毕业论文-沙漠油田常温输送集输研究与应用.doc

陆梁沙漠油田常温输送技术研究及应用 张建华 王中武 李红伟 新疆油田公司陆梁油田作业区 摘 要：陆梁油田原油类型属含蜡、含胶中质原油，目前原油综合含水率38%，单井产量12～15ｔ/ｄ，单井距计量站直线平均距离约700m，井口出油温度在19.5℃～22.5℃之间，净化原油凝固点16～20℃，原油含水35%时的凝固点为18～22℃，温度大于20℃时陆梁各层位净化原油的运动粘度都小于50mPa·s。室内试验研究表明，油水转相点的含水率基本在45%～60%，原油有比较明显的热处理效果。采用油气混输工艺软件对油井回压进行计算预测，摸清了陆梁油田原油低温输送的技术条件与制约因素。对各项参数进行优选，提出相应的解决方案，研究出一套适合陆梁油田不同层系，不同单井的常温生产输送技术，因地制宜开展单井及计量站集输系统的常温生产工作。建立陆梁油田不同的层位、不同含水的常温输送模板，大大简化了现场选井和实施难度，改变了以往凭经验进行现场实施的弊端，实现了油水转相点以前含水原油在冬季-45℃环境下安全常温输送。 关键词：沙漠油田 低含水原油 常温输送 1 概述 陆梁油田位于沙漠腹地，是亿吨级整装沙漠油田，有6个主要开采层位，原油类型属含蜡、含胶中质原油，目前油田原油综合含水率达到38%，部分单井的含水率达到50％左右，单井距计量站直线距离从几十米到数百米不等，油区单井距计量站高程差最大达到20m，陆梁油田季节间和日间气温变化比较大，冬季-1.8m处地温达到0℃，-2.0m处地温达到1℃，夏季-1.8m处地温为20℃左右，单井回压大多在0.5MPa～0.8MPa之间，各层位的油层温度在42℃～66℃之间，2003年10月中旬，实测井口出油温度在20.5℃～22.5℃之间。陆梁采出液管输状态在夏季可以看作是等温输送，冬季管路输送状态是热油管路输送。冬季井口保温采用电加热器加热与油井盘管炉加热两种方式。陆梁油田自2003年开展常温输送试验以来，发现部分井的原油进站温度低于国标测定凝点而未出现凝管现象，因此在这种状况下，陆梁油田原油不加热常温输送研究的开展有其重要的现场指导意义。 2 室内试验分析 2.1 原油转相点含水率测定 在一定温度下的油水转相点、含水率数据对油水两相混输具有比较重要的意义，随着油田开发，采出液粘度将随着原油含水率升高而升高，当原油含水率达到转相点时，将形成部分水外相，采出液粘度将明显下降，在高差、管径、流速等条件不变的情况下，集油管汇水力损失将明显降低，就存在实现低温输送的有利条件。 根据陆梁油田混合原油凝固点数据和现场输送平均温度，为取得接近实际输送时的油水转相条件，决定在24℃条件下对陆梁各层位的原油内活性物质及油水转相点进行测试，试验结果见表1。 表1 不同层位原油组分及油水转相点测试结果 井 号（层位） 20℃密度（g/cm3） 含蜡 (%) 胶质 (%) 沥青质 (%) 24℃时油水转相点含水率(%) LU2053（K1h27） 0.8603 9.69 3.21 1.58 45 LU1147（J2t） 0.8368 11.2 4.33 1.2 55 LU8166（K1h14） 0.8596 3.63 3.24 1.49 40 LU2174（K1h26） 0.8657 5.83 3.25 1.40 50 LU1043（J2x4） 0.8471 10.76 4.46 1.06 60 LU1102（K1h24） 0.8678 8.13 2.95 2.65 55 LU3083（K1h23） 0.875 3.3 3.1 1.52 45 表1试验结果表明，陆梁油田原油20℃条件下平均密度为0.856 g/cm3，平均含蜡量8.2%，平均胶质含量3.57%，沥青质含量1.45%。J2x4层位的原油油水转相点含水相对比较高，达到60%，其他五个层位原油的油水转相点含水率在45%～55%之间，仅从原油组分分布看，油水转相点的高低与原油中活性组分之间没有宏观的对应规律。 陆梁油田所选计量站混合原油的油水转相点测试结果见表2。 表2 不同计量站混合原油的油水转相点试验结果 计量站站号 24℃时的油水转相点 含水率（%） 1 43 2 45 3 43 4 40 5 45 7 45 8 45 9 43 2～1 45 3～1 40 6～1 43 表2试验结果表明计量站混合原油在24℃条件下油水转相点的含水率基本在40%以上，当陆梁原油的含水率超过40%以后将出现水外相，此时管汇水力摩阻将明显下降，对实施常温输送比较有利。 因此，根据室内分析结果，参考国内对常温输送方案的研究，本项目主要研究转相点含水率以下的原油常温输送方案。 2.2 原油凝固点测定 原油凝固点是影响原油低温输送的一个关键