蒸汽伴热管线改掺水流程有关参数的核算.pdf

第33卷第12期(2014.12)〈试验研究
蒸汽伴热管线改掺水流程有关参数的核算
李岩芳承德石油高等专科学校
摘要:某稠油区块采用注蒸汽吞吐开采方式,结合目前稠油集输掺水流程与伴热流程的应
用情况,从流程上进行改造,并改变低压伴热的供热热源。改造后的耗能指标:低压供热系统
单位蒸汽耗煤量为1555kg/t,单位蒸汽耗电量为19.32kW?h/t,单位蒸汽耗水量为1.04m/t。
采用掺水降黏集输流猩、掺水降黏集油流程,预计平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程
降低0O.1~0.3MPa,减少热耗50%~60%,节能效果较明显。
关键词:蒸汽伴热管线;掺水于线;参数核算;方法;掺水量;规范
doi:10.3969j.issn.1006-6896.2014.12.009
某油田BQ10区于20世纪80年代末、90年代果较好,掺水降黏集油流程平均井口回压比注采合
初投入开发,采用注蒸汽吞吐开采方式。近年对该一蒸汽伴热集油流程降低0.1~0.3MPa,同时减少
区块3集油注汽站、计量站和所有生产油井的低压热耗50%~60%
伴热系统进行了改造。该区块已建设1座3集油
站,9座计量配汽站,稠油正常开采总油井数为
利用蒸汽伴热管线直接改掺水流程
140口。配套系统包括燃油罐1座及供油泵,供水
该稠油区块结合目前碉油集输掺水流程与伴热
罐1座及供水泵、管道等。
流程的应用情况,从流程上进行改造,并改变低压
稠油单井集输流程目前国内主要有注采合一蒸伴热的供热热源。掺水降黏集输流程的改造是近年
汽伴热集输流程、摻水降黏集输流程、掺稀油降黏实施的方案之一。掺水降黏集输流程有注采合一-掺
等方式。该稠油区块近乍进行单井掺水降黏工业试水降黏集输流程和注采分开掺水降黏集输流程两
验取得了较好效果,部分加密井采用单井掺水降黏种。实施的具体方案是:利用蒸汽伴热管线直接改
集输流程,进一步证明了掺水降黏集输方式节能效掺水流程。工艺流程如图1所示ン~
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BT-1处理后的稠油脱水性能不但没有受到抑制,到95%,浓度继续增加降黏率增幅不大,推荐降黏
反而使得稠油的脱水性能更好,降黏剂BB-1和破剂使用浓度为0.3%。
乳剂BT-1具有很好的配伍性和协同性。
(2)体系中含水率在30%以上时,降黏效果较
2现场应用
好,降黏率可达93.7%;温度30℃时,降黏率达
010年8~12月在东部某油出2-45井进行了
98.2%,当温度继续升高时,降黏率路有下降。
化学吞吐降黏施工作业,施工期间将反挤解堵液
(3)降黏剂BB-1和破乳剂BIー1具有很好的
25m、降黏剂溶液1410m和105m地热水作顶替配伍性,处理后的稠油脱水量可大幅提高。
液。从注入压力判断,当液体进入油层时,施工压
(4)现场应用使得产出原油的黏度显著下降,
力升高,最高可达14.2MPa,表明近井地带油层受原油黏度由2300mPa?s下降到300~590mPa?so
到污染。
参考文献
在试验期间,对现场生产参数进行了监测,该井り季艳秋、原油乳化降剂对界出液脱水的影响油气田地面
出原油的黏度显著下降,原油黏度由2300mPa?s
工程,2009,28(5):45-46.
空白脱气原油)下降到300~590mPa?s
黏效果显著。目前该井增产幅度是试
加四张太亮,龚科,网,等,商效溶性两剂CY的性能
评价.钻采工艺,2007,30(2):115-116.
的黄有桌,財小明,杭国敏,等.高稠原油水基降黏剂GCN-01
145%,且动液面测试数据显示地层供液充足,有的研制J.油气田地面工程,200.,21(5)18-19.
效期仍在延续。
4王涛,王文明,刘吉武,等.孤岛稠油乳化降黏剂FH-02应用
性能研究].油田化学,2005,22(3):227-229.
结论
(1)BB-1降黏剂浓度达到0.3%时,降黏率达
(栏目主持杨军
油气地二程(http://www.yatdmgc.com)
第33卷第12期(2014.12)《试验研究〉
注采合一·管线
讨蛩配
橥犏线
井
集油站
外输十线
汽站
原伴热管改掺水管
疹水管线
图1蔡汽伴热管直接改摻水流程示意框图
2参数的核算方法
压降为0.21、0.37MPa;现有单井注采合一集油管
线500m压降为0.27MPa,600m压降为0.35MPa。
(1)摻水量的确定。稠油掺水降原理是通过井口回压1141.23MPa,最远站掺水干线压力
掺水,提高原油含水率、改变流态,使其成为水包053MPa,掺水系统摻水压力约需205-215MPa,
油型,降低原油貓度,减少阻力,从而降低油井井目前掺水系统不能满足要求。
口回压。单井掺水量主要根据原油含水、出油温度
(4)集油站沉砂脱掺水系统有关参数的核算。
及油井产液量等综合考虑。从稠油管道环道试验及集油站沉砂脱摻水系统有2座200m2立式罐,1座
井楼油田七区南部掺水生产情况可知,稠油含水大脱摻水、1座用于原油缓冲,两座罐在流程上可互
于80%时,黏度大幅度降低。因此,为降低油井为备用。考虑罐内蒸汽盘管,罐底部积砂及上部空
井口回压,生产中使稠油平均含水大于85%,单间等,油罐利用系数075,1座脱掺水罐有效容积
井平均产油量1.7~1.8d,单井摻水量为7-10d。为150m。根据BQ10区2007~2011年产液量预
BQ10区辖井140口,总接水量约100140m/do。测:集油站最大处理油量3.76X×10ta;处理产出
(2)对计量站至集油站集输和掺水干线有关参液量365×10t:掺水量为10001400t
数进行核算。BQ10区辖9座计量站,各站掺水量(42.5-60mh),考虑稠油波动系数为1.2-1.5,取
按所辖油井140口计算,总摻水量约1400d。目1.4.处理液量为119-143.5mh。经计算,脱水时
前,5座计量站有掺水干线,4座(6°、10°、1
间为1.26~1.04h,考虑稠油脱掺水脱出的是游离
13)没有掺水干线。根据计量站分布情况、计量水,一般30~40min沉降时间基本可以脱出掺水。
站所辖油井及产油与产液情况,16“计量站距集油因此,脱水罐基本满足要求。脱出掺水后缓冲液量
最远,辖井16口,对站外集输与掺水干线有关参
为60mh,沉砂缓冲时间为2.5h,不能作事故
数进行核算。从参数核算结果可知,计量站干线压罐,作事故罐需要储存424h。按油气集输规范,
力为0.6MPa,井口回压为1.14~1.23MPa,掺水集油站可以不设事故罐,因此,集油站现有沉砂脱
干线压降为0.53MPa。由此可知,改摻水后单井回掺水系统基本能够满足要求。清砂周期一般半年一
压在允许的范围内,集输干线能够满足要求。
次,一次清罐时间10d,清砂作业时脱掺水、沉秒
(3)单井集油及掺水管线有关参数的校核。目
1座罐运行,此时,上部出油下部出掺水,掺水
前BQ10区单井伴热管为の22mm×3mm,利用单井
沉砂只有原来的一半时间(38~31min),基本满足
伴热管线改单井掺水管线,掺水管线和单井集油管
脱掺水和进泵缓冲时间要求。
线(076mmx7mm)工艺计算结果见表1。由计
算结果看出:单井伴热管线改