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塔河油田掺稀降黏工艺

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© 1994-2010 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net第37卷第1期2009年1月 石 油 钻 探 技 术PETROLEUM　DRILLING　TECHNIQUES Vol137,No11Jan.,2009

收稿日期:2008201202;改回日期:2008209217基金项目:中国石化“十条龙”攻关项目“塔河油田碳酸盐岩储层预测及开发关键技术”(编号:P04081)部分内容作者简介:梅春明(1974—),男,河南息县人,1997年毕业于成都理工学院油藏工程专业,工程师,副厂长,主要从事油气田开发方面的研究与管理工作。联系电话:(0996)4687516!油藏与开采#

塔河油田掺稀降黏工艺

梅春明　李柏林

(中国石化西北油田分公司采油二厂,新疆轮台　841600)

摘　要:塔河超深层稠油油田是我国目前最大的碳酸盐岩油田,油藏具有双孔隙网络特征,非均质性严重,埋藏深,温度高,原油在地层条件下黏度小,地面条件下黏度大,开采难度大。为此,在分析稠油黏度影响因素的基础上,优选出了掺稀油降黏开采方案。利用节点分析方法,建立了掺稀油降黏的优化设计模型,编制了应用程序,完成了实例计算,并对掺稀降黏工艺在塔河油田的应用效果进行了分析。通过掺稀降黏试验和现场应用,解决了埋深超过5600m的稠油储量动用问题,实现了常温下高黏度稠油的举升和集输。掺稀油降黏技术目前已成为塔河油田超深层稠油开采的主要采油工艺和增产措施。关键词:稠油开采;深井;掺稀降黏;塔河油田中图分类号:TE357 文献标识码:B 文章编号:100120890(2009)0120073204

塔河油田是我国目前最大的碳酸盐岩油田,储集空间复杂,主要为溶蚀缝洞,储集体发育随机性强,非均质性严重,埋藏深,油藏温度高,原油在地层条件下黏度小,地面条件下黏度大,原油能从地层顺利流入井底。由于井筒举升过程中存在较长垂直流动段,造成原油热量散失较大,同时随着压力降低,原油脱气,使原油在举升过程中黏度增加,流动困难,因此,开展原油井筒降黏工艺技术研究意义重大。

1　塔河油田稠油特征

111　油藏特点

塔河油田主力油藏为具有底水的奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型稠油油藏,它具有极强的非均质性,储集体内部及储集体之间连通关系复杂,油藏埋深均在5400～6000m,油层中部温度125～130℃,地层温度梯度212～213℃/100m,原始地层压力6118

MPa,压力系数一般为1110,地层水为CaCl2水型,

总矿化度(171875～241000)×104mg/L,pH值

615,属高矿化卤水,呈弱酸性,含硫2128%～

3135%,天然气中硫化氢含量最高达1221250g/m3。

112　原油物性特点

塔河油田碳酸盐岩油藏地下原油密度一般为019600～110285kg/L,地下原油黏度24126～46121mPa・s,地面原油黏度一般为700～25000mPa・s(50℃),目前最高黏度2145×105mPa・s(55℃),平均含硫2137%,含蜡量1147%～15160%,以中、低含蜡量为主,含硫量0147%～3149%,胶质沥青质含量平均为43180%,凝固点高(-24～59℃),原油含盐量高(23000～42017mg/L)。饱和烃含量平均为33178%,芳香烃含量平均为25171%,非烃含量平均为12184%,沥青质含量

17142%。原油主要微量元素当中,铜、铅、镍、钙及铁的平均含量分别为0111、0119、1118、1107及

39168mg/L,金属含量直接影响了原油密度。地层条件下原油黏度小于100mPa・s,不属于常规标准稠油[1]范畴,具有较好的流动性。地面原油密度大、黏度高,基本在重质原油、特稠油和超稠油范畴。也就是说,塔河油田的稠油在地层流入井筒过程中表现为常规原油,在井筒举升过程中又表现出特重质稠油特点。在油田开发初期,高粘原油频繁堵塞井筒,不能正常生产,

在前期采用了保温油

© 1994-2010 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net管、电热吊杆和电缆加热等稠油开采工艺技术,但均未取得很好效果,于是进行了掺稀降黏工艺试验。

113　影响稠油黏度的因素

温度的影响　塔河油田碳酸盐岩奥陶系稠油黏度具有普遍的温度敏感性,随着温度升高原油黏度明显下降(如图1所示)。从图1可以看出:1)稠油黏度受温度影响明显,拐点高,基本在55～65℃,在到达拐点之前井间差异大;2)结合温度场研究,井深

3000m以深原油温度在70℃以上,流动状态良好;3)在地层条件(温度120～130℃)下,塔河稠油具有良好的流动性,属于正常原油。

图1　塔河油田6区典型油井粘温曲线含水的影响　随着含水的增加,原油乳化现象逐渐严重,混合物黏度逐渐升高;当含水达到一定值后,混合物黏度开始下降,呈现纯油流-油包水-水包油-油水分离的复杂流动状态。如图2所示(以

S74井为例),塔河油田稠油在井筒内流动时具有以下特点:1)在低含水范围内,随含水率的增加原油黏度增大,在含水率高于某点后由油包水转化为水包油,黏度随含水上升而下降;2)含水乳化对稠油黏度影响同样因井而异,试验表明在含水率为20%～

80%时乳化最严重。根据对不同区块多口井的跟踪,乳化含水率最低为2%(S65井),最高达到90%(TK458H井)。因高含水井(大于80%)在举升过程中无法形成均匀液相,因此在高含水油井中仍存在因乳化而引起的举升问题。压力的影响　原油从井底流到地面的过程中,压力逐渐降低,在同一温度下,随着压力的降低原油黏度随之降低,但影响的幅度不大。

2　掺稀降黏试验研究

211　掺入稀油比例对降黏效果的影响

在TK652井的原油(50℃时

黏

度

14600图2　不同含水条件下S74井的粘温曲线

mPa・s)中,掺入50℃时黏度200mPa・s、相对密度0185的稀油,当稀油和稠油比分别为110∶310、

110∶213、110∶210、110∶115时降黏率分别为7814%、9311%、9619%、9813%(如图3所示)。

图3　TK652井掺稀比例对黏度的影响曲线从图3可以看出:掺稀比例达到1∶2之前,混合油样的黏度随掺稀比例的提高而迅速降低,当掺稀比例超过1∶2之后混合油样的黏度随掺稀比例的变化较小。可见该井的原油在试验参数条件下的最佳掺稀比例在1∶2左右。现场应用表明,塔河油田原油全都存在类似于TK652井的掺稀曲线,即存在一个掺稀比例的转折点,当达到转折点之后随着掺稀量的增加黏度变化不大。

212　掺入稀油温度对降黏效果的影响

以TK652井稠油为例,加入等比例稀油(相对密度0185),分别测定60、50、40、30和20℃温度下混合液的黏度,其结果是:温度越高,混合液的黏度越低;但稀油温度大于50℃后,随着温度的升高,混合液黏度的变化幅度不大。

213　稀油掺入点对降黏效果的影响

在同等掺稀比例、稀油温度、稀油密度、稠油含水和井筒条件相同等条件下,掺入深度越深,对井底的回压和对管壁的摩阻越小,油井举升能力越高,掺稀降黏效果越好。・47・石 油 钻 探 技 术 2009年1月

© 1994-2010 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net3　掺稀降黏工艺设计

311　井筒掺稀方案

掺稀采油工艺主要根据油井的供液能力、原油物性及掺稀室内试验结果等进行选择。自喷生产井掺稀管柱可分为开式(见图4)和半闭式(见图5)两种类型,开式工艺管柱设计简单,易于实施,但难以控制掺入压力,稠稀混合效果较差。机抽生产井可采用开式或半闭式掺稀工艺。改进型掺稀工艺热损失小,掺稀部位加上喷嘴或射流泵可改善混合效果。

图4　开式环空掺稀油和油管掺稀油

图5　半闭式环空掺稀油

312　井筒掺稀降黏优化设计模型

根据塔河油田井身结构特点,主要选用Beggs2

Brill方法[2]进行多相管流计算,基本方程为:dpdh=[ρLHL+ρg(1-HL)]gsinλ+fWtVt2DπD24

1-[ρLHL+ρg(1-HL)]VtVsgpa×106(1)

式中,ρL、ρg为液、气的相对密度;HL为持液率[3];λ为井斜角,井筒与垂直方向的夹角,rad;f为摩阻系数;Wt为产出混合液的质量流量,kg/s;Vt为混合液流速,m/s;D为管径,m;Vsg为气相表观流速,m/s。掺稀降黏优化设计流程[425]如图6所示。

图6　掺稀降黏优化设计流程

313　计算实例

T72451井是塔河油田的一口评价井,对该井进行了模拟计算,结果见表1。从表1可看出:1)油管掺稀和套管掺稀降黏效果相当;2)通常环空流通面积大于油管流通面积,因此在同样的流量下,套管环空中的混合物流速较小,流速较低,摩擦阻力较小[6],有利于提高产量或降低井底流压;3)油管掺稀油能较大幅度提高产量,降低井底流压;4)比较开式环空、油管掺稀油和半闭式环空掺稀油降黏方式可知,油管掺稀油的降黏增产作用最明显。

表1　不同掺稀方式下自喷掺稀计算对比

对比项目最大产量/t・d-1设计产量/t・d-1产油量/t・d-1掺液量/t・d-1混合液量/t・d-1井底流压/MPa掺入压力/MPa开式环空掺稀11714102121021258171601955108132半闭式环空掺稀11714102121021258171601955105104油管掺稀13210126101261054101801053125124

4　现场应用

塔河油田自2001年10月首次对TK612井(50℃原油黏度146000mPa・s)实施井筒掺稀降黏工艺并获得成功以来,目前已有80多口深层稠油或特稠油油井应用了井筒掺稀降黏工艺而获得产能,甚至高产。掺稀降黏已成为塔河油田深层稠油的主要开采工艺之一。截止目前,掺稀降黏采油工艺已经累积增产原油204×104t(见表2),创造了巨大的经济效益。・57・第37卷第1期 梅春明等:塔河油田掺稀降粘工艺© 1994-2010 China Academic Journal Electronic Publishing House. All rights reserved. http://www.cnki.net表2　掺稀降黏工艺在塔河油田的现场应用情况

时间自喷掺稀井/口自喷掺稀年增油量/104t机抽掺稀井/口机抽掺稀年增油量/104t掺稀日平均增油量/t掺稀单井日均增油/

t

2001年121470068160681602002年81610230174463130421122003年122312331160689170451982004年162619676190940160401902005年25251841331491466150381592006年23341104313157502147171952007年3238196481019556218040120累　计117167158117371254693196294133

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塔河油田基本情况

塔河油田基本情况

塔河油田自主创新增效能力增强

目前已跨入国内大型油田之列、 2007 年人均利润达 263万元的西北油田分公司， 2008 年

新年开局，原油产量再创历史新高。截至 2 月 29 日，累计生产原油 95.42 万吨，日产原油

15908吨，同比 2007年分别增长 19.57%和 18.60%。塔河油田勘探开发持续快速发展的秘诀 之一就是科技自主创新、降本增效能力不断增强才结出累累果实。

塔河油田的油气生产具有“深、稠、硫化氢含量高，开采难度大”等特点。其中，有近 94％的油藏深度在 5400 米的地下。针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的复杂地质条件， 该分 公司研究应用了三维缝洞体的地震波形技术、振幅变化率等一系列储层预测技术，建立了地 震反射特征数据库，划分出 137个缝洞单元。 2007年，塔河奥陶系碳酸盐岩油藏累计探明石 油储量 6.58

亿吨，近年来该分公司探明储量以每年约 1 亿吨的速度增长。

为提高油田采收率，该分公司大胆开展技术创新，不断丰富完善具有自主知识产权的塔 河油田碳酸盐岩储层预测技术系列，建立了塔河油田缝洞型油藏单元分类标准、单井注水选 井、选层标准和综合信息应用平台，油田采收率由 14.2%提高 17.1%。近两年来，分公司原油 产量以年均

60 多万吨的速度递增，占中国石化集团公司增产幅度的 80％。

针对塔河油田原油黏度高，比重大，近 40%的稠油井无法实现自喷及机抽生产等稠油开 采难度大的问题，该分公司经科技攻关，2007年在AD4稠油井成功试用大管径采油管柱生产 工艺，使该井原油日产量达到 1048 吨，还在 13 口稠油井成功推广了这一新工艺，成功解决 塔河油田深层稠油开采难题，为稠油井的规模开发创出新路。使塔河油田超过一亿吨稠油储 量得到有效动用。据 2007 年统计，西北油田分公司稠油产量占总产量的 56.1%，截至 2008 年 2 月底，已累计增油 418 万吨。

稠油降粘技术

稠油降粘技术

稠油降粘技术

目前常用的稠油（包括特稠油和超稠油）降粘方法（包括掺稀油降粘、加热降粘、稠油改质降粘、乳化降粘、微生物降粘技术等五种）的降粘原理及其优缺点。掺稀油降粘存在着稀油短缺及稠油与稀油间价格上的差异等不利因素；加热降粘则要消耗大量的热能，存在着较高的能量损耗和经济损失；改质降粘要求较为苛刻的反应条件，同时使用范围较窄；乳化降粘使用范围相对较宽（包括油层开采、井筒降粘、管道输送等领域），同时工艺简单，成本较低，易于实现。分析认为，采用化学降粘方法进行稠油降粘具有一定的优势，建议优先考虑。

一、掺稀降粘

掺稀降粘采油工艺是通过油管或油套环空向油井底部注入稀油,使稀油和地层产出的稠油充分混合,从而降低稠油粘度和稠油液柱压力及稠油流动阻力,增大井底生产压差,使油井恢复自喷或实现机械采油的条件。

掺稀油方式有空心抽油杆注入、单管柱注入、油管注入和套管注入4 种。

空心抽油杆注入: 稀油由空心抽油杆注入井下, 在泵筒内与地层稠油混合后由油管举升到地面(见图1) , 减小了流动阻力。

单管柱注入: 平行于油管下一条管柱, 将稀油注入到泵下与地层液混合, 经油管将混合液采出(见图2)。

图1空心杆注稀油降粘示意图 图2 油管注稀油降粘示意图

套管注入: 稀油从油、套环形空间注入, 在泵下与地层稠油混合后经油管举升到地面(见图3)。

油管注入: 稀油从油管注入与地层液混合,经抽油泵上的带孔短节进入油、套环形空间被举升到地面(见图4)。

图3套管注稀油降粘示意图 图4油管注稀油降粘示意图 一般来说，稠油与轻油的混合温度越低，降粘效果越好。混合温度应高于混合油的凝固点3—5℃，等于或低于混合油凝固点时，降粘效果反而变差。确定合理的掺油比应根据油井的原油粘度、温度、含水、含砂等情况而定。给稀油管输温度，是决定掺油量的重要因素。辽河金马公司通过多年摸索发现，当管输温度保持在50摄氏度左右时，稀油黏度降至最低，能够充分带动井内稠油举升至地面。为此，他们在偏远井站的稀油干线上增装了5座加热炉，保证了稀油入井温度在40摄氏度以上；同时对4座采油站的稀油干线进行了合并，减少了零散输送带来的热损失。通过这两项举措，日减掺稀油78吨。在保证油井正常生产的前提下，使油井产量、泵效最高，经济效益最好。

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术

塔河油田是中国东北地区重要的油田之一，其主要储层为碳酸盐岩，且在该地区存在大量的稠油资源。稠油是指在地质条件下形成的粘度较大的原油，其采收难度较大，但是稠油资源的开发利用对于能源安全和经济发展具有重要意义。塔河油田的稠油采油工艺技术显得尤为重要。本文将对塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术进行深入探讨。

一、塔河油田碳酸盐岩油藏稠油特点

1. 粘度大：稠油的粘度通常较高，常常高达数千mPa·s以上，这意味着在采油过程中将面临较大的抽油压力和输送难度。

2. 含油饱和度低：由于碳酸盐岩储层的特点，稠油的含油饱和度较低，通常在50%以下，这意味着在采油过程中需要采用高效的采油工艺技术以提高采油效率。

二、稠油采油工艺技术

1. 稠油稀释技术

稀释是指通过添加稀释剂，使得稠油粘度降低，便于采油和输送。稀释剂可以采用溶剂、轻质原油、天然气等。在塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油过程中，稀释技术是非常重要的一环，通过稀释技术可以提高稠油的流动性，降低采油成本。

2. 热采技术

热采技术是指通过注入高温介质或者直接加热地层，以提高稠油的流动性。在塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油中，由于地层温度较低，采用热采技术可以有效提高稠油的流动性，提高采收率。热采技术包括蒸汽吞吐、燃烧加热、电热加热等。

3. 提高采油效率的注采技术

在稠油采油过程中，为了提高采油效率，通常需要注入助驱剂或者调剖剂来改善地层流体性质，增加油水界面张力，减小相渗体积。在注入助驱剂或者调剖剂的还需要注入高压清洗或者压裂剂来打破地层岩心，增加产油层渗透率，从而提高采收率。

4. 气体驱油技术

气体驱油技术是一种通过注入高压气体来驱动油藏中的原油上升到地表的技术。在塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油过程中，由于稠油的粘度大、含油饱和度低，通常采用气体驱油技术能够有效提高采油效率。

塔河油田原油处理技术现状及研究方向

塔河油田原油处理技术现状及研究方向

第３（）卷第５期（２０１１．０５）（规划设计）　塔河油田原油处理技术现状及研究方向　徐孝轩　刹、国华　中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院　摘要：塔河油田重质原油的外输采用掺稀油降黏后加热输送的工艺，但随着油田的进一步　开发，掺稀油数量将不能满足油田开发的需要。当１２区稠油与稀油比例为１：１时，管输原油黏　度将从目前的２５０　ｍＰａ．ｓ升高至约为１　０４１　ｍＰａ・Ｓ，从而大大降低现有管道的输送能力，增加输送　过程中的热力和动力消耗。因此有必要研究超重质原油的管输技术、重质原油输油泵以及开发　新的输送工艺，以适应油田开发的需要。　关键词：塔河油田；油气集输；超重质原油；脱硫；输油泵；技术现状　ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—６８９６．２０１１．５．０１９　１地面工程建设概况　塔河油田是中国石化原油生产的新兴主力油　田，大部分地面工程生产设施在“十五”期间建　设，地面工程建设技术水平高，在很多方面达到了　先进水平，实现了油气田建设的快速发展。塔河油　田位于新疆维吾尔自治区轮台县与库车县交界处，　油区横跨两县，距轮台县城约７０　ｋｍ，距库车县城　约１４０　ｋｍ，塔河从油区内穿过。塔河油田自１９９７　年投入开发以来，１区、２区、１０区、１２区及托甫　台等区块相继投入开发生产，地面工程在滚动勘探　开发中不断建设完善。目前，塔河油田地面工程已　建成原油处理规模能力７７０×１０　ｔ／ａ，投产联合站３　座，中质原油外输首站及末站各１座，重质原油外　输首站及末站各１座，油气生产实现了密闭集输与　处理，满足了塔河油田开发原油生产的需要。　塔河一号联合站于１９９９年建成投产，脱水规　模２００×１０　ｔ／ａ　（含水５０％），包括５０　Ｘ　１０　ｔ／ａ中质　原油和１５０　Ｘ　１０　ｔ／ａ重质原油，主要处理１区、２　区、３区、部分４区等区块生产的原油。２０００年，　投产了一号联天然气处理装置（轻烃站），设计规　模３０×１０　ｍ。／ｄ，最大处理能力３６　Ｘ　１０　ｍ。／ｄ；２００７　年进行了扩建，扩建后的天然气处理总规模为　８０×１０　ｍ。／ｄ。　塔河二号联合站于２００３年建成投产，脱水规　模为１５０　ｘ　１０　ｔＹａ，主要处理６区、７区、４区西部　和１２区等区块的重质原油。２００８年，塔河油田二　号联合站实施扩建，扩建后原油处理的总规模为　３９０×１０　ｔ／ａ。２００５年，建成投产二号联合站轻烃　处理装置，处理天然气规模１５　Ｘ　１０　ｍ。／ｄ，最大处　理能力２０　Ｘ　１０　ｍ。／ｄ。　塔河三号联合站于２００５年建成投产，脱水规　模为１８０　Ｘ　１０　ｔ／ａ，主要处理８区、１０区、１１区及　托甫台等区块生产的原油。２００７年建设天然气处　理装置，天然气处理规模为５０×１０　ｍ。／ｄ。　２　技术现状　十五”以来，塔河油田油气集输技术取得了　较大的进步，有很多成果达到了中石化先进水平，　实现了油气田建设的快速发展。“十五”期间建设　的塔河二号联合站和三号联合站工程，采用了先　进、可靠的工艺技术，使塔河油田的地面工程技术　水平上了一个新台阶，所采用的技术可以代表塔河　油田原油集输与处理的技术现状。　２．１　塔河二号联合站工程　塔河油田二号联合站是一座集原油脱水、天然　气处理、污水处理和注水为一体的大型联合站，主　体工程于２００３年１０月建成投产，原油处理总规模　为１５０×１０　ｔ／ａ，天然气处理规模１５×１０　１１１。／ｄ，污　水处理规模５　０００　ｍ。／ｄ。　２．１．１原油处理系统’　二号联合站采用大罐沉降热化学脱水＋电脱水　相结合的工艺流程。　由于所处理的原油黏度较大，　选择了热媒炉换热工艺流程。　原油处理工艺流程：井排来液　三相分离器一　一次沉降罐一二次沉降罐　加热炉一÷电脱水器一净　化油罐一外输。　采用大罐沉降工艺，沉降时间长，对于增大原　油处理量有较好的适应性；采用热媒炉，对于加热　需在较高温度下脱水的重质稠油来说是比较合适　的；采用电脱水工艺，减少了沉降时间，对二号联　合站重质原油的脱水起到了很大作用。　基金论文：四川省教育厅资助科研项目“超临界ｃ０　管道输送技术研究”（０９ＺＢ０９７）。　——４０——　油气田地面工程（ｈｔｔｐ＇／／ｗｗｗ．ｙｑｔｄｍｇｃ．ｃｏｒｎ）