熊小琴 辜新軍 傅曉寧

1新疆油田公司工程技術(shù)研究院2新疆油田公司開發(fā)公司

稠油單井摻水集輸節(jié)能技術(shù)

熊小琴1辜新軍2傅曉寧1

1新疆油田公司工程技術(shù)研究院2新疆油田公司開發(fā)公司

新疆油田稠油集輸主要采用兩級半布站流程。采用環(huán)道實(shí)驗(yàn)裝置，測試油水混合液的流變特性，通過油水混合液黏度隨含水率的變化，確定油品的反相點(diǎn)。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，某區(qū)塊原油反相點(diǎn)明顯，單井摻水溫度不低于55℃。某區(qū)塊315口井應(yīng)用單井集輸摻熱水節(jié)能技術(shù)改造后，每年可節(jié)約天然氣467.73×104m3，節(jié)水8.1×104m3，節(jié)電26.84×104kW·h，CO2減排量1.05×104t，折合節(jié)約費(fèi)用504.6萬元。

單井；摻水集輸；黏度；伴熱；汽改水；節(jié)能

1 集輸現(xiàn)狀及存在的問題

新疆油田稠油集輸主要采用兩級半布站流程，即采油井→多通閥集油配汽計(jì)量管匯站→接轉(zhuǎn)站→處理站。單井集輸采用減壓蒸汽管線井口摻蒸汽伴熱工藝，蒸汽伴熱主要存在以下問題：一是能耗高。由于伴熱的蒸汽無法計(jì)量，摻汽量人為控制，不能做到按需供給，造成井口蒸汽大量放空。二是高品位能源低用，浪費(fèi)較大。根據(jù)計(jì)算，高質(zhì)能蒸汽（8～15MPa、295～350℃、75%～80%干度）減壓成低質(zhì)能蒸汽（0.8～1.0MPa、170～180℃）作單井伴熱，其做功能力損失約(熵增）為187.3 kJ/kg。經(jīng)論證評價(jià)，單井集輸汽改水在技術(shù)上、經(jīng)濟(jì)上均是可行的。

2 摻水集輸室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

采用流變學(xué)測試技術(shù)、影像分析技術(shù)與環(huán)道模擬技術(shù)相結(jié)合的實(shí)驗(yàn)研究方法，測試分析了某區(qū)塊兩種油樣的反相點(diǎn)和乳化程度，確定最佳摻水量和摻水溫度。

2.1 流變特性

采用環(huán)道實(shí)驗(yàn)裝置，測試油水混合液的流變特性，通過油水混合液黏度隨含水率的變化，確定油品的反相點(diǎn)。

兩種油樣稠油油水混合液的表觀黏度隨含水率的變化規(guī)律非常相似。對于含水率50%及以上的油水混合液，其管流黏度對溫度不敏感，黏度均在100mPa·s左右；對于含水率低于50%的油水混合液，其黏度對溫度較敏感，升溫降黏效果顯著。油樣1在含水率為40%時(shí)黏度最高，油洋2含水率45%時(shí)黏度最高。當(dāng)其采用摻水集輸時(shí)，含水率應(yīng)大于50%。

2.2 宏觀特性

從環(huán)道測試后乳狀液的宏觀圖可以看出，兩種油樣隨含水率變化的宏觀特性規(guī)律相同。含水率小于55%的油水樣，難以觀察到游離水及油水分層現(xiàn)象。這表明，雖然已反相，但可能仍然存在大量的W/O型乳狀液，輸送過程中難以在管壁形成連續(xù)的水膜層。當(dāng)含水率達(dá)到55%時(shí)，兩種油樣均可看見明顯的油水分層，這說明此時(shí)混合液中水為連續(xù)相，在輸送過程中，管壁形成連續(xù)的水膜層，減小輸送阻力。

2.3 微觀特性

為進(jìn)一步證實(shí)該區(qū)塊的油水反相過程，采用XP—300C影像分析儀及時(shí)拍攝環(huán)道試驗(yàn)結(jié)束后油水乳狀液的微觀圖像，如圖1所示。

圖1不同含水率乳狀液微觀圖像

圖1 中黑色表示油相，白色為水相。從圖1可看出，不同溫度下油樣1、油樣2乳狀液中水滴的變化規(guī)律非常相似。在含水率45%時(shí)，乳狀液開始反相，但水滴較小，分散在油相中，大部分仍然是W/O型乳狀液；在含水率50%～55%時(shí)，液滴開始聚集成大水珠，并將更多的油相包裹其中，但連續(xù)相仍然是油相，形成O/W/O型乳狀液；當(dāng)含水率達(dá)到60%時(shí)，水滴大量聚集，油相分散在水相中，形成W/O/W乳狀液，此時(shí)水為連續(xù)相，輸送過程中在管壁形成連續(xù)的水膜層，減小輸送阻力。

2.4 低溫特性

由于溫度較低時(shí)，稠油可能會(huì)黏附于管壁上，而縮小管道流通面積，增大流動(dòng)阻力，因此采用低溫水流模擬裝置，實(shí)驗(yàn)研究了不同水溫（40～60℃）對乳化油的攜帶能力，以確定最佳的摻水溫度。

從實(shí)驗(yàn)過程發(fā)現(xiàn)，隨著溫度升高，熱水從管路乳化油段塞或黏附油中攜帶出的油滴增多，而且油滴從較為分散的狀態(tài)變得較為集中，油滴變得更大。40～50℃的低溫下水流攜帶出的油滴分散，粒徑??；溫度達(dá)到55℃時(shí)，攜帶出的油滴集中，粒徑增大；溫度達(dá)到60℃時(shí)，攜帶出的油滴最集中，粒徑最大。因此，該區(qū)塊稠油摻水集輸?shù)絾尉畵剿疁囟葢?yīng)至少達(dá)到55℃。

2.5 研究結(jié)論

（1）該區(qū)塊原油反相點(diǎn)明顯，可采用摻水集輸工藝。

（2）不同溫度下，該區(qū)塊原油反相點(diǎn)均為40%～45%，單井摻水輸送最佳含水率為60%。

（3）單井摻水溫度不低于55℃。

3 摻水集輸方案

計(jì)劃實(shí)施該區(qū)塊315口井的單井集輸汽改水。采用集中摻水、管匯點(diǎn)配水、水量自動(dòng)計(jì)量工藝。

3.1 主要工程量

需2臺(tái)摻水泵（Q=60m3/h、H=160m、N= 37kW），1用1備。配水橇34座。d=114mm×4mm摻水干線4.5km，D76×4摻水支線1.7km，至單個(gè)平臺(tái)的d=60mm×3.5mm摻水支線5.4km。新建的摻水干、支線均采用聚氨酯泡沫塑料保溫，厚度30mm，埋地敷設(shè)。工程總投資約1273.03萬元。

3.2 改造后對原油處理工藝的影響

（1）溫度的變化。315口井改造完成后，摻水進(jìn)處理站溫度約70℃，井區(qū)其余未摻水單井來液進(jìn)站溫度按90℃計(jì)算，進(jìn)站后的混合液溫度約為83.3℃。該溫度下，一段無需摻蒸汽加熱，二段需摻蒸汽升溫至90℃，摻入蒸汽壓力0.4MPa，根據(jù)蒸汽的熱焓值，估算年耗蒸汽量為0.63×104t。315口井改造后，與其他未改造單井來液混合后一段脫出的70%污水溫度為83.3℃，二段污水溫度為90℃，混合以后的污水溫度為85.31℃，可以滿足摻水溫度的要求。

（2）液量的變化影響。摻水后，增加了一段處理液量約1200m3/d，按一段加劑濃度150mg/L計(jì)算，增加破乳劑用量0.18t/d，年增加藥劑費(fèi)用98.55萬元。

4 節(jié)能效果測算

節(jié)能效果測算依據(jù)：天然氣折標(biāo)準(zhǔn)煤系數(shù)為1.33kg/m3；折減排CO2系數(shù)為2.1862kg/m3；電能折標(biāo)煤系數(shù)0.334kg/kW·h，折減排CO2系數(shù)為1.09kg/kW·h。節(jié)能技改前、后能耗對照見表1。

表1 節(jié)能技改前、后能耗對照

5 經(jīng)濟(jì)效益評價(jià)

通過實(shí)施單井摻水集輸技術(shù)，可減少天然氣和新鮮水的自用消耗量，原油處理一段破乳劑的用量稍有增加，總成本支出降低。增量費(fèi)用見表2，投資效益分析見表3。

表2 增量費(fèi)用

表3 投資效益分析

6 結(jié)論

（1）315口井應(yīng)用單井集輸摻水節(jié)能技術(shù)后，每年可節(jié)約天然氣467.73×104m3，節(jié)水8.1×104m3，節(jié)電26.84×104kW·h，CO2減排量1.05×104t，折合節(jié)約費(fèi)用504.6萬元，節(jié)能效益良好。

（2）在生產(chǎn)過程中，應(yīng)加強(qiáng)現(xiàn)場摻水管理，根據(jù)單井的含水變化及時(shí)調(diào)整摻水量，做到準(zhǔn)確摻水；同時(shí)密切注意處理站的參數(shù)變化，消除溫度、液面變化對原油處理的影響，確保處理站正常生產(chǎn)。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.4.010