超稠油集输技术的新发展

超稠油集输技术的新发展

辽河油田的一条很难开发的油区，有84个仓库。该油区稠油地质储量丰富,含油面积约6.2km2,但原油物性较为特殊,油品粘度极大而且胶质及沥青质含量很高,属于特稠油或超稠油范畴。按照油田总体开发部署,作为超稠油生产开发的先导试验,先期投入开发含油面积0.5km2,共布置48个钻井平台,176口生产井,预计建设超稠油生产能力50×104t/a。该区块原油物性见表1。面对此种胶质及沥青质含量较高、粘度极大的超稠油,要使采出稠油保持适应的温度,使其在集输和储运过程中具有良好的流动性,保证油气生产的顺利进行,就需寻求一种经济可靠、高效节能的伴热工艺技术。1.超稠油集输伴热工艺技术辽河油田稠油集输伴热工艺,主要采用如下几种方式:①井口加热法;②掺稀油输送法;③蒸汽伴热法;④电伴热法。这些稠油集输伴热工艺技术中的每一种对于曙一区杜84块的超稠油开发都有一定的条件限制。在广泛调研及资料检索的基础上,提出了采用热媒技术,对超稠油进行加热伴热,以达到超稠油集输的目的。2.原油加热系统与热媒伴热的比较热媒加热工艺系统包括热媒介质、热媒加热炉、热媒储存容器。热媒与被加热介质的换热装置及相配套的管阀、机泵、控制仪表等。热媒加热技术主要用于重油加热或长输管道的原油加热,目前现有的大型长距离输油管道的加热站和热泵站的原油加热系统大都采用了此项技术。热媒加热炉及控制系统已由过去的成套引进变成了全部国产化。但是将此项技术应用于油田开发生产,尤其是用于超稠油的集输,目前在国内外油田开发中还没有先例,在技术上有—定的难度。对于超稠油集输的伴热而言,如何确定采用热媒伴热技术或电伴热,关键在于哪项技术更适合,哪项工艺经济上更可行。两者从技术本身有着共同之处,同时又存在着差异。综合两种伴热技术的差异,结合有关工程因素,从几方面对其进行简单的定性及量化打分,对比结果见表2。通过将以上各种因素定性与量化的比较不难看出,两种伴热技术用于超稠油集输,从量化得分上看,热媒技术稍优于电热技术,因此最终确定采用热媒伴热技术用于杜84块超稠油先导试验区的油气集输。3.热媒技术适用于超级厚油的固存和热泵的输送3.1集输集输工艺曙一区杜84块的超稠油,原油粘度极大,对于一般的稠油集输操作温度(75~85℃)不可能实现管道输送。因此,超稠油的集输是以钻井采油平台为单元,采用井群平台生产,高架油罐计量储运,汽车拉油外运的方式。即超稠油从井口采出后进入高架计量油罐进行单井计量,其余的采出液进入生产油罐,待装车外运。过程所需的热能全部从热媒供给站供给的高温热媒中获得,对计量及生产油罐中的超稠油进行加热,对地面采油井口及管线进行伴热,换热后,低温热媒返回热媒供给站,重新加热,循环使用。3.2热媒循环量超稠油装车温度:90~95℃高温热媒供给温度:120~140℃低温热媒返回温度:100~120℃热媒系统操作压力:≤1.0MPa每一平台热媒循环量:10~15m3/h3.3热媒伴热技术热媒伴热技术应用超稠油从1996年12月开始进行实施性试验研究,于1997年2月应用于杜84块地面工程设计,第一个热媒集中供给站于1997年8月正式投产运行,热媒供给系统投产一次成功,外供热媒温度140~150℃,系统返回热媒温度110~120℃,使粘度极高的超稠油被举升到地面后,经热媒伴热或加热后具有了较好的流动性,原油装车外运得以顺利进行。在1997年冬季生产中,当气温达到-20~-25℃的最不利生产条件下,超稠油油井生产及拉运依然正常。事实证明,超稠油集输生产采用热媒伴热工艺技术不仅为超稠油开发生产提供了技术保障,而且也降低了超稠油开发的生产成本,达到了节能降耗的目的。经测算,整个先导试验区全部采用热媒伴热技术,仅从能耗及能耗费用上就可节省大量的投资。热媒技术与电热技术能耗及费用对比见表3。从表3的对比可以看出,采用热媒伴热技术总能耗为37196.7kg/d标准煤,总能耗费用为27827.4元/d,比采用电伴热技术每天少耗能14077.4kg标准煤,节省能耗费用34323元/d。相当于每口井每天节省费用195元,如果整个试验区开井率为80%,全年累计节省能耗费用1002.15万元,经济效益十分可观。4.热媒伴热技术超稠油应用热媒技术进行伴热,经过试验区的生产实践已经证实方案选取正确,达到了预期的效果。(1)热媒伴热技术应用于超稠油油田开发的地面集输工艺技术可行,为稠油油田开发又开拓了一个