稠油单井掺水集输节能技术

熊小琴 辜新军 傅晓宁

1新疆油田公司工程技术研究院2新疆油田公司开发公司

稠油单井掺水集输节能技术

熊小琴1辜新军2傅晓宁1

1新疆油田公司工程技术研究院2新疆油田公司开发公司

新疆油田稠油集输主要采用两级半布站流程。采用环道实验装置，测试油水混合液的流变特性，通过油水混合液黏度随含水率的变化，确定油品的反相点。室内实验表明，某区块原油反相点明显，单井掺水温度不低于55℃。某区块315口井应用单井集输掺热水节能技术改造后，每年可节约天然气467.73×104m3，节水8.1×104m3，节电26.84×104kW·h，CO2减排量1.05×104t，折合节约费用504.6万元。

单井；掺水集输；黏度；伴热；汽改水；节能

1 集输现状及存在的问题

新疆油田稠油集输主要采用两级半布站流程，即采油井→多通阀集油配汽计量管汇站→接转站→处理站。单井集输采用减压蒸汽管线井口掺蒸汽伴热工艺，蒸汽伴热主要存在以下问题：一是能耗高。由于伴热的蒸汽无法计量，掺汽量人为控制，不能做到按需供给，造成井口蒸汽大量放空。二是高品位能源低用，浪费较大。根据计算，高质能蒸汽（8～15MPa、295～350℃、75%～80%干度）减压成低质能蒸汽（0.8～1.0MPa、170～180℃）作单井伴热，其做功能力损失约(熵增）为187.3 kJ/kg。经论证评价，单井集输汽改水在技术上、经济上均是可行的。

2 掺水集输室内实验

采用流变学测试技术、影像分析技术与环道模拟技术相结合的实验研究方法，测试分析了某区块两种油样的反相点和乳化程度，确定最佳掺水量和掺水温度。

2.1 流变特性

采用环道实验装置，测试油水混合液的流变特性，通过油水混合液黏度随含水率的变化，确定油品的反相点。

两种油样稠油油水混合液的表观黏度随含水率的变化规律非常相似。对于含水率50%及以上的油水混合液，其管流黏度对温度不敏感，黏度均在100mPa·s左右；对于含水率低于50%的油水混合液，其黏度对温度较敏感，升温降黏效果显著。油样1在含水率为40%时黏度最高，油洋2含水率45%时黏度最高。当其采用掺水集输时，含水率应大于50%。

2.2 宏观特性

从环道测试后乳状液的宏观图可以看出，两种油样随含水率变化的宏观特性规律相同。含水率小于55%的油水样，难以观察到游离水及油水分层现象。这表明，虽然已反相，但可能仍然存在大量的W/O型乳状液，输送过程中难以在管壁形成连续的水膜层。当含水率达到55%时，两种油样均可看见明显的油水分层，这说明此时混合液中水为连续相，在输送过程中，管壁形成连续的水膜层，减小输送阻力。

2.3 微观特性

为进一步证实该区块的油水反相过程，采用XP—300C影像分析仪及时拍摄环道试验结束后油水乳状液的微观图像，如图1所示。

图1不同含水率乳状液微观图像

图1 中黑色表示油相，白色为水相。从图1可看出，不同温度下油样1、油样2乳状液中水滴的变化规律非常相似。在含水率45%时，乳状液开始反相，但水滴较小，分散在油相中，大部分仍然是W/O型乳状液；在含水率50%～55%时，液滴开始聚集成大水珠，并将更多的油相包裹其中，但连续相仍然是油相，形成O/W/O型乳状液；当含水率达到60%时，水滴大量聚集，油相分散在水相中，形成W/O/W乳状液，此时水为连续相，输送过程中在管壁形成连续的水膜层，减小输送阻力。

2.4 低温特性

由于温度较低时，稠油可能会黏附于管壁上，而缩小管道流通面积，增大流动阻力，因此采用低温水流模拟装置，实验研究了不同水温（40～60℃）对乳化油的携带能力，以确定最佳的掺水温度。

从实验过程发现，随着温度升高，热水从管路乳化油段塞或黏附油中携带出的油滴增多，而且油滴从较为分散的状态变得较为集中，油滴变得更大。40～50℃的低温下水流携带出的油滴分散，粒径小；温度达到55℃时，携带出的油滴集中，粒径增大；温度达到60℃时，携带出的油滴最集中，粒径最大。因此，该区块稠油掺水集输到单井掺水温度应至少达到55℃。

2.5 研究结论

（1）该区块原油反相点明显，可采用掺水集输工艺。

（2）不同温度下，该区块原油反相点均为40%～45%，单井掺水输送最佳含水率为60%。

（3）单井掺水温度不低于55℃。

3 掺水集输方案

计划实施该区块315口井的单井集输汽改水。采用集中掺水、管汇点配水、水量自动计量工艺。

3.1 主要工程量

需2台掺水泵（Q=60m3/h、H=160m、N= 37kW），1用1备。配水橇34座。d=114mm×4mm掺水干线4.5km，D76×4掺水支线1.7km，至单个平台的d=60mm×3.5mm掺水支线5.4km。新建的掺水干、支线均采用聚氨酯泡沫塑料保温，厚度30mm，埋地敷设。工程总投资约1273.03万元。

3.2 改造后对原油处理工艺的影响

（1）温度的变化。315口井改造完成后，掺水进处理站温度约70℃，井区其余未掺水单井来液进站温度按90℃计算，进站后的混合液温度约为83.3℃。该温度下，一段无需掺蒸汽加热，二段需掺蒸汽升温至90℃，掺入蒸汽压力0.4MPa，根据蒸汽的热焓值，估算年耗蒸汽量为0.63×104t。315口井改造后，与其他未改造单井来液混合后一段脱出的70%污水温度为83.3℃，二段污水温度为90℃，混合以后的污水温度为85.31℃，可以满足掺水温度的要求。

（2）液量的变化影响。掺水后，增加了一段处理液量约1200m3/d，按一段加剂浓度150mg/L计算，增加破乳剂用量0.18t/d，年增加药剂费用98.55万元。

4 节能效果测算

节能效果测算依据：天然气折标准煤系数为1.33kg/m3；折减排CO2系数为2.1862kg/m3；电能折标煤系数0.334kg/kW·h，折减排CO2系数为1.09kg/kW·h。节能技改前、后能耗对照见表1。

表1 节能技改前、后能耗对照

5 经济效益评价

通过实施单井掺水集输技术，可减少天然气和新鲜水的自用消耗量，原油处理一段破乳剂的用量稍有增加，总成本支出降低。增量费用见表2，投资效益分析见表3。

表2 增量费用

表3 投资效益分析

6 结论

（1）315口井应用单井集输掺水节能技术后，每年可节约天然气467.73×104m3，节水8.1×104m3，节电26.84×104kW·h，CO2减排量1.05×104t，折合节约费用504.6万元，节能效益良好。

（2）在生产过程中，应加强现场掺水管理，根据单井的含水变化及时调整掺水量，做到准确掺水；同时密切注意处理站的参数变化，消除温度、液面变化对原油处理的影响，确保处理站正常生产。

（栏目主持 杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.4.010