浅谈稠油开采流程改造措施及效果

浅谈稠油开采流程改造措施及效果

高沪 张洪岐 姚婷

胜利采油厂 山东东营 257000

摘 要：目前，我国大部分油区均发现了稠油油藏，且储量相当丰富，稠油的特点是高密度、高粘度、高胶质，在常温下，该油品流动性相当差，因而稠油的地面输送成为一个难点，由于其物性的特殊性，稠油的输送方式主要有掺稀原油降粘输送和掺热水输送两种方法。

关键词：稠油集输 水质 螺杆泵 泵效 流程改造

由于掺稀原油降粘输送存在随着稠油产量的增大，对稀油的需求量不断增大；另外稀油掺入稠油后，使各自的物性改变，给原油脱水带来一定难度的问题，所以目前稠油开采多数采用掺热水的输送方式，但掺水的管理工作量大，同时对水质的要求比较高。所以，稠油开采中掺水接转站主要任务是：1、给平台空心杆油井提供一定压力、温度的合格污水，保证稠油在热水的伴送下进入站内。2、将稠油安全平稳有序的输送到下一站。

一、稠油开采和集输工艺、问题简介及原因分析

（一）工艺简介

胜利采油厂采油一矿T82热采管理区是2004年新开发的稠油油藏区块，含油面积2.3平方公里，稠油黏度在2万左右。前期主要采用的工艺有两种，一种是电加热，另一种是空心杆掺水，由于电加热井耗电量较大、一次性投入大、维护费用高，增加了原油的开采成本。所以，目前T82区块主要采用空心杆泵上掺水降粘工艺。

（二）问题简介

由于使用掺水工艺，对水质和温度提出了较为苛刻的要求，因为水质问题，2018下半年至2019年上半年，空掺井解堵共64井次影响产量741.4吨，空掺井杆堵造成作业量共7井次，影响产量1186.4吨，增加作业费用约79.6万元。由于稠油开采中不可避免的含砂及工艺上的不完善，接转站内三台螺杆泵均在运行不足两个月内，泵效由最初的45%降低到20%左右，有时需同时开两台泵来提高外输量，并且在运行两年内，对三台泵的螺杆和衬套均进行过更换，但是运行一段时间后，问题依然存在。下面的曲线图是1#螺杆泵投产运行后2个多月的时间内所取的17个点的泵效对比，从图中可以看出泵效下降趋势明显。

因此，针对稠油开采中的小型接转站，面临两个主要问题，水质和外输泵。

（三）原因分析

1、水质原因分析

空掺井所用掺水来自宁海站经沉降、处理后的含聚污水，其水中含聚合物、悬浮物较多,水质较脏，距离合格的掺水水质尚有一定差距，因此水质问题是造成杆堵失效中胶堵、垢堵、胶垢互生失效的直接原因。

2、螺杆泵泵效下降原因分析

双螺杆多相混输泵的核心部件是一对相互啮合的螺杆转子。转子的型线设计直接影响到泵的性能,优化型线设计是提高整机性能的关键。由于稠油开采中不可避免的含砂，同时工艺存在的不足，导致泵进口含砂量加剧，对螺杆泵磨损严重，导致螺杆泵之间的螺杆啮合间隙增大，而螺杆啮合间隙的大小影响着泵效 。这一点通过拆除后的螺杆和更换螺杆后的泵效对比可以看出（2#螺杆泵更换螺杆后泵效上升了10%左右）。针对螺杆泵的工作原理，我们对螺杆泵泵效下降的原因分析如下：工艺问题一：井排来液进站经加热炉加热后，直接进入沉降罐，再从沉降罐到外输泵外输宁海，由于沉降罐进出口管线高度均为0.5米，砂及高含水油沉积在罐底部，加剧了对泵的磨损。工艺问题二：由于螺杆泵转子和转子室内部本身间隙的存在，并且经过一段时间的运行，磨损间隙增大。工艺问题三：由于目前稠油开采前期采用蒸汽吞吐以提高油层温度，而且开采过程中多数采用了空心杆掺水，同时为了提高稠油的温度和流动性，便于开采液顺利输送到掺水接转站，再进一步进行干线掺水，此时的含水提高到80%-90%左右，而当稠油含水高于60%后，高含水稠油输送中呈现稳定的水包油乳状液，粘度随含水率提高而显著降低，（从图2可看出含水率从20%~75.32%之间时的动力粘度对比情况)。同时经过加热炉加热后温度一般在75度以上，此时它的表观粘度比低于稀油。使得滑移量增大，排量减少，即使调高变频增加转速，效果也并不明显。站内稠油由于高含水和高温使外输液粘度大大降低，使外输滑移量增大，导致实际运行排量减小。

二、工艺改造实施方案及效果

投产之初，针对加热炉功能缺陷的问题，进行了加热炉功能增加的流程改造。为避免原油温度随流动过程下降而堵塞管线的问题，增加掺水接转站外输加热功能，把加热炉由原先的只能给掺水、站外来液加热功能变为给掺水、站外来液、原油外输三种功能，且加热炉可以相互转换，实现了功能的灵活切换，给生产提供了便利。 2019年，通过一年的摸索和总结，针对水质和稠油螺杆泵的泵效下降问题，进行了流程改造。

（一）改造前、后的主要流程

主要运行一个沉降罐和污水罐，宁海来水通过加热炉加热到污水罐，通过掺水泵到井排；井排来液通过加热炉加热到沉降罐，然后通过螺杆泵到宁海站。由于生产工艺设计上的不合理性，罐的利用功能过于单一，从而造成外输液含水在85%--95%，螺杆泵泵效低；又由于宁海来水水质差，含油量和聚合物含量高，造成油井及管汇堵塞，影响了油井的正常运行。2019年上半年，为解决这几个问题，进行了流程的改造，改造后的流程：运行4个罐，主要工艺是井排来液进1#沉降罐，通过手动放水到2#沉降罐，7米溢流到3#低含水油罐；2#沉降罐污水再通过自动放水到4#污水罐，后通过掺水泵到加热炉加热。宁海来水通过加热炉加热后进入3#低含水油罐。

（二）改造前、后的各项参数对比情况

1、污水通过两次沉降，提高了水质，并且实现污水的内循环。2、实现低含油罐、污水罐之间功能的相互切换，提高罐的使用能力。3、掺水通过加热炉加热时进口温度大约在70度左右，调低火量出口温度即可达到80度左右，节约了用油量和电量。通过对比去年一年的用油量和运行稳定后的单月用油量估算全年，预计每年可节省用油量350吨，节省费用37万元。4、改造后的3个月油井空心杆解堵次数大大减少，共4井次，节约了作业费用，减少了工作量和因此影响的产量。由于内循环存在的缺陷和罐本身设计功能的不完善，建议掺水定期进行外循环，同时增加污水罐的底部排泥和定期收上部浮油。

三、建议

（一）加热炉换热器选型的问题

投产初由于换热器选型和水质问题，容易沉积,造成频繁瘀堵,换热效果差,导致炉效普遍不高, 1#,3#加热炉分别在2018年12月份和2019年6月份更换换热器,由原来的直管式更换为盘管式,更换换热器后解决了这一问题,炉效提高。2019加热炉平均运效92.3%，比2018年的87.2%增加了5.1个百分点。另外由于稠油的开采工艺，外输含水率大多偏高，那么，建议外输温度根据传输距离的远近和温降程度，不要过高， 因为当含水在75%以上时，动力粘度随温度升高，变化缓慢，因此含水率大于75.5%时,通过增温来实现降粘并不经济。

（二）外输泵的选型问题

目前，国内各高粘原油线上大部分采用的是离心泵、稠油泵、双螺杆泵、齿轮泵等。离心泵效率低、能耗大、输油成本高，转子式稠油泵、双螺杆泵、齿轮泵在输送含沙稠油虽然效率较高，但存在着不耐磨、运行不可靠、维修工作量大的问题。这是含砂稠油输送面临的一大难题。因此，在输送高粘度含沙原油时使用泵选型和根据实际如何进行内部改造，以提高螺杆的精度和耐磨度，适应稠油的特性，还是一个需要解决的问题。