兰州地区原油物性、流变性对周期掺水的影响

兰州地区原油物性、流变性对周期掺水的影响

1单管环形集油单管井大庆市敖沟油田有1个加油站和6个阀组，65口井由管辖权组成，采用单管环形集油区法。全油田综合含水率89%,转油站掺水温度65℃,回油温度27.4℃,阀组间平均掺水温度61℃,回油温度28℃。2循环水处理的影响因素2.1原油物理对循环中的水相结合的影响油田的原油黏度低,凝固点低,含蜡、含胶量低(表1),所以原油物性有利于周期掺水的开展。2.2不同含水率的原油流变特性原油温度在32℃、34℃时转相的含水率为50%,原油温度在36℃、38℃、40℃时转相的含水率为40%。含水率由40%升高到50%的过程中,32℃、34℃的原油黏度随着含水率的升高而升高,36℃以上的原油黏度随温度的升高而降低。不同温度的原油含水率超过50%时黏度均下降,当含水达到70%时,黏度都在很低范围内。从油田原油流变特性曲线(图1)可以看出,在相同温度和相同剪切速率下,含水率增加,表观黏度降低。从原油黏度随含水率的变化和流变性可知,原油含水率越高其黏度越低,当含水率大于70%时,有利于周期掺水。2.3不同水水温度下的采出压力随着油田含水逐渐上升,采出液在集油管道内沿程损失减小。当含水一定时,井口原油温度随产液量增加而升高,原油的黏度减小;井口原油温度随产液量减少而下降,原油的黏度增大。所以产液量高的集油环有利于周期掺水。3现场试验效果分析3.1确定混合油环的循环大庆敖古拉油田共有阀组间6座,掺水集油环14个。选取6#阀组间1、2、3、4环为周期掺水集油环,见表2。3.2试验结果及方差分析在进行周期掺水试验时以集油环回压变化作为判断标准,来确定掺水周期。根据油田的实际生产规律和管理经验,规定停掺水前后集油环回油压差不得超过0.2MPa,对于个别回油压力高的集油环回油压力不得超过0.5MPa。当回油压差或回油压力高于界限值时开始恢复掺水,掺水24h后停掺,最后确定出该集油环的掺水周期。6#阀组间1环综合含水77%,回油压力0.35MPa。停掺水后回油温度在18～19℃,停掺水22d时回油压力保持在0.35MPa左右,22d后回油压力逐步上升,在停掺水30d时回油压力上升至0.56MPa,回油压差超过0.2MPa,开始恢复掺水,24h后停掺。最后确定6#阀组间1环掺水周期为停掺水30d,见图2。6#阀组间2环综合含水79%,回油压力0.33MPa。停掺水后回油温度在17～19℃,停掺水22d时回油压力保持在0.35MPa左右,停掺水24d后回油压力逐步上升,在停掺水30d时回油压力上升至0.58MPa,回油压差超过0.2MPa,开始恢复掺水,24h后停掺。最后确定6#阀组间2环掺水周期为停掺水30d,见图3。6#阀组间3环综合含水89%,回油压力0.45MPa。停掺水后回油温度在16～17℃,停掺水80d时回油压力保持在0.48MPa左右,80d后回油压力逐步上升,在停掺水90d时回油压力上升至0.53MPa,回油压力超过0.5MPa,开始恢复掺水。最后确定6#阀组间3环掺水周期为停掺水90d,见图4。6#阀组间4环综合含水91%,回油压力0.35MPa。停掺水后回油温度在19～21℃,停掺水72d时回油压力保持在0.35MPa左右,72d后回油压力逐步上升,在停掺水90d时回油压力上升至0.56MPa,回油压差超过0.2MPa,开始恢复掺水。最后确定6#阀组间4环掺水周期为停掺水90d,见图5。试验前后对比,敖一转油站掺水温度由65℃降低到62℃,回油温度由45℃降低到30℃,日掺水量由1895m3下降到1131m3,日掺水量下降了764m3;掺水泵日耗电由1957kWh下降到1148kWh,日节约用电809kWh,平均日耗气由4031m3下降到3081m3,日节约用气950m3。平均每天创造经济效益1304.5元,低温集油经济效益非常可观,极具推广价值。4进行周期掺水的原因周期掺水时最低集油温度较凝固点低了12℃,但仍可平稳输送,其原因是在高含水状态下,在管内流动过程中形成了水包油型液体,原油与管壁接触机会变少,水流的剪切力足以使少量附着在管壁上的原油脱落。含水率高是周期掺水的关键因素。大庆杏西、新站、敖古拉油田综合含水率都在70%以上,含蜡、含胶量少,有利于开展周期掺水,见表3。大庆龙虎泡与敖古拉油田大部分集油环含水率已达到80%以上,2009年6—8月对两个油田的30个集油环实施不加热集输,2010年对这两个油田延长不加热集输时间,在4、5月份及9、10月份实施周期掺水;杏西和新站油田在5—10月实施周期掺水。全油田周期掺水可节电42.5×104kWh,节气100×104m3。5集油环掺水周期1)低产油田具有周期掺水的可行性。含水率在70%～