稠油单井回掺热水降黏集输工艺优化研究

严忠 倪丰平 周鹤 张玉敏 李志敏

1中国石油新疆油田分公司实验检测研究院

2新疆维吾尔自治区油气田环保节能工程研究中心

3中国石油新疆油田分公司陆梁油田作业区

4中国石油集团渤海钻探工程有限公司第三钻井分公司

新疆油田浅层稠油一般采用注蒸汽开发方式，其稠油井口—计量站的含水稠油以往采用蒸汽伴热集输工艺，即高压蒸汽在计量站减压进井口出油管线的伴热管线，造成高品位能源的浪费较大。新疆油田某区块油藏埋藏较深，属于低渗透、稠油等低品位难采储量，地面集输存在的主要问题有原油黏度较大，集输困难，成本较高，稠油降黏成为降低集输能耗的关键[1-2]。如果采用蒸汽伴热工艺，需要另外建设锅炉，投资和运行成本高，热损耗也高。为此，针对该区块中深层稠油冷采开发方式，本文通过实验研究，提出了单井掺水集输技术，并进行了推广应用。

1 实验研究

1.1 理论基础

稠油单井掺水集输技术主要是基于原油“反相点”理论，利用回掺采出水适当提高单井采出稠油输送的含水率和温度，实现稠油不加热、不加药掺水集输。这项技术利用原油处理站经过热化学脱水沉降后脱出的含油污水，通过掺水支线管道输送至油区各计量站掺水分配器橇内，再通过橇内分水器分配至井口，解决稠油单井集输问题[3]。

1.2 原油物性分析

该区块油藏包含梧桐沟组P3wt22和P3wt21油藏。20 ℃时地面原油密度变化范围0.925～0.959 g/cm3；50 ℃时原油黏度变化范围448.46～2 282.50 mPa·s，平均1 540.77～2 814.98 mPa·s；含蜡量变化范围3.1%～3.4%；凝固点变化范围-0.2～3.8 ℃；初馏点变化范围180～197 ℃。

1.3 地层水性质

根据该区块2 个油藏的26 口井、39 井次采出液进行了地层水分析资料统计，地层水密度约为1.007 g/cm3，矿化度7 922.98～8 496.24 mg/L，pH值平均为7.3～7.6，地层水型为NaHCO3型。

1.4 转相点实验

经过对该区块2个油藏的地面原油油样在不同含水率时黏温曲线变化分析可知：不加入任何药剂时，原油在含水率为60%时出现变相点，黏度均降至1 000 mPa·s 以下[4]，具体结果见图1。从图1可以看出，温度60 ℃以上时黏度均在1 000 mPa·s 以下，因此掺水温度提高到60 ℃较为适宜。

图1 含水原油转相点实验Fig.1 Phase transition point test of water-bearing crude oil

2 现场试验

2.1 原油处理和单井掺水系统工艺

该区块回掺热水集输系统采用二级布站，即油井—计量站—联合站。站内稠油处理采用两段热化学沉降脱水工艺。掺水工艺流程（图2）为：2 000 m3沉降罐脱出的污水自压进入500 m3储水罐，再经过掺水泵增压后进入相变加热炉加热，升温至60 ℃掺至采油井口[5]。

图2 联合站原油脱水处理工艺Fig.2 Crude oil dehydration treatment process at the multi-purpose station

由上述工艺看出，原油处理工艺为两段热化学沉降脱水工艺；集输工艺为井口回掺热水集输工艺；破乳剂加药工艺为掺水泵出口及二段进口两处投加破乳剂。现场试验前，对原油脱水工艺中的三相分离器进行了更换，分离后含水率＜60%的原油进入相变炉，按照研究结果掺水温度应提升至60 ℃，但经工艺单元参数优化，掺水温度由35 ℃提温至55 ℃即可保证一段沉降的脱水效果，因减少了对来液中过多水的加热，降低了天然气消耗。

2.2 试验结果

根据原油转相点室内实验，该区块地面原油在含水率60%时出现转相点，黏度降至1 000 mPa·s以下。针对油田不同产量油井，近期在现场进行了掺水量优化试验。通过对某集输干线内70 余口油井进行生产数据分析后，最终选定4 个计量站的4口单井作为优化掺水量现场试验井。试验井生产数据见表1。

表1 试验井生产数据Tab.1 Production data of experimental well

对以上4 口油井降低7%～10%掺水量后，每隔半个小时观测一次井口回压数值，试验结果如表2和图3 所示。

表2 降低掺水试验前后各项指标对比Tab.2 Comparison of indicators before and after the experiment of reducing water mixing volume

图3 降低掺水后井口回压曲线Fig.3 Wellhead back-pressure curve after reducing water mixing volume

通过试验结果可知，单井掺水量降低7%～10%，井口回压升高0.1 MPa 左右。根据现场实际生产运行情况以及试验结果，对不同产量的采油井给出优化后经济掺水量（表3）。

表3 不同产量油井经济掺水量建议Tab.3 Suggestion of economic water mixing volume for oil wells with different production rates

2.2.1 稠油黏度变化机理

利用SARA 薄层色谱对J6377、J3385、吉103样品进行组分分析，结果显示：三种样品原油胶质、沥青质含量均较高，胶质含量在26.98%以上，沥青质含量在13.15%以上，且含量逐渐增大（表4）。

表4 稠油组分分析Tab.4 Analysis of heavy oil components 质量分数/%

如图4 所示，对于较低黏度稠油，温度达到35 ℃以上时，黏度变化已不明显；对于高黏度稠油，温度达到65 ℃以上时，黏度变化已不明显。

图4 不同稠油黏度随温度变化关系Fig.4 Relationship between the viscosity of different heavy oils and the temperature

2.2.2 不同黏度稠油的最佳集输工艺

如图5 所示，原油黏度在2 000～4 000 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。

图5 稠油黏度2 000～4 000 mPa·s（50 ℃）时含水率与黏度关系曲线Fig.5 Curve of the relationship between water content and viscosity when the viscosity of heavyoil is at 2000～4000mPa·s（50 ℃）

对于高黏采出液，含水率在80%以上时，原油黏度仍达到了7 380 mPa·s以上，远大于可集输黏度要求；单独掺水时，单井回压和系统压力高，无法实现集输（图6）。采用掺水+降黏措施，系统压力由0.78 MPa 降低至0.4 MPa，油井密闭集输率由77.3%提高至90.8%，实现原油集输（图7）。

图6 8 000 mPa·s以上稠油含水率与黏度变化曲线Fig.6 Curves of water cut and viscosity change when heavy oil is above 8 000 mPa·s

图7 加降黏剂前后油井密闭集输情况Fig.7 Closed gathering and transportation of oil wells before and after adding viscosity reducer

3 结论

回掺热水集输工艺运行近4年，解决了冷采稠油地面集输的问题，但随着产能建设规模的不断扩大，回掺水集输效果的影响因素较多，如采出液液量、采出液含水率、原油黏度、管材、管长以及掺水温度和掺水压力。其中，掺水温度和掺水压力对掺水集输效果影响最为明显[6-7]。

（1）对4 000 mPa·s以下的稠油直接掺热水可实现集输，对8 000 mPa·s 以上的稠油采取掺热水+化学降黏实现集输。

（2）通过对稠油不同温度下稠油含水率及黏度关系的分析研究，确定了最佳掺水量和最佳掺水温度，形成经济有效掺水集输示范区。

（3）随着井口产油量的增加，掺水量呈现一定的上升趋势。部分油井含水较高，其掺水量较小。

（4）原油黏度＜3 000 mPa·s，单就黏度而言，对掺水量影响不明显。集输距离变化不大的情况下，黏度较大的油井，其掺水量有所增加。

（5）集油支线流型为高含水期的多相流型，可能存在段塞现象。

该区块单井掺水集输技术已推广到其他3个稠油区块，截至目前，新疆油田已有4 个稠油区块1 000余口井实施掺水集输工艺，单井年节约费用5万元，预计年节省费用约5 000万元。