呂　政

(1.中油遼河油田金馬油田開發(fā)公司，遼寧 盤錦 124010; 2.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318 )

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小洼稠油油藏降摻稀油開發(fā)技術(shù)研究

呂政1,2

(1.中油遼河油田金馬油田開發(fā)公司，遼寧 盤錦 124010; 2.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318 )

目前，在開發(fā)稠油區(qū)塊時除了采用熱力開發(fā)方式外，還普遍采用摻稀油方式。隨著油田勘探開發(fā)形勢日益嚴(yán)峻，油井摻油問題也日漸突出。摻油量逐漸增加，摻油成本居高不下，給生產(chǎn)管理帶來不必要麻煩的同時，嚴(yán)重影響了油田經(jīng)濟效益發(fā)展。本文以小洼油田為例，通過應(yīng)用井筒溫度分布數(shù)學(xué)模型，考慮含水、出砂等單井摻油影響因素確定合理單井摻油溫度及摻油量，并通過理論研究與現(xiàn)場試驗初步找到開發(fā)稠油區(qū)塊時合理降低地面回摻稀油量的方法。為保證油田正常生產(chǎn)、實現(xiàn)降本增效提供了保障，也為其他油田該類工作提供借鑒依據(jù)。

小洼油田；稠油；降摻稀油；經(jīng)濟效益

1　研究背景

小洼油田主力開發(fā)區(qū)塊處于遼河盆地中央凸起南部傾沒帶中北端，大洼斷層?xùn)|南側(cè)上升盤。含油目的層為古近系東營組東二段、東三段和沙河街組沙三段。區(qū)塊原油屬特稠油，具有高密度、高粘度、低含蠟的特征，含油井段長，油水關(guān)系復(fù)雜，多套油水疊加組合(表1)。

針對稠油油藏特點，除采取蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等方式外，小洼油田還采用了開式環(huán)空套管摻稀油方式降低井下稠油粘度[1]。但隨著蒸汽吞吐輪次的增加，采出液含水率大幅度升高，原油組成也逐漸變化，高含水、高出井溫度油井增加，產(chǎn)油量降低，高摻油比已不適應(yīng)當(dāng)前發(fā)展需要。此外，為防止偏遠采油站接收稀油溫度過低，造成管線結(jié)蠟，采用過量輸送的方式，即站間接收稀油量超過所需稀油量，因此部分稀油并未進入井下與稠油混合，而是作為地面回摻油，利用率較低。經(jīng)統(tǒng)計，2014年1月，小洼油田共有摻油井215口，摻油比為1.14，摻油工作存在一定的盲目性和不合理性，影響了油田經(jīng)濟效益發(fā)展。行業(yè)來看，該項研究相對較少，本文通過理論與試驗研究找到了一套降摻稀油方法，可為同類油田提供指導(dǎo)。

表1　小洼油田原油性質(zhì)

2　降摻稀油開發(fā)技術(shù)研究

2.1單井降摻規(guī)律研究

2.1.1溫度與摻油關(guān)系

利用稠油對溫度的敏感性，高溫稀油能大幅度降低稠油粘度，提高油井產(chǎn)量。

由圖1可以看出，當(dāng)溫度升至50℃時原油粘度由急速下降趨于平穩(wěn)，且抽油機軟卡及懸點載荷增大情況得到明顯改善，因此井下混合液體溫度應(yīng)盡量控制在50℃以上。

圖1　小洼油田主力層系東三段、東二段、沙三段原油粘溫曲線

為此建立套管摻稀井筒溫度分布數(shù)學(xué)模型[2-4]，考慮如下條件：泵下井筒內(nèi)流體與地層間的熱交換為熱傳導(dǎo)過程；泵上部分井筒內(nèi)的流體熱交換過程比較復(fù)雜，環(huán)空摻入液不但通過油管與產(chǎn)出液發(fā)生熱交換，而且通過套管和水泥環(huán)與地層巖石發(fā)生熱交換。

對套管摻稀井井底至井口溫度，建立能量平衡方程，見方程組(1)。

(1)

式中：W為產(chǎn)出混合液地面水當(dāng)量，W/℃；t為沿井深任一點混合液溫度，℃；k1為油管內(nèi)流體與油套環(huán)空中流體之間傳熱系數(shù)，W/(m·℃)；θ為沿井深任一點摻油溫度，℃；l為井口向下深度，m；W1為油層產(chǎn)出液水當(dāng)量，W/℃；W2為注入稀油水當(dāng)量，W/℃；k2為環(huán)空內(nèi)流體與地層之間的傳熱系數(shù)，W/(m·℃)；t0為地表恒溫層溫度，℃。

對方程組(1)進行求解，有式(2)～(4)。

(2)

(3)

(4)

式中：r1取“+”；r2取“-”；積分常數(shù)C1和C2由邊界條件確定。

當(dāng)l=0時，θ=θi(井口處注入流體的溫度，℃)。當(dāng)l取實際井深時，為保證較高混合溫度，結(jié)合油田使用的中天加熱爐及華孚加熱爐特點，確定小洼油田稀油入井溫度控制在40℃以上，并按照地面管輸距離確定加熱爐出口溫度控制在60～80℃。

當(dāng)l=lf(井底深度)時，W1tf′ +W2θf=Wtf，其中tf為井底混合流體溫度(℃)，tf′為井底油層產(chǎn)出流體溫度(℃)。通過取樣測定2個以上溫度下的粘度值代入Andrade方程(式(5))[5-6]，可以求出適用于該井的常數(shù)a、b，從而得出該井井底溫度tf′下的原油粘度，為油井降、停摻工作提供依據(jù)。

(5)

2.1.2含水與摻油關(guān)系

目前，小洼油田綜合含水已達92.1%，因此地層水在稠油降粘中發(fā)揮重要作用。由于單井差異性及不確定性較強，因此不采用單井進行研究。外輸站外輸流體由于稠稀油混合較好，流體性質(zhì)較穩(wěn)定，所以選取3座外輸站(洼3站、洼6站、洼17站)外輸流體開展研究。

由圖2發(fā)現(xiàn)含水原油粘度與含水關(guān)系密切，當(dāng)含水升高時粘度不斷下降。通過該方法可繪制各油井粘度-含水關(guān)系曲線圖，并根據(jù)不同含水下粘度變化對各井實施定量配摻。

圖2　各站含水原油粘度曲線

2.1.3出砂與摻油關(guān)系

稠油較稀油攜砂能力強。摻油量越多，采出液粘度越低，攜砂能力隨之降低，不利于砂粒排出。因此，出砂井在保證正常生產(chǎn)的前提下，摻油量越低越好[7]。

2.1.4降摻適應(yīng)性分析

根據(jù)經(jīng)驗，在相同溫度下，摻入稀油比例越大，原油粘度越低，流動性越好。但摻入量過多會增加投資成本，因此針對油藏特點模擬不同摻入量對油井生產(chǎn)所造成的影響，找出適應(yīng)油井正常生產(chǎn)的最低摻入量。

假設(shè)混合原油為牛頓流體，利用雙對數(shù)模型[8]計算稠、稀混合原油粘度，見式(6)。

lglgμm=X1lglgμ1+X2lglgμ2；X1+X2=1

(6)

式中：μm為混合油粘度，mPa·s；μ1為稀油粘度，mPa·s；μ2為稠油粘度，mPa·s。

對混合油物性參數(shù)進行處理，混合油密度ρm可表示為與稠油密度ρ1、稀油密度ρ2及摻油比重X2相關(guān)的關(guān)系式，見式(7)。

(7)

經(jīng)測定，小洼油田接收興二聯(lián)稀油在50℃時密度為0.799g/cm3，粘度為5.08mPa·s，由式(6)及式(7)可以確定50℃時不同摻油比混合原油粘度及密度，如表2所示。

表2　50℃時不同摻油比混合原油性質(zhì)表

當(dāng)摻油比介于1～0.4時，混合原油粘度相對較低且變化不大，不會影響油井正常生產(chǎn)，因此可將高摻油比(1以上)降低至低摻油比(0.4以下)生產(chǎn)。同時可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)摻油比介于0.4～0.2時混合原油粘度快速升高，并超出二級管式泵最大承受粘度，因此可以確定井下溫度大于50℃的東三段油井摻油比介于0.4～0.2。該方法也可應(yīng)用至東三段其他井底溫度油井及東二、沙三段油井，以確定其合理摻油比。為進一步驗證該規(guī)律，對理想油井進行數(shù)值模擬[9]，結(jié)果與實際生產(chǎn)情況基本吻合，證明高摻油比時摻油量變化不會對油井生產(chǎn)造成影響。

2.2單井降摻實施效果

根據(jù)以上研究經(jīng)驗，經(jīng)一系列降摻試驗，成功對136口油井實施降停摻，日降摻油215.9t。停摻油井中最低出井溫度30℃，最低含水86.4%，平均出井溫度44℃，平均含水93.5%。同時，初步得出不同層段油井在其他條件相同且穩(wěn)定的情況下停摻出井溫度及含水標(biāo)準(zhǔn)，如表3所示，指標(biāo)外油井實施摸摻處理。

表3　不同層段油井停摻標(biāo)準(zhǔn)

通過對單井調(diào)摻，截至2014年9月，區(qū)塊最多開井239口，地下?lián)接捅?.38。較年初相比各單井已基本實現(xiàn)較合理摻油，因此以9月底各單井摻油量作為摻油基礎(chǔ)值，針對特殊井或冬季生產(chǎn)實際情況做微調(diào)，在保證稀油用量大幅下降的同時確保油井正常生產(chǎn)。

2.3地面摻油規(guī)律研究

2.3.1調(diào)整地面回摻指標(biāo)

實驗表明，小洼油田接收稀油析蠟點為35℃，為在防止稀油結(jié)蠟的同時實現(xiàn)降低站間回摻量，將溫度指標(biāo)下調(diào)，站間來稀油溫度由過去的不低于40℃下調(diào)至不低于35℃，經(jīng)試驗證明該方案可行，全年平均日節(jié)約回摻稀油13t。同時，對作業(yè)及停產(chǎn)井地面稀油管線進行掃線，減少地面摻油用量，平均日減少摻油27t。

2.3.2站間管線沖洗方案研究

小洼油田站間稀油輸送管線較多，運輸距離較遠，最遠達2.23km。泵輸稀油壓力為1.5MPa，由于沿程阻力壓降，末端站接收壓力一般為1.3M～1.4MPa，但經(jīng)現(xiàn)場調(diào)查發(fā)現(xiàn)，末端站油壓會定期在此基礎(chǔ)上出現(xiàn)下降現(xiàn)象，這是由于溫度、管徑及輸量限制，管線內(nèi)較易出現(xiàn)稀油結(jié)蠟現(xiàn)象，造成管線堵塞，影響稀油傳輸效果。為降低管線結(jié)蠟影響，開展管線結(jié)蠟厚度研究。借鑒王偉強等人的研究成果[10]，并通過計算得出不同流態(tài)下管線實際內(nèi)徑。

為減少管壁結(jié)蠟，增加站間來稀油溫度，提高稀油利用率，小洼油田實施加大稀油排量沖洗管線方案。該方案以30天為一周期，在稀油流程優(yōu)化前分別在洼17站干線、洼2站干線、洼5站干線各實施3次，累計沖洗稀油182t。實施后，洼17站來油溫度由34℃提升至42℃，洼2站來油溫度由28℃提升至37℃，洼5站來油溫度由33℃提升至40℃，各站來油壓力均保持在1.3MPa以上，應(yīng)用效果較好。2.3.3單井稀油管線最低輸量計算

小洼油田單井均使用φ57mm摻油管線，假設(shè)管線埋深處終年最低溫度為4℃，允許末端最低溫度35℃，根據(jù)土壤溫度、地面條件等實際情況，應(yīng)用管線溫降簡易計算公式，油田單井管輸稀油最遠距離為660m(洼38-東H273井)，其最低安全輸送量為0.38t/d。因此確定油田單井降摻后摻入量不能低于每天0.38t。

2.3.4稀油集輸流程優(yōu)化方案及效果

結(jié)合小洼油田的生產(chǎn)現(xiàn)狀，對摻稀油工藝流程進行改造，增加站間稀油干線加熱爐，提高稀油進站溫度；優(yōu)化站間稀油管線，增大干線稀油流量，減少熱量損失，從而達到降低稀油回摻量的目的。

在對所加裝干線爐進行選址時力求保證運輸全程溫度均在35℃以上，并以加熱效果最優(yōu)、方便管理為考慮原則?，F(xiàn)以洼17站為例，該站接收洼一聯(lián)稀油，傳輸距離為2.23km。

圖3　洼17站加裝干線加熱爐示意圖

利用能量守恒定律，將輸油過程理想化為穩(wěn)定流動，且油管傳給大地的熱量全部來源于原油，造成原油溫降的原因全部來自管線向大地的熱損失，大地始終保持恒溫，原油的比熱容與導(dǎo)熱函數(shù)均與原油溫度呈線性關(guān)系，原油在管線中保持勻速運動。推導(dǎo)出流量為5m3/h時原油管輸半經(jīng)驗溫變公式，見式(8)。

T=-0.000012L2-0.0014L+85

(8)

通過調(diào)整參數(shù)還可得出不同流量下的油溫預(yù)測結(jié)果，見圖4?？梢钥闯觯咚俅笈帕窟\輸能夠更好的保持油溫，且原油在高溫狀態(tài)下，傳輸相同距離，熱量損失更低。通過流量4m3/h條件下溫變情況可以預(yù)測當(dāng)傳輸?shù)?800m時，油溫即降至35℃(析蠟點)以下，所以若保持該流量輸油，需在中途安裝加熱爐進行二次加熱。

為提高加熱效果，對加熱爐功率進行計算，見式(9)。

(9)

式中：Qj為計算熱負荷，W；Gj為稀油輸量，kg/s；Cj為輸送介質(zhì)熱容，J/(kg·℃)；Tj1為進口溫度，℃；Tj2為出口溫度，℃。

參考各站冬季最低輸量及管線長度，選定315kW加熱爐以滿足現(xiàn)場需要。將加熱位置設(shè)計于管道中點(1015m)位置，該點位于井場內(nèi)部，便于施工。安裝后將稀油溫度由68.5℃提高至74.2℃，即可保證在4m3/h流量下，末端溫度達到44℃，高于析蠟點溫度35℃，符合設(shè)計要求(圖5)。

圖4　不同排量下傳輸距離與溫度變化

圖5　二次加熱后輸油溫度隨管輸距離變化

根據(jù)洼17站干線經(jīng)驗同理得到其余站間接力爐位置及功率，并通過計算與現(xiàn)場反復(fù)試驗確定在現(xiàn)有工藝流程(流程優(yōu)化后)下極低溫環(huán)境中各加熱爐出口溫度，如表4所示。

表4　現(xiàn)有工藝流程低溫環(huán)境部分采油站摻油溫度標(biāo)準(zhǔn)

選取4條稀油干線進行優(yōu)化，在管線優(yōu)化合并時充分考慮成本投資。通過著力實施稀油流程優(yōu)化工作，不僅降低了油田稀油回摻用量，節(jié)約了開發(fā)成本，而且提高了站間接收稀油溫度，在一定程度上降低了管線凍堵風(fēng)險。

目前，油田已對洼5站、洼6站稀油干線及洼1站、洼2站稀油干線進行優(yōu)化合并，對洼8站、洼9站、洼17站干線安裝接力加熱爐，日降回摻稀油98.7t，節(jié)約成本7萬元。

3　結(jié)　論

1)通過建立套管摻稀井筒溫度分布數(shù)學(xué)模型，計算得出摻油井最佳摻油溫度應(yīng)控制在40℃以上，并根據(jù)Andrade方程得出各油井井底溫度，指導(dǎo)合理摻油。

2)實驗證明當(dāng)含水升高時油井采出液粘度不斷下降。通過繪制各油井粘度-含水關(guān)系曲線圖，根據(jù)不同含水變化對各井實施定量配摻。同時，綜合考慮油井出砂史，在保證攜砂能力的前提下盡可能降低摻油量。

3)油井摻油比不是越高越好，過多摻入稀油會造成浪費，但過低會影響原油入泵能力。通過降摻適應(yīng)性分析可以得到東三段油井合理摻油比為0.4～0.2。該方法可推廣至其他地層。

4)通過調(diào)整地面回摻稀油指標(biāo)、開展站間管線沖洗方案研究可在保證管輸平穩(wěn)運行基礎(chǔ)上降低管壁結(jié)蠟影響，避免過度摻入稀油。

5)通過利用單井管線溫降計算公式得出最小管輸流量為0.38t/d，以此作為該油田摻油最低預(yù)警值，指導(dǎo)大面積降摻。

6)利用能量守恒定律得到不同流量下稀油干線管輸溫降規(guī)律，以稀油結(jié)蠟溫度(35℃)作為臨界值，從而確定不同管線加熱爐安裝位置及所需加熱功率大小。根據(jù)實際情況，在現(xiàn)有工藝流程基礎(chǔ)上實施稀油干線優(yōu)化組合，可大幅降低回摻稀油量，實現(xiàn)效益最大化。

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Research on the development technology of reducing to blend light oil in Xiaowa heavy oil reservoir

LVZheng1,2

(1.JinmaOilfieldDevelopmentCompanyofLiaoheOilfield，Panjin124010，China;2.NortheastPetroleumUnilersity,Daging163318,China)

Atpresent，inthedevelopmentofheavyoilblock，inadditionexploitedbythermal，butalsowidelyusedinthetechnologyofblendinglightoil.Asthesituationofexplorationanddevelopmentisbecomingincreasinglyserious，thewellhasbeenagreatproblemofblendinglightoil.Withtheincreaseofblendingoil，blendingoilcostsremainhigh.Tobringunnecessarytroubleofproductionmanagement，atthesametime，theseriousinfluencetheoilfielddevelopmentandeconomicbenefits.ThispaperbaseonXiaoWaoilfield，andapplyingthemathematicalmodeloftemperaturedistributioninwellbore，andconsideringwaterandsandandotherinfluencefactorstosinglewellblendingoil，todeterminethereasonabletemperatureandtheamountofblendingoil.Amethodforreducingtheamountofoilback-blendingonthegroundinthedevelopmentofheavyoilblockisfoundbytheoreticalresearchandfieldtest.Inordertoguaranteethenormalproductionofoilfield，andefficiencyreducecost，andprovidereferencebasisontheclassworkforotheroilfield.

Xiaowaoilfield；heavyoil；reduceblendinglightoil；economicbenefit

2016-03-29

2013年中國石油遼河油田重點科技項目“稠油吞吐井增產(chǎn)增效技術(shù)研究與試驗”資助(編號：2013DIAN-03)

呂政(1988-)，男，2011年畢業(yè)于重慶科技學(xué)院石油工程專業(yè)，助理工程師，碩士研究生，現(xiàn)工作于遼河油田金馬油田開發(fā)公司，從事油氣生產(chǎn)與科研相關(guān)工作。E-mail：e1216_11@126.com。

TE345

A

1004-4051(2016)08-0156-05