稠油污水回掺降粘集输工艺-张振华

1、学报ACTA PETROLEI SIN特超稠油污水回掺降粘(石油勘探局试采公司 通过古城油0学报ACTA PETROLEI SIN特超稠油污水回掺降粘(石油勘探局试采公司 通过古城油0区特超稠油乳状液的室内试验分析 该种乳状液的实际相突变点为 68% ,当相H68% ,以 W / O型为主的乳状液突变为以 O / W 型为主的乳状液。乳状液变型, 原油与管道内壁之的摩擦以及原油之间的摩擦转变为水与管道内壁及水与水之间的摩擦 ,从而大幅度降低其粘度和摩阻损失; 通过对古城BQ 0区特超污水回掺降粘集输的现场试验, 证明与室内试验分析得出的结论相符合 ,说明区块单元污回掺不同于常规的掺热水 ,也不

2、同于掺联合站处理过的净化污水, 它优于单井掺稀油。最该工艺可有效地降低井站压 ,方便生产管理 ,降低开采成本 ,提高采油效率和经济效益, 具有低耗节能的优词 稠油 油田 污水 集输流程 降粘 试验 回压 前 稠油开采以特超稠油为主,在已投入开发的稠油油藏中,674%76. 1油藏埋深小于 500m ,油藏品位低,油藏温度条件下脱气原油粘度平均为 50000m Pa s。在 80年代末期开始进行稠油热采先导试验,在地面集输流程上,先后进行了单井掺稀油降粘试验、掺 (清)热水降粘试验、掺低压蒸汽降粘试验和掺联合站处理过的净化污水降粘试验。由于掺稀油管线本身易堵塞、能耗大及增加稠油联合站的污水处理总

3、量(规模)等原因,严重特超稠油的全面开发和经济效益的提高,为此,在 90年代初期 ,改造,污水就地回掺降粘集输工艺,降粘机理研究及试验2. 1 对于古城 BQ10区 W /O型特超稠油乳状液而言,有: 1)外相粘度; ( 2)相浓度; ( 温度4) 剂形成的界面膜性质。根据乳状液相浓度理1 ,相浓= (内相体/乳状液总体) 100% ,对 W /O型乳状液其降粘机理主要是,当增加内相水的比例使H超过变型点,7(理论变型点),乳状液类型发生突变,以 W /O型为主的乳状液突变为以 O /W 型为主的乳状液,使稠油与管道内壁的摩擦以及稠油间的摩擦转变为水与管壁及水与水之间的摩擦,从而使其粘度、摩阻

4、大幅度降低,表现为管线 (油井)回压大大降低2 。另一方面 ,污水回掺携带的热能可使乳状液温度升高,粘度降低,也表现为管线 (油井)2. 2 室内试验采用 ND J-1型粘度计、 HN S21-4型恒温器、试验量筒等仪器、油样采用古城 BQ10区东区南干线,水样采用古城油田 3# 集油站的特超稠油所脱出的污水,其试验结果见表 。由表试验数据 ,绘制5060时特超稠油乳状液的粘度与含水率关系曲线 ,直观表征古城 BQ10区* 张振, 9887月毕业于胜利石油学校。现石油勘探局试采公司采油工程师。通讯省唐河城郊473400石油学报1 古城 BQ10区污水回掺降粘试验表Table 1 The wat

5、er date of the reducing glutinosing with the pelluted he BQ10 Zone of GU CHENG ( oil field) .温 (粘M 0 6 石油学报1 古城 BQ10区污水回掺降粘试验表Table 1 The water date of the reducing glutinosing with the pelluted he BQ10 Zone of GU CHENG ( oil field) .温 (粘M 68% ,使其在机械剪切作用下,使含水稠油充分与所掺污水相混合,W /OO /W型为主的乳状液,特超稠油污从表 试验数据

6、可以看出 ,在污水回掺前井口回压比较高( 1. 2M Pa) ,现场实际情况是无法保证油井和集油干线的正常生产,污水回掺后井口回压 1. 0M Pa,保证了井站的正常生产,这与室内试验和理论分析相符2 古城 BQ10东区南干线参The correlative data of south main pipelines in east zone of BQ10 Zone of Gucheng ( oil field)Table 井号参数5 6 特超稠油污从表 试验数据可以看出 ,在污水回掺前井口回压比较高( 1. 2M Pa) ,现场实际情况是无法保证油井和集油干线的正常生产,污水回掺后井口回压

7、1. 0M Pa,保证了井站的正常生产,这与室内试验和理论分析相符2 古城 BQ10东区南干线参The correlative data of south main pipelines in east zone of BQ10 Zone of Gucheng ( oil field)Table 井号参数5 6 5 8 57 5 6 5 6 井口出油温度(污水回掺前井口回压MPa)污水回掺后井口回压MPa)单井支线规格 (注采合一 )20 8 40 20 70 80 77777井至集油站总长()集油干线(变径管集油干线长度( )OO3 O89* 4 4* 5污水回掺管线规污水回掺管线长60* (

8、)油井产液综合含水(% )污水回掺综合含水(% )污水回掺的技术31 油稠联合净化稠油外远距油集油计量单含水率 0 污图 3 污水回掺流Fig. Foul water back mixing 该流程适用于远距离、普通稠油常规开采,含伴生气的油田全密闭集输如古城油B123B124(3)井距 50 单井计量站稠净化稠油外中等距集油单0 5% 联合站5井距 50 线低压蒸汽伴污水回掺流Fig. Foul water back mixing 该流程适用于特超稠油热采、井站距离短、高含砂的稠油田如BQ10区(4)石油学报稠联合净化稠油外近距油大计量单0 污水回掺至井口或图 5 污水回掺流Fig. Fou

9、l water back 石油学报稠联合净化稠油外近距油大计量单0 污水回掺至井口或图 5 污水回掺流Fig. Foul water back mixing 该流程适用于近距离、井网密,联合站进行集中处理的热采稠油,井楼油田五区、七区等(图 5)32 污水回掺流程不同于掺(清)热水流程,它不会额外地增加集输主系统的总液量: 另一方面若掺()热水时,一般需从 20加热至 70 80 ,需要庞大的加热设施,投资大,能耗大,不经济,而污水回掺所得降粘介质污水的温度一般为 50 60 ,稍加热即可达到 70 80。且循环利用热能 ,重复降粘做功,形成良性33 污水回掺和掺联合站处理过的净化污水不同,两

10、者相比,为 55左右 ,比清水提高了 35 ,但所掺污水又循环返回到了联合站重复再处理,形成恶性循环,一方面增大了联合站的脱水及污水处理总量,增大热负荷,化学处理剂添加量增加,总数的增加而不断扩大,不经济; 另一方面,一般联合站至油井距离相对较长,相应长,投资增大,34 ( 1) 区块单就地回掺最简单的一种办法是进行矿场集油干线或计量站汇管掺入,少数极个别边井、低产井(日产液 2t)、特高回压井(一般回压 1. 5M Pa)采用井口掺入,降低回压,改善油井出油工况,减少管堵事故,提高油井时率和泵效。( 2) 如果把污水回掺至井下,则对油井出油工况更有利 ,可避免在低温期时或低产 (单井日产液2

11、t)含水( 30% )、高含蜡( 20% )油井的井筒上部形成高粘度“油塞” ,但由于业修井及管理较麻烦,除上述很特殊情况外 ,一般不宜掺入井下。稠油田解决这类凝难井的办法一般是 ,对热采稠油井进行吞吐周末期“热处理” ,对常采稠油井或冷采稠油井则定期进行井下热洗清蜡或于井筒内加入降粘剂较为实用和方便。35 由于污水回掺是在区块单携热能重复利用,进行二次做功,不会增加联合站的负担。另一方面 ,普遍严重出砂易使流量计损坏,检修更换频繁,如古城 Q10区在试验初期平均每月需更换或检修一次流量计。根据经验来看 ,较经济可靠、简单可行的办法是模拟集油干线回压和井排回站稠油温度,也就是说根据某计量站或某

12、条集油干线末端回压大小或回站稠油温度的高低模拟控制调节回掺污水量,即当回压高于规定值0. 8M Pa或回站稠50,适当调节增大回掺污水量; 反之,适当调小回掺污水量,然后,再通过模拟回掺污水量,在规定的参数范围之内控制回压、温度。36 基于乳状液理论变型点为 74% ,一般某一区块井排油综合含水大于 40% ,即可很容易地脱出部分污水行就地回掺降粘,使其回掺混合后的稠油乳状液的水相大于74% , (古城 BQ10区水相大于 68%即可)。从理特超稠油污上讲,当油井综合含水大于相突变点时可不进行回掺但对于热采稠油井,特别是发生大面积汽窜干扰而进行优化组合注汽的区块(如古城BQ10区块) 在同一周

13、期初期往往是高含水( 80% 99% 、高温度( 901),而在周期末期是低含水 特超稠油污上讲,当油井综合含水大于相突变点时可不进行回掺但对于热采稠油井,特别是发生大面积汽窜干扰而进行优化组合注汽的区块(如古城BQ10区块) 在同一周期初期往往是高含水( 80% 99% 、高温度( 901),而在周期末期是低含水 ( 50% )、低温度( 50 )。根据经验 ,当在高含水、高温期时也应回掺适量污水,以便“ 缓冲平衡”集油管线内原油温度,使之形成相对稳定的“ 热缓冲溶液” , 以减少热胀冷缩的“ 频率幅” ,从而减少应力穿孔的次数,延,降低维修成本,当然操作参数的优化还应根据油田的实际情况,包

14、括地理特征、原油特性、开发阶段等具体情况而定,古城油BQ 10区在热采吞吐第一周期开始(除掺稀油试7d以)至今(第十二周期以上)采取全年污水回掺 冬季回掺污水量大于夏季,自吞吐第八周期以后区块综合含水大于 68% 时 ,采取冬季回掺污水,夏季少掺,夏季个别干线不掺,也能保证井站的正常生产。对于古城油田 B123区、 B124区的普通常采稠油 ,则必须采取全年污水回掺,对于井口回压 1. 5M Pa 油井回掺至井口,对于井口回压 1. 5M Pa 的油井只把污水回掺至计量站汇管,经济效益古城、井楼油田试验、推广应用的实际情况为例,现场推广应用 15条干线、19座计量站共所属328( 1) 若古城

15、、井楼油田各井站全部掺稀油,要保证各掺稀油干线和支线都在安全输量下运行油量为 2850t,年需掺稀油量 10 t,约占稀油油田年产量的 3 /5,改为污水回掺后 ,节约基建和转输费2) 1.5MPa因油井管线堵塞而造成的躺井明显减少, , ,(3) 污水回掺后,井口回压下降了 0. 1. 0M Pa,井口盘根盒因回压高于 1. 5M Pa而发生蹩漏蹩刺污染农田的现象大幅度减少,年节约环保及用 35万元( 4) 污水回掺与全部掺轻质稀油相比 ,油品的蒸发损耗减少,经测试年减少轻组分损耗 1350t,价值 135. 万元( 5) 区块单元污水回掺与常规的掺(清)热水相比,一般按清水温度 20、脱出

16、污水温度 55、掺水温度105( 6) 区块单元污水回掺与掺联合站经脱水加药和污水加药处理过的净化污水相比较,52 10t,结论及1. 污水就地回掺降粘集输工艺是 90用的,它不同于单纯地掺 (清 )热水,也不同于掺联合站处理过的净化污水,优越于单井掺稀油,具有低耗节能 减少投资规模、降低生产成本的优点2. 如果某稠油田原设计为单井或计量站掺轻质稀油流程,目前因受稀油资源、生产成本和不便于生产管理等条件的制约,可充分利用原掺稀靠,便于管、将设备改造为区块单元污水回掺流程,改造后的流程操作简便,运行可该流程特别适合应用在低品位、高粘度、开采成本高的特超稠油田,具有明显的经区块单污水回掺既不增加联

17、合站的处理总量,又可降低井口和干线回压 ,减少油井管堵事故,提油井综合采油时率和泵效,石油学报5. 井口回压降低后,可明显减少井口盘根盒的“跑、冒、滴、漏”现象的发生,有利于环境保护,减少环境染. 7. 1.5MPa古城 石油学报5. 井口回压降低后,可明显减少井口盘根盒的“跑、冒、滴、漏”现象的发生,有利于环境保护,减少环境染. 7. 1.5MPa古城 BQ 10区块 年多的污水回掺生产实践来看 ,在不加任何防垢剂的情况下,不存在管道- 结垢现象,从理论上讲高含钙油田,当油田水中 mol,可能不宜采用此种降粘流程= 0. 15mol, Ca沉淀条件是CO3 3.38. 的条件下, 致谢 本文

18、承程师的指导 ,天然总公司开发生产局副总工程师黄新生、石油规划设计总、吴音高参 考 文 初等 油气集输 东营 石油大学, 2345张振华等 稠油污水回掺降粘集输工艺的试验研石油 , 995( 石油工,严大凡家寺稠油流变性研究加稠集, 张振华 古城 BQ 0区块稠油降粘集输工艺气田地面工程, 995( 安莲英等钙油田水地面流程防垢工艺研究气田地面工程, 995( 编辑 张君娥(本文收到日期 997 02 松辽盆地油气勘探获得新成果天然气总公司勘探局今年一季度的勘探动态消息 ,松辽盆地北部英台地区、徐家围子断陷和南部据岭老区油气勘探获得新的发现和进展。齐家 古龙凹陷英台鼻状构造英 32井图油层16

19、76 1678. 2m ,11. 3t /d的工业油流,该构造3335井也分别见到良好的油气显示。初步表明英台鼻状构造有600km2 , 是一新的有利勘探徐家围子断陷昌德东气藏控制含气面积外的芳深 8压裂5. 8万 m3d天然气扩大了昌德气藏含气积长岭凹陷红岗阶地上的大 43. 44井 ,分别在青一段和姚一段3. 6t/d2. 2t /d的工业油流东南隆井 重新试油遇井喷 ,在侏罗系喷出轻质油 10m3、天然气若干 m3 (未计量 )。该区侏罗系获轻原油具有重要意义 ,老区勘探取得新的进(本刊编辑部 第 3报9This systems. It r presents a decoition it

20、erative calculation method for hydrodynamic calculation of large scale water injectiothe key technology for raising efficiency of water injection system and accurate implement of waterflood pro第 3报9This systems. It r presents a decoition iterative calculation method for hydrodynamic calculation of l

21、arge scale water injectiothe key technology for raising efficiency of water injection system and accurate implement of waterflood proThe two problems are important for production and development of high water cut oilfields. Decoing a water injection syo subsystems according to“revalleys”which is a n

22、ew concept given by authors can ensure convergence of thetive calculation method above. This r also presents an universal ling and calculation method for water injection works,it simplize the ling calculatiing and programming. This method is programmed in a software package,and the age is app he lar

23、ge scale water injection system in Daqing Oil Key water hydraulic calculatio prredistributioenergy conservatiocorogVISCOSITY REDUCTION ATHERING AND TRANSFERRING EXTRA HEAVY CRUDE VIA RE INJECTINPRODUCEDW ATER ACTA 1998,19(Zhang Zhenhua et al. ( Henan Petroleum Exploration Laboratoryexperiments have

24、been conducted on s of extra heavy crude from block BQ10 in Gucheng oilfield. It wt the phase inv e o f the was about 68% , i. e. , w hen w ate r frac tion 68% , the fo wcha ng e fro m W /O to O /W. hase inv , frictio n n cr ude and pipe w all and ernal friction of crude wcha ng e t n wa ter and pip

25、e w all, and n wa ter s. As a result, viscosity and f riction loss ca n be reduced gre o the gathering system of the same cell confirmed the laboratory Field tests by reinjecting the produced water Thisre injection differs from bo th conv entional hot w ater injectio n and treated produced w ater in

26、jection. over injection of light oil. Application of this easily operated tech nique may efficiently reduce the back re of wells,cut prduction cost,improve production efficiency and economic Key words heavy cwaste wagathering viscosity reducback prASTUDYOF CONTACT FOON HELICAL BUCKLED TUBING IN WA 1998, 19(Zhang Yonghong et al. (Daqing Petroleum InstituteThe tubing string is forced by various loads during the production period of the well. An axially loaded tubing string helicaliy and vere cawall