吉7深层稠油集输及处理参数工艺优化

叶俊华 冯小刚 单国平 宋多培 张绍鹏（新疆油田公司准东采油厂）

吉7井区稠油油藏，50℃时地面原油平均密度为0.934 g/m3，平均黏度为883.54 mPa·s，平均含蜡量为4.61%，凝固点为1.88℃。根据我国稠油油藏分类标准，属于特深层普通稠油油藏，采用常规射稠油热采等开发方式，难以实现经济开发。油藏采用冷采开发方式，实施常规注水驱动，实现了经济高效开发。常规注水开发较蒸汽驱开发，采出液温度低，原油流动性较差，常规集输工艺无法满足生产要求，采用掺热水双管集输工艺[1]有效解决集输问题。

1 存在问题

1）吉7井区P3wt1油藏地面原油最高黏度10 027 mPa·s（50℃），最低黏度100.5 mPa·s；P3wt2油藏地面原油最高黏度3000 mPa·s（50℃），最低黏度144.1 mPa·s，导致了井与井之间，站与站之间的掺水量需求的差异较大，需要根据原油黏度分布区域确定最佳掺水量。

2）回掺水出站温度65℃，进站温度30℃，掺水管线系统温降30℃，其中掺水前（中心站至井口回掺前）管线沿程温降21.5℃，占总温降的72%，出站温度对单井集输贡献率低。

3）相变炉对回掺水和油区来液加热为共同换热方式，回掺水温度和油区来液温度不能单独控制；为保证集中拉油站来液沉降脱水温度在65℃以上，回掺水出口温度必须控制在60℃以上。出现回掺水管程结垢严重，换热效率低的问题。

4）原油处理工艺适应性差。原油处理采用常规电化学沉降脱水工艺：井区原油经罐车拉至北三台联合站，卸入毛油罐，在毛油罐预脱水后，经稠油多功能处理器处理，并与稀油多功能处理器处理原油混合进入储油罐沉降，采取沉降放水方式，实现原油合格外交。

毛油罐温度低，达不到预脱水要求，罐底水含油超标，对污水处理系统冲击大。原油在毛油罐内沉降36 h后，底水上部仍存在厚度达18 cm的乳状液过渡层，取样分析乳状液含油达12%。

毛油罐预脱水后原油温度只能维持在30℃左右，高黏度原油导致转油泵转液困维，不能确保稠油多功能处理平稳进液的要求。毛油罐预脱水含油较高，最高达到80 000 mg/L，远高于污水处理系统的预处理罐进口含油指标500 mg/L，导致预处理罐出口含油较高，高含油污水进入过滤器后，又污染滤料，从而造成污水处理系统出口含油、悬浮物都不达标。

北三台联合站原油系统稀油来液为北三台油田，其水型为CaCl2型，而吉7井区油藏水型为NaHCO3型，实验表明两种水型混合后，稳定指数SAI小于5，表明结垢趋势严重。多功能处理器脱出水温度为55～65℃，加剧了出水管线结垢的趋势，导致原油处理能耗高、热效率低。

2 工艺优化

通过研究确定不同黏度区域最佳掺水量、优化掺水温度、提高稠油处理适应性，实现吉7稠油集输及处理低成本、高效率运行[2]。

2.1 确定最佳掺水量

1）吉7井区稠油黏度在1000 mPa·s以下区域的稠油，含水率达到65%时黏度均降至600 mPa·s以下，可满足集输要求。含水率继续升高，黏度降低不明显。

2）吉7井区黏度在1000～2000 mPa·s区域的稠油，含水率达到70%时黏度均降至600 mPa·s以下，可实现集输要求。含水率继续升高，黏度降低不明显。

3）吉7井区黏度在2000～3000 mPa·s区域的稠油，含水率达到75%时黏度均降至600 mPa·s以下，可实现集输要求。含水率继续升高，黏度降低不明显。

2.2 优化掺水温度

根据对回掺水在不同温度下结垢趋势分析，回掺水出口温度在50℃以上，稳定指数SAI小于6，相变炉水相管线结垢严重，堵塞管道，影响换热效率。从集中拉油站到井口回掺前的温降斜率最大，从井口回掺前到集中拉油站，斜率最小，说明中心站温度变化对井口回掺的温度变化影响小，这为回掺水温度优化提供了条件。

中心站回掺水出口温度每降低5℃，对应计量站回掺水撬温度降低约3.7℃；井口回掺前水温降低约2.5℃；井口回掺水后油水温度降低1.65℃；中心站进液温度降低1.65℃，井口回掺后含水达到反相点后，5℃温度变化对吉7井口回压影响很小。

2.3 优化相变炉工艺

油水混合前管线沿程热能损失占比约73%，掺水撬至井口管线能耗损失大，主要通过优化相变炉出口温度，来降低掺水管线沿热能损失，提高热效率，工艺优化见图1。

2.4 提高稠油处理配套工艺适应性

1）新建螺杆泵作为稠油回脱转油泵，使稠油处理系统转液能力和多功能处理能力相匹配，解决吉7稠油转油能力不足的瓶颈问题。

毛油罐原供汽伴热管线规格为D32×3金属管线，更换为D60×3.5无缝钢管，使回脱泵稠油输液温度保持在40℃以上，确保稠油最低输送温度。

2）优化1#、2#多功能水位调节器，延缓出水管线结垢趋势[3]。水位调节器进水管线由DN150扩为DN200，提高一段出水能力，改变油水界面位置，降低多功能出水温度。

3 工艺优化效果

3.1 掺水量

优化后，掺水量由每日1940 m3降为1476 m3，日减少掺水量464 m3，井口回压基本不变，对比见表1。

图1 相变炉工艺改造流程

表1 吉掺水量优化统计

3.2 掺水温度

3.2.1 出站起点温度优化效果

优化后，夏季回掺水出站温度由60℃降为45℃，冬季由65℃降为50℃，集油进站温度及井口回压优化前后变化不大。夏季节约天然气费用118万元，冬季节约天然气费用62.7万元，年节约天然气费用180.7万元。

3.3.2 单井集输效果

选择吉7南部黏度相对高，单井管线长的J9406井进行效果跟踪，J9406井50℃原黏度2346 mPa·s，单井管线452 m，中心站掺水温度降低15℃，到J9406井口温度只降低3.1℃，温度优化前后，回压均为0.5 MPa，集输正常。中心站回掺水温度从65℃优化到50℃以下，回掺水可满足整个油区集输要求。

3.3 相变炉

相变炉工艺优化后，出水温度降低，出油温度升高，既降低回掺水沿程能耗，又延缓了管线结垢趋势；同时沉降罐油温升高，保证预脱水效果，见表2。

表2 相变炉改造前后效果对比

3.4 多功能水位调节器

优化后，水位调节器进水管线由DN150扩为DN200，提高一段出水能力。一段油水界面降到火筒以下（由2.1 m降至1.3 m），油层厚度变厚，保证原油有效停留时间[4]；脱出水温度由55℃降至35℃，油出口温度由55℃升至65℃，延缓出水管线结垢趋势[5-6]，年节约天然气费用173万元。

4 结论

1）通过对双管传热影响因素和不同温度下稠油含水率及黏度关系的分析研究，确定了吉7稠油不同黏度范围的掺水量和最佳掺水温度，形成经济有效掺水集输示范区。

2）通过对工艺适应性分析研究，找出了原油脱水困难、水管线结垢原因，为类似油藏的原油处理提供了参考。

3）吉7井区掺水温度优化后，夏季节约天然气费用118万元，冬季节约天然气费用62.7万元，年节约天然气费用180.7万元。

4）原油多功能处理器采用油水界面调节技术后，一段油水界面降到火筒以下，油层厚度变厚，保证原油有效停留时间；脱出水温度由55℃降至35℃，油出口温度由55℃升至65℃，年节约天然气费用173万元。

参考文献：

[1]王忠良.稠油热化学脱水技术现场试验[J].油气田地面工程，2014，33（4）：9-10.

[2]李志国，孙森，王秀梅，等.高含水期原油低温集输处理技术研究[J].新疆石油天然气，2013，9（4）：71-74.

[3]李曙彤，张宇，郭煜.交-直流电脱水器的设计及应用[J].石油化工设备，2010，39（6）：74-76.

[4]蒯正安，岳泉，杨文东.八面河油田稠油破乳技术研究[J]．江汉石油职工大学学报，2012，25（1）：28-30．

[5]袁智君，张伟杰，廖冲春.稠油集输处理技术及优化工艺初探[J].石油规划设计，2010，21（1）：28-30.

[6]莫立源，彭松梓，崔新安，等.双电场电脱水器脱水技术研究[J].当代化工，2014，43（3）：318-319.