高含水期原油常温集输技术试验

高含水期原油常温集输技术试验

邹世鑫

大庆油田有限责任公司第六采油厂第一油矿

摘要：阐述了大庆喇嘛甸油田高含水期原油低温集输试验原理，确定试验参数。结合粘壁温度变化曲线，确定大庆油田高含水油井常温集输粘壁温度为24℃。试验表明，水驱油井常温集输技术温度为42℃，集输半径界限为1500m，含水率为85%，产液量为15t/d左右。井口回压正常，对符合低能降耗集油条件的油井实施不加热集油，可降低系统能耗。

关键词：常温集输粘壁温度集输界限高含水原油技能降耗

大庆油田是一种石蜡基础原油[1]，具有高凝点（31℃）、高含蜡量（25%）、高粘度等三高特点。油田综合含水已达到85%以上，随着油井综合含水的上升，集输自耗气呈急剧上升的趋势，其中大部分热能用于集输掺水加热上。由于产液量的不断增加和产油量的持续下降，使原油生产成本呈上升趋势，吨油生产操作成本进一步升高。为此，开展原油常温集输工艺技术研究可实现部分油井全年或季节性常温集输，可达到技能增效的目的。

1试验原理

高含水开发后期，原油集输主要采用掺热水双管保温流程。该流程以中转站为单元中心，计量间所输液量进“三合一”游离水脱除器进行沉降分离后，一部分水直接进掺水泵返输到计量间。为了保障安全生产，允许适当补充高温水。采用这种流程要求：将中转站掺水热洗合一的流程改造为掺水，热洗分开流程；中转站只点一台加热炉作为热洗用炉，其它加热炉停用（冬季可小火烘炉）；对于低产液井偏多的中转站，可适当补充一些高温水，使掺水温度在45℃；中转站掺水温度不得超过45℃，计量间回油温度不低于35℃。这种不加热集油技术方式适合于中转站所辖的电泵井或高产液井较多及含有部分低产液井的情况。要求油井综合含水相对较高，日掺水量要充足。即转油站三合一沉降水经加热炉加热至70℃左右，经计量间掺入各井口集油管线，单井回油温度保持在40℃左右。当油井处于高含水期时，由于水远远多于油，即使集输温度达到了原油的凝固点，在水的带动和冲刷下液可以正常输送，故其集输温度可以降低到原油凝固点以下，但应当在原油粘壁温度以上，（原油粘壁温度指的是原油在该温度时会有部分凝固的原油粘在管壁上，故称之为粘壁温度）。粘壁温度与原油凝固点不同，其影响因素主要有含水率、油井的产量、原油的性质等。当技术温度低于粘壁温度时，部分凝固的原油就会粘在管壁上，从而使得集输管道摩阻增加、阻力增大、井口回压升高、管道内流动截面积减少甚至会产生堵管现象，因此，集输温度必须高于粘壁温度。

2现场试验

重点进行了低温污水处理试验，转油站为给污水系统创造低温运行环境，停运全部掺水、加热炉，转油站外输温度在33~37℃之间，转油站运行平稳。实验表明：产液量在15t/d及含水率85%以上的油井在技术上可实行全年单管不加热集油，转油站完全可以实施常温集输运行。确定了实施低温集输的运行参数为水驱转油站冬季掺水温度低于50℃，聚驱转油站冬季掺水温度低于55℃，具备参数油井实施单、双管出油。

（1）单管不加热集油试验。试验19口油井到目前已经进行了19个月的运行，从2015年3月到6月份期间，这些油井运行平稳，井口回压没有发生较大波动。

（2）低温集输试验。2015年5月，转油站同时停运掺水炉和加热炉，停炉后，掺水温度降到33~36℃，外输温度达到33~37℃，试验工况与第一个冬季和春季相近，集输系统运行平稳。试验表明，特高含水期，在站系统实行掺常温水不加热集油试验期间，游离水脱除温度由加热时的40~42℃降为35℃，脱水后油水指标满足要求。2015年7月，在试验区2座转油站进行了转油站低温泵输试验试验，通过加大泵输量，检测低含水时外输情况。随着转油站外输油含水降低，外输泵外输回压变化不大，说明低温回压变化不大，低温工况队钻油站泵输影响不大。

（3）低温污水处理试验。2015年4月中旬，随着低温降低，污水站核桃壳式过滤罐的反冲洗压差逐渐增大，该阶段通过添加滤料反冲洗剂试验队核桃壳滤料的清晰再生效果。目前污水站核桃壳过滤罐的处理温度为35~36℃。自4月23日开始，过滤起始压差已明显升高，因此在5月12日~5月14日进行了为期三天的加药试验，反冲洗剂投加在反冲洗水中（反冲洗泵再出水），投药量为100mg/L。加药后，过滤起始压差已经回落平稳，滤料的再生效果恢复较好，充分说明了滤料反冲洗剂对滤料的低温再生具有明显效果。

3参数计算

（1）温度界限。在相同含水率的条件下，流速与粘壁温度基本成线性关系。在相同流速下，随着含水率的升高，粘壁温度降低，但是降低幅度不同。研究表明：温度为32℃，小部分油已凝，水为连续相，油不连续，油浮在水面上，在气体作用下，虽然存在滑脱现象，但不明显；温度在27℃~32℃之间时，大部分有已凝且呈片状漂在水上面，此时水为连续相，水带着片状凝油走；当温度在23℃~27℃之间时，油都已凝程大块，同事流动不连续，靠气流推动着水带着油走，压力无明显变化；当温度在23℃以下时，油已出现辫状。从油的形状可以看出，管壁已挂油，而且压降不断升高，不适合直接输送。试验结果与凝油粘壁温度变化曲线十分的相符，结合粘壁温度变化曲线，确定大庆油田高含水油井常温集输粘壁温度为24℃。

（2）油、气、水三相混输管路的压降计算。油基本公式：

其中大庆油田规定水力摩阻系数=0.03比较合适与原油运动粘度小于0.5c㎡/秒、气油比低于120m³/t、混合物平均流速在1~5m/s的情况。

4存在问题

实施冬季低温集输后，需要加大对单井井口回压的监测频度，但目前井口取压设施不防冻，操作不方便；计量间、转油站部分阀门漏失影响冬季安全生产；实施低温集输后需要提高掺水系统压力，目前部分转油站掺水热洗泵漏失严重，提不起系统压力；目前纯油区部分转油站加药系统损坏严重，不能正常加入破乳剂，纯油区多数转油站二合一加热炉收油工艺不能正常收油，影响掺水水质；部分计量间没有电源，导致无线巡检系统无法正常运行；计量间掺水温度低，无法保证值班室采暖问题。分析表明，高地势与低地势的土壤温度分布曲线随时间变化趋势相同，土壤埋深越浅，土壤温度受气温的影响越大，地表温度随气温波动也越大。埋深超过200mm时，土壤温度波动逐渐趋缓，而且埋深越深波动幅度越小，温度延迟时间越长。

5结束语

结合粘壁温度变化曲线，确定大庆油田高含水油井常温集输粘壁温度为24℃。实验表明，水驱油井常温集输技术温度为42℃，集输半径界限为1500m，含水率为85%，产液量为15t/d。在含水率比较高的情况下产液量、含水率的集输界限可适当下调。集输半径界限在不同现场条件下也是变化的，敷设新管线应尽量加大管线埋深及保温。更换井口取压设施，防止气温低时发生凝固的现象。