稠油区块掺水流程系统平稳运行探析

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1、稠油区块掺水流程系统平稳运行探析【摘要】针对稠油区块开发中应用空心杆泵上掺水或地面掺水，超稠油开发过程中应用地面掺水集中加热伴输，达到降低原油粘度。其掺水流程设施存在着因设备、管网等问题影响掺水系统无法正常运行，导致该区块不能正常生产的工艺流程设计缺陷。在原有的掺水工艺流程的基础上，通过完善工艺流程达到稠油区块的正常生产，提高开井时率，减少原油产量损失的目的。【关键词】超稠油；掺水流程；工艺流程1.前言采油一矿现有注水站6座，其中离心泵站3座，三柱塞泵站2座，五柱塞泵站1座；建有接转站1座，在用计量站85座。采油一矿管

2、理着稠油区块有埠古13块、埠南13-51块、埋东西区稠油块Ng45、Ng44Ng71,超稠油区块有埠南91-P1块、埠911块。掺水系统分为高压掺水系统即埠古13块、埠南13-51块、坦911块、埠东西区稠油块Ng45、Ng44Ng71,和低压掺水系统即埠南91-P1块。稠油掺水系统为空心杆泵上掺水和地面掺水降粘，超稠油为掺水集中加热地面掺水伴输。2.现状调查2.1油藏开发现状我矿管理的超稠油区块主要为91区快和911区块，含油面积为1.52km2,石油地质储量395X104to原油性质：根据埠南91-平1井试采资料，

3、东二段地面原油密度1.054g/cm3,8(TC原油粘度lOOOOmPa.s左右,总矿化度6050mg/L,水型NaHCO3。埠91-P1块位于东营市利津县刁口乡境内，位于埠东联合站的西南部，距联合站约6hn。2.2生产现状(1)土呈南91-P1块现有油井33口，其中封井口2口，剩余生产井31口，目前开井21口，日产液量426.2吨，日产油井203.3吨，综合含水52.3%o(2)埠911块现有油井7口，其中封井口1口，剩余6口，目前开井4口，日产液量282.8吨，日产油量42.8吨,综合含水84.9%o(3)埋古13

4、块、埠南13-51块现有开油井36口，日产液量2975.1吨，日产油量215.1吨，综合含水92.8%。部分井粘度较高，进行空心杆或地面掺水，主要集中在埠56#站、埋74#站。(4)埠东西区稠油块Ng45、Ng44Ng71现开油井52口，日产液量2996.2吨，日产油量163.2吨，综合含水93.9%。部分井粘度较高，进行空心杆或地面掺水，主要集中在埋18#站、埋78#站、埠85#站、埋86#站。2.3埋南91-P1块低压掺水系统现状埠91-Pl块已建掺水泵房1座，配套DY46-50X7（Q：35m3/h、H：400m

5、）掺水泵3台，日常变频运行1台，掺水干压3.0〜3.8MPa,日掺水量约480m3o建有掺水计量站3座，配套掺水加热炉3台，其中HJ1500-S6.4-Q水套加热炉1台（58#站）、HJ1200-S6.4-Q水套加热炉2台（新70#站、84#站），掺水温度90〜10CTC。掺水工艺流程：埠一注、污水处理站、掺水泵、加热炉、掺水计量间、单井。埠一注转水管线为胶带管，未保温；掺水间至单井的掺水流程采油泡沫管保温。配套安装3台1200KW掺水加热炉。掺水加热炉供气来源两处，一是埠东联直供干气，通过埠东联至河口输气干线（DN2

6、00）输送至埠91-P1块；二是埠913区块伴生气，通过集油干线气包（DN600）进行分离。日供气量约2520m3o2.4高压掺水系统现状埠古13块、埠南13-51块、埠911块、埠东西区稠油块Ng45、Ng44Ng71现状掺水系统依托埠一注低压注水系统建设，使用简易减压阀进行一级减压，掺水干压8（TC特热水,水量控制在20-30m3/h,保障掺水系统正常。达到可以总体和分段替代掺水泵，保障掺水稳定和压力系统正常。4.2高压掺水系统（1）埠东西区稠油块Ng45、Ng44Ng71掺水总干线加装应急流程。即在埠18#站掺水

7、流程总闸阀后部加装高压250卡箍闸阀，使用400型泵车通过该闸阀向掺水系统打入＞8(TC特热水，水量控制在20-30m3/h,保障掺水系统正常。(2)埠古13块、埠南13-51块、埋911块在105队低压注水干线与埋三注高压注水流程进行联通。即在埠15#站进行高低区注水干线联通。达到保障掺水稳定和压力系统正常。5.实施效果■■■2012年8月3日受风暴潮袭击，造成全线停产。埋南91块所在的埋西线、泡沫线因故障短时间内无法恢复，整改超稠油系统停产，天然气供应中断，地面流程通过应急流程得以保障。105队注水干线前端穿孔，造

8、成105队注水干线停用，短时间内无法恢复，倒高低压联通，后保障了埠古13块、埠南13-51块、埠911块掺水井正常生产。6.经济效益该建议实施以来，低压掺水系统应对突发事件4起，每次减少泵车使用3套，保障地面管网畅通。高压掺水系统应对突发事件3起，每次减少泵车使用3套，减少停井造成原油产量损失65吨。直接经济效益=2.5*4+0.