楊爽

寰球工程項(xiàng)目管理（北京）有限公司

遼河油田超稠油區(qū)塊開(kāi)發(fā)方式為蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)時(shí)，集油流程采用導(dǎo)熱油三管伴熱工藝，能耗高、熱損大、站內(nèi)設(shè)施老化、工藝流程復(fù)雜[1]。隨著區(qū)塊不斷滾動(dòng)開(kāi)發(fā)，產(chǎn)出液的含水率逐年升高，已成為高含水區(qū)。為了降低地面系統(tǒng)整體能耗，優(yōu)簡(jiǎn)站場(chǎng)布局，需開(kāi)展單管集輸技術(shù)邊界研究，助力企業(yè)節(jié)能減排的同時(shí)，也是熱采油田超稠油集油工藝技術(shù)的重大突破。

1 熱采超稠油區(qū)塊生產(chǎn)的主要特點(diǎn)

1.1 單井生產(chǎn)周期趨勢(shì)

以 區(qū)塊單井2020 年2 月19 日～2020 年12 月19日為1個(gè)吞吐周期。開(kāi)發(fā)初期（2～6月份）日產(chǎn)液量43 m3/d，井口溫度112℃，含水率95%；開(kāi)發(fā)中期（7～10 月份）日產(chǎn)液量35 m3/d，井口溫度75 ℃，含水率70%；開(kāi)發(fā)末期（10～12 月份）產(chǎn)液量25 m3/d，井口溫度65 ℃。一個(gè)吞吐周期，單井產(chǎn)液量、井口溫度均呈大幅下降趨勢(shì)，不宜獨(dú)立采用單管集油工藝。

1.2 區(qū)塊整體生產(chǎn)特點(diǎn)

（1）總體布局及工藝流程。區(qū)塊為密集叢式井井場(chǎng)，井站距離在100～1 000 m之間。

總體布局采用采油井場(chǎng)→轉(zhuǎn)油站→聯(lián)合站的大二級(jí)布站。單井采用油氣分輸井口工藝，在采油井場(chǎng)通過(guò)手動(dòng)閥組/多路閥自動(dòng)選井+稱(chēng)重式計(jì)量器完成單井計(jì)量后，各井場(chǎng)產(chǎn)出液通過(guò)生產(chǎn)匯管（DN150）放射狀串接集輸至轉(zhuǎn)油站，在站內(nèi)完成緩沖、分離、增壓，各站場(chǎng)產(chǎn)出液通過(guò)集輸支干線(xiàn)枝狀串接輸至聯(lián)合站。

（2）生產(chǎn)參數(shù)。隨著近年來(lái)蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)及SAGD擴(kuò)大開(kāi)發(fā)，逐步形成地下溫場(chǎng)，產(chǎn)出液溫度上升后逐步趨于穩(wěn)定，含水率逐步上升。區(qū)塊平均溫度為81.3 ℃，綜合含水率81.5%，進(jìn)聯(lián)合站溫度75 ℃。區(qū)塊內(nèi)單井液量范圍主要集中在10～50 m3/d，占比83.4%，平均單井產(chǎn)出液22 m3/d；單井含水率范圍主要集中在50%～100%，占比92%，平均單井含水率73%；單井井口溫度范圍主要集中在60～100 ℃，占比90%，平均井口溫度77 ℃；采油井場(chǎng)液量范圍為10～350 m3/d，含水率范圍60%～100%，混合液溫度范圍60～110 ℃。

溫度升高有利于改善含水超稠油的流動(dòng)性，高含水率及流量因素可影響超稠油表觀黏度[2]，根據(jù)區(qū)塊的生產(chǎn)參數(shù)及工藝特點(diǎn)，停運(yùn)導(dǎo)熱油三管伴熱，開(kāi)展井站間單管集輸工藝的適應(yīng)性分析。

2 高含水超稠油單管集油邊界條件

單管集輸界限是運(yùn)行管理單管集油的限制條件，也是高含水超稠油單管集輸?shù)年P(guān)鍵技術(shù)[3]。針對(duì)典型區(qū)塊分析油井采出液的物理性質(zhì)和內(nèi)在關(guān)系[4]。

2.1 區(qū)塊不含水超稠油物性分析

區(qū)塊超稠油脫水脫氣后，50 ℃時(shí)原油黏度為85 180～226 300 mPa·s，流動(dòng)特征偏離牛頓黏性定律[5]。井口產(chǎn)出液的平均溫度為77 ℃，在60～90 ℃溫度范圍下對(duì)脫水超稠油的黏度進(jìn)行測(cè)量（表1），可見(jiàn)溫度對(duì)超稠油黏度影響很大，隨著溫度的升高，黏度大幅下降。

表1 不含水超稠油物性Tab.1 Physical properties of water-free super heavy oil

2.2 含水油單管集油技術(shù)界限分析

集油界限受溫度、含水率、流量、原油物性和管輸距離等多種條件的影響[6-10]。

2.2.1 溫度界限

對(duì)井1進(jìn)行含水油流變性分析，不同含水率超稠油黏溫值見(jiàn)表2。隨著溫度的升高，含水油表觀黏度降低。

表2 不同含水率超稠油黏溫值Tab.2 Viscosity-temperature values of super heavy oil with different water-cut

根據(jù)黏溫曲線(xiàn)（圖1）可以看出，50 ℃為非牛頓流體向牛頓流體過(guò)渡的轉(zhuǎn)相溫度。溫度在70 ℃以上時(shí)，含水超稠油黏度隨溫度變化基本平緩。

2.2.2 含水率界限

根據(jù)不同溫度下含水率對(duì)原油黏度的影響曲線(xiàn)（圖2）可以看出，含水率從30%至40%過(guò)程中原油黏度迅速上升，40%增至50%時(shí)原油黏度迅速下降，含水率40%為轉(zhuǎn)相點(diǎn)。50%至80%時(shí)原油黏度呈下降趨勢(shì)。含水率在80%以上時(shí)，含水超稠油黏度隨溫度變化基本平緩。

圖2 不同溫度下含水率對(duì)原油黏度的影響曲線(xiàn)Fig.2 Influence curve of water-cut on crude oil viscosity at different temperatures

溫度在70 ℃以上時(shí)，含水率高于70%后表觀黏度對(duì)含水率敏感性減弱。

2.2.3 流量界限

利用pipehase9.5軟件模擬得出在不同條件下流量對(duì)含水超稠油流動(dòng)特性影響結(jié)果。模擬條件以區(qū)塊的生產(chǎn)條件參數(shù)為依據(jù)，井場(chǎng)外輸管線(xiàn)管徑為DN150、液量為10～350 m3/d、井站距離為100～1 000 m。

以150 m3/d 液量為例，在等量等距的前提下，含水率越高越利于輸送，溫降、壓降趨勢(shì)曲線(xiàn)見(jiàn)圖3、圖4。

圖3 不同含水率工況下溫降趨勢(shì)Fig.3 Temperature drop trend under different water-cut conditions

圖4 不同含水率工況下壓降趨勢(shì)Fig.4 Pressure drop trend under different water-cut conditions

在含水率為低液量工況下（10～50 m3/d），熱力約束為主要因素（集油匯管終點(diǎn)溫度70 ℃，含水率60%條件下），管輸距離受溫度影響較大，溫降曲線(xiàn)見(jiàn)圖5。管輸溫降需小于10 ℃，當(dāng)液量在40～50 m3/d之間，可實(shí)現(xiàn)300 m以?xún)?nèi)的輸送；低于40 m3/d時(shí)溫降太大不利于輸送。

圖5 等距離下不同液量管輸溫降趨勢(shì)Fig.5 Temperature drop trend of pipeline transportation with different liquid volumes under equal distance

液量工況在100～350 m3/d 之間時(shí)，水力約束為主要因素（井口壓力不大于1.0 MPa，進(jìn)站壓力0.3 MPa，溫度70 ℃，含水率60%條件下），管輸距離受液量變化的影響較大。壓降曲線(xiàn)如圖6所示。當(dāng)流量在150～300 m3/d 時(shí)，可實(shí)現(xiàn)1 000 m 內(nèi)輸送；當(dāng)流量在300～350 m3/d時(shí)，可實(shí)現(xiàn)800 m內(nèi)輸送。

圖6 等距離下不同液量管輸壓降趨勢(shì)Fig.6 Pressure drop trend of pipeline transportation with different liquid volumes under equal distance

3 解決關(guān)鍵技術(shù)問(wèn)題

通過(guò)理論分析，開(kāi)展區(qū)塊單管集油工藝試驗(yàn)，停運(yùn)導(dǎo)熱油伴熱系統(tǒng)，在試驗(yàn)過(guò)程中出現(xiàn)由于開(kāi)發(fā)周期變化造成的產(chǎn)量波動(dòng)、死油段管線(xiàn)凝管、偏遠(yuǎn)井井口回壓升高等問(wèn)題，通過(guò)改造井場(chǎng)工藝流程，優(yōu)化集輸條件，解決了制約單管集油應(yīng)用的技術(shù)問(wèn)題。

3.1 油井停輸時(shí)出現(xiàn)原油粘壁現(xiàn)象

原油粘壁[11]造成管線(xiàn)截面積變小，壓降升高。程成等[12]認(rèn)為，當(dāng)含水率不變時(shí)，粘壁厚度隨溫度降低而增加，隨流量增大而減小；當(dāng)溫度不變時(shí)，粘壁厚度隨著含水率的降低而增加；當(dāng)流量不變時(shí)，粘壁厚度隨含水率增加而降低。

為降低原油粘壁造成的影響，盡量避免受到因油井檢修停產(chǎn)或開(kāi)發(fā)周期波動(dòng)導(dǎo)致生產(chǎn)參數(shù)變化帶來(lái)的壓降過(guò)大，增加集油環(huán)末端旁通流程，保障集輸管線(xiàn)內(nèi)液量滿(mǎn)足臨界輸送條件，是解決問(wèn)題的關(guān)鍵。

在叢式井場(chǎng)的最末端井增設(shè)關(guān)斷閥，井場(chǎng)計(jì)量管線(xiàn)上增設(shè)關(guān)斷閥，在井場(chǎng)外輸生產(chǎn)匯管最末端處增設(shè)旁通閥與計(jì)量管線(xiàn)聯(lián)通，當(dāng)某一口或多口井停產(chǎn)時(shí)，保證井場(chǎng)外輸匯管的死油段最短，各單井間集油管線(xiàn)增設(shè)旁通閥，實(shí)現(xiàn)井場(chǎng)內(nèi)小環(huán)集油。就近井場(chǎng)（200 m 以?xún)?nèi)）間外輸管線(xiàn)增加旁通閥，液量較低時(shí)合并集輸，保證集輸系統(tǒng)流量穩(wěn)定，溫降、壓降較小。

3.2 偏遠(yuǎn)井沿程溫降、壓降過(guò)大

周?chē)行┚畧?chǎng)由于距離分散，低產(chǎn)低含水井較多，單管不加熱集油導(dǎo)致井口回壓過(guò)高，降低產(chǎn)能[7，13]。采用高效點(diǎn)升溫、低耗線(xiàn)維溫的電加熱方式[4]，在井場(chǎng)設(shè)電加熱器，升溫至輸量區(qū)間的臨界溫度，冬季極寒天氣時(shí)設(shè)置電加熱帶維持該溫度，再與其他井場(chǎng)串接統(tǒng)一輸至站場(chǎng)，解決了偏遠(yuǎn)井由于沿程溫降、壓降過(guò)大不滿(mǎn)足單管集油工藝的問(wèn)題。

4 應(yīng)用效果

在區(qū)塊建立200 口井試驗(yàn)區(qū)，蒸汽吞吐+蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)區(qū)塊實(shí)現(xiàn)單管集油工藝，實(shí)施后停運(yùn)導(dǎo)熱油伴熱系統(tǒng)可節(jié)約天然氣598.8×104m3/a（折合標(biāo)煤7 967 t/a），新增耗電量778.3×104kWh/a（折合標(biāo)煤956 t/a），綜合節(jié)約能耗折合標(biāo)煤7 010 t/a，碳減排2.09×104t/a，集油噸液成本可由2.53 元/m3降至2.06 元/m3。本工程實(shí)施助力企業(yè)節(jié)能減排，降本增效的同時(shí)，也是熱采油田超稠油集油工藝技術(shù)的重大突破。

5 結(jié)束語(yǔ)

（1）經(jīng)過(guò)理論分析，集輸界限并不是“一刀切”得到的[14]。超稠油在高含水率、高溫、高液量條件下，可開(kāi)展單管集油。

（2）經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，開(kāi)展多種單管集油模式，形成井場(chǎng)內(nèi)環(huán)狀串接集油+井場(chǎng)間合并集輸工藝模式，偏遠(yuǎn)低產(chǎn)井通過(guò)電加熱方式改善集輸條件，最大程度降低能耗。

（3）為進(jìn)一步簡(jiǎn)化地面布局，控制運(yùn)行成本，將結(jié)合原油特性和生產(chǎn)參數(shù)繼續(xù)完善和探索更優(yōu)集油工藝，不斷擴(kuò)大單管集油工藝應(yīng)用規(guī)模。