顯示：3種樣品原油膠質、瀝青質含量均較高，膠質含量在26.98%以上，瀝青質含量在13.15%以上，且含量逐漸增大，不同溫度下的原油黏度見表2。

表1 吉7原油處理系統(tǒng)一段負荷情況統(tǒng)計Tab.1 Load statistics of section I of Ji 7 crude oil treatment system

圖2 吉7 P3wt1油藏地面原油黏度(50 ℃)分布Fig.2 Viscosity(50 ℃)distribution of crude oil on the surface of Ji 7 P3wt1 Reservoir

圖3 吉7 P3wt2油藏地面原油黏度(50 ℃)分布Fig.3 Viscosity(50 ℃)distribution of crude oil on the surface of Ji 7 P3wt2 Reservoir

表2 不同溫度下3種稠油黏度統(tǒng)計Tab.2 Viscosity statistics of three kinds of heavy oil under different temperature

通過對吉7 原油物性研究發(fā)現(xiàn)，對于黏度在10 000 mPa·s（50 ℃）以下的原油，溫度達到35 ℃以上時，黏度變化不明顯；對于黏度在10 000 mPa·s（50 ℃）以上的原油，溫度達到65 ℃以上時，黏度變化已不明顯，原油的黏度曲線如圖4所示。

圖4 不同原油溫度對黏度的影響Fig.4 Effect of different crude oil temperature on viscosity

2.2 摻水集輸工藝參數(shù)優(yōu)化

2.2.1 黏度小于4 000 mPa·s（50 ℃）

（1）稠油黏度在1 000 mPa·s 以下區(qū)域。吉7井區(qū)稠油黏度在1 000 mPa·s區(qū)域的稠油，含水率達到65%時黏度均降至600 mPa·s以下，可滿足集輸要求，含水率繼續(xù)升高，黏度降低不明顯，如圖5所示。

圖5 吉7井區(qū)稠油黏度1 000 mPa·s以下（50 ℃）含水率與黏度關系曲線Fig.5 Curve of relationship between water cut and viscosity of heavy oil below 1 000 mPa·s(50 ℃)in Ji 7 Well Block

（2）稠油黏度在1 000～2 000 mPa·s 區(qū)域。吉7 井區(qū)黏度在1 000～2 000 mPa·s 區(qū)域的稠油，含水率達到70%時黏度均降至600 mPa·s以下，可實現(xiàn)集輸要求，含水率繼續(xù)升高，黏度降低不明顯，如圖6所示。

圖6 吉7井區(qū)稠油黏度1 000～2 000 mPa·s（50 ℃）含水率與黏度關系曲線Fig.6 Curve of relationship between water cut and viscosity of heavy oil flom 1 000 to 2 000 mPa·s(50 ℃)in Ji 7 Well Block

（3）稠油黏度在2 000～4 000 mPa·s 區(qū)域。吉7 井區(qū)黏度在2 000～4 000 mPa·s 區(qū)域的稠油，含水率達到75%時黏度均降至600 mPa·s以下，可實現(xiàn)集輸要求，含水率繼續(xù)升高，黏度降低不明顯，如圖7所示。

圖7 吉7井區(qū)稠油黏度2 000～4 000 mPa·s（50 ℃）含水率與黏度關系曲線Fig.7 Curve of relationship between water cut and viscosity of heavy oil flom 2 000 to 4 000 mPa·s(50 ℃)in Ji 7 Well Block

回摻水與采出液混合前，其溫度損失達到了總溫度損失的75%；摻水出站溫度相差20 ℃，與采出液混合后只差6.6 ℃；摻水流程各節(jié)點溫度遠大于原油凝固點。

根據(jù)設計摻水量，對目前摻水量進行優(yōu)化下調，降低進站液量，減小兩相分離器處理及相變爐加熱負荷，也降低了系統(tǒng)回壓，回摻水量優(yōu)化效果見表3。

2.2.2 黏度大于8 000 mPa·s（50 ℃）

對于高黏采出液，含水量在80%以上時，原油黏度仍達到了7 380 mPa·s以上，遠大于可集輸黏度要求；且F平臺單獨摻水集輸時，單井回壓和系統(tǒng)壓力高，無法實現(xiàn)集輸，如圖8所示。

圖8 黏度在8 000 mPa·s（50 ℃）以上原油含水率與黏度變化曲線Fig.8 Curve of water cut and viscosity of crude oil with viscosity above 8 000 mPa·s(50 ℃)

南部高黏稠油（＞8 000 mPa·s）采用摻水升溫+降黏措施實現(xiàn)集輸，在F1～F6共6座平臺74口井投加降黏劑，加藥濃度為680 mg/L。采用摻水+降黏措施實現(xiàn)集輸后，系統(tǒng)壓力由0.78 MPa降低至0.4 MPa，油井密閉集輸率由77.3%提高至90.8%。

南部19#F1～F6平臺井原油黏度高，距離聯(lián)合站較遠，摻水橇溫度在48～51 ℃之間。與原油混合后，多通橇的混合液溫度在32～42 ℃之間，摻水后溫度低，原油黏度大，且單井管線長度在80～100 m，遠大于1#至5#平臺的單井管線長度（20～30 m），使得集輸困難，造成摻水量較大。因此在19#F1～F6 平臺和7#站加裝電加熱器，加熱負荷按照優(yōu)化后70%綜合含水計算，摻水溫度由51 ℃提高至65 ℃。

將摻水溫度由目前的50 ℃提高至65 ℃，需要電加熱功率為175.88 kW。按70%含水優(yōu)化摻水后，可降低摻水量190.8 m3/d。

7#站2 號摻水橇負責17#平臺7 口油井及J9143、J9144 共計9 口井的分流摻水，日摻水量達到119 m3。加熱負荷按照優(yōu)化后70%綜合含水計算，摻水溫度由44 ℃提高至65 ℃，7#站電加熱功率見表4。

將摻水溫度由目前的44 ℃提高至65 ℃，需要電加熱功率為49.31 kW。按70%含水優(yōu)化摻水后，降低摻水量80.64 m3/d，功率核算見表4。

表3 回摻水量優(yōu)化效果統(tǒng)計Tab.3 Statistics of optimized effect of backmixing water

表4 7#站2號摻水橇電加熱器功率核算Tab.4 Power calculation of electric heater of No.2 water mixing skid in No.7 Station

2.3 高含水井原油密閉集輸

吉7井區(qū)含水率在90%以上的高含水井，產業(yè)量基本在4.5～5.5 t/d，管線內的液體流速在0.0236～0.03 m/s，由于液體流速低，易形成乳化油和游離水的段塞流，造成回壓升高，無法停摻集輸?，F(xiàn)場通過多井串聯(lián)集輸工藝形成連續(xù)的水相狀態(tài)，實現(xiàn)了原油密閉集輸。

2.4 原油處理工藝優(yōu)化

（1）兩相分離器更換為三相分離器。目前實際油區(qū)來液量達到了6 000 m3/d，兩項分離器設計流量將不能滿足來液處理需求。將3臺兩相分離器更換為三相分離器，設計停留時間20～30 min；設計處理能力7 440 m3/d。分離后含水60%的原油進入相變爐，35 ℃提溫至55 ℃，減少對來液中水的加熱，降低天然氣消耗[4]，解決處理能力不足的問題。相變爐工藝優(yōu)化如圖9所示。

（2）優(yōu)化相變爐工藝。將1#～3#相變爐的大小腔改造為1 個2 000 kW 換熱腔，徹底解決偏流問題。1#、2#相變爐為油區(qū)來液加熱，控制出液溫度55 ℃，保證一段沉降脫水效果，減緩結垢趨勢[5]。

3 現(xiàn)場應用效果

3.1 摻水優(yōu)化效果

根據(jù)對單井的回摻水優(yōu)化，現(xiàn)場進行了相應的優(yōu)化停摻試驗。其中1#～5#平臺由于單井管線距離短，停摻試驗效果較好，其余井也有不同程度的優(yōu)化調整[6]。摻水優(yōu)化調整后，降低摻水量694 m3/d，摻水后綜合含水率達76.7%。摻水優(yōu)化調整后，降低了摻水能耗，其中，節(jié)約耗電843 kWh/d，節(jié)約天然氣3 881 m3/d[7]。

3.2 原油集輸效果

通過投加降黏劑和提高摻水溫度，實現(xiàn)黏度在8 000 mPa·s（50 ℃）以上原油密閉輸送，原油進生產系統(tǒng)后，系統(tǒng)壓力由0.78 MPa 降低至0.39 MPa，油井進系統(tǒng)井數(shù)由422 口上升到496口，油井密閉集輸率由77.3%提高至90.8%[8]。

圖9 相變爐工藝優(yōu)化示意圖Fig.9 Process optimization diagram of phase change furnace

3.3 原油處理工藝優(yōu)化效果

更換三相分離器后，實現(xiàn)了原油預脫水功能，相變爐進口原油含水率由優(yōu)化前的76.7%降低到優(yōu)化后的60%，天然氣耗氣量由7 865 m3/d 降低到4 149 m3/d，并解決了原油處理系統(tǒng)能力不足的問題。

4 結論

（1）通過對吉7稠油不同溫度下稠油含水率與黏度關系的分析研究，確定了最佳摻水量和最佳摻水溫度，形成經濟有效的摻水集輸示范區(qū)[9]。

（2）通過對摻水工藝優(yōu)化，降低了摻水量，年節(jié)約電費24.62 萬元，年節(jié)約天然氣費用141.66 萬元，總共年節(jié)約166.28萬元。

（3）通過研究確定了針對吉7不同黏度稠油的集輸工藝，對4 000 mPa·s以下的稠油直接摻熱水可實現(xiàn)集輸，對南部10 000 mPa·s 以上的稠油采取摻熱水+化學降黏實現(xiàn)集輸。

（4）通過對原油處理工藝的優(yōu)化，解決了原油處理系統(tǒng)能力不足的問題，保障了生產的正常運行。