葡萄花油田不加热集油技术研究与应用效果分析

葡萄花油田不加热集油技术研究与应用效果分析

苏建明1刘洪俊2柴立军1

1大庆油田有限责任公司第七采油厂第四油矿2大庆油田有限责任公司第八采油厂第二油矿

摘要：通过对高含蜡、高凝原油流变特性的研究，给出了不加热集油技术界限。在该技术界限的指导下，结合实际，不断深化界限、扩大实施规模，取得了很好的节能效果。

主题词：不加热集油技术界限实施效果

据统计葡萄花油田集输系统的能耗占整个油田能耗的46%左右，而集输系统的耗气量占集输系统能耗的95%以上，因此如何降低集输系统的耗气是油田节能降耗的关键。2011年以来我矿开展了不加热集油技术研究。

1．不加热集油技术界限研究

现场采集比较典型的具有代表性的高含蜡、高凝原油，该原油含蜡量平均为26.8%，凝固点平均为30.7℃。

采用HAAKE流变仪测试油样在不同含水率下的流变特性，评价其基本流动性能。流变特性曲线。

图1原油视粘度与含水率的关系

通过原油流变特性曲线可以看出，含水65%左右是原油粘度的转相点。原油粘度在转相点以前随含水率的升高而增大，到转相点后粘度随含水率的升高而降低。当原油含水率超过转相点后，油水混合物中的油颗粒呈内相悬浮在外相水中，形成乳状-悬浮水相流态，此时的高含水原油表现为较低的粘度和较小的流动阻力。

因此当集油管线内集输液综合含水超过转相点（大于65%）时，出油管线的流动阻力将急剧下降，在回油温度保证在凝固点以上时，只要油井产液量足够大（满足公式1），即可实现不加热、低回压集输。

G≥1900×KDL/c…………………………………………公式1

式中G—单井产液量，t/d；K—集输管线总传热系数，W/（m2·℃）；

D、L—分别为集输管线外径、长度，m；c—油井产液的比热，J/（㎏·℃）

根据上述曲线和公式条件，结合我矿含水油物性的特点，计算出在不同集油距离条件下，对不同含水不加热集油最低产液量结果，详见表1。

表1不加热输送最低产液量计算结果统计表

注：K—总传热系数（泡沫黄甲克管保温层厚30mm，敷土厚度80cm，2.62W/（m2·℃）；

D—DN50管线，外径0.05m；

c—油井采出液比热，c=c油×（1-含水率）+c水×含水率；

c油＝0.5Kal/（g·℃）＝2093J/（㎏·℃），c水＝1Kal/（g·℃）＝4186J/（㎏·℃）。

2．不加热集油技术应用及效果分析

2018年以来我矿在不加热集油理论技术界限的指导下，结合我矿实际，不断扩大不加热集油规模，取得了很好的节能效果。

第一阶段：从3月26日～11月25日将日产液≥30t，含水≥80%的油井实施停掺水，计划停掺56口。

第二阶段：从5月5日～10月1日将30t≥日产液≥20t含水≥80%的油井实施停掺水，计划停产水40口。

第三阶段：从6月1日～9月20日将日产液≤20t，含水≥80%的油井实施停掺水，计划停产水24口。同时在此期间将台肇地区1#-7及1#-8计量间各选取4个环共计24口井、1#-5及1#-6计量间各选取2个环共计8口井进行停掺实验。

第四阶段：从12月起，根据季节性降温集输实际情况，选取适合的油井开展全年停掺水集输，计划20口。

其余未停掺水集输的油井采取控制掺水量的方式，

截至到2019年3月实施全年停掺水井数由2016年的65口增加到152口，实施季节不加热集油井数由91口增加到169口，占整个油田井数的76.2%。集输系统耗气量由487×104m3降低350×104m3，降幅达到28.1%，平均每年降低9.3个百分点，实现了耗气量的持续降低。

3、结论

（1）通过对高含蜡、高凝原油流变特性的研究，确定了高含蜡、高凝原油含水油转相点65%左右，给出了不同含水、不同集输半径条件下不加热集油技术界限。

（2）在不加热集油技术界限理论的指导下，结合实际，通过不断深化不加热集油技术界限、扩大不加热集油规模，取得了很好的节能效果。