蒸汽驱开采期油气集输工艺优化.pdf

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1、工艺管理蒸汽驱开采期油气集输工艺优化王文（中油辽河工程有限公司辽宁省盘锦市124010）摘要：稠油采用蒸汽开发驱后，井口采出液温度高，含水率油气分离缓冲罐→立式分离器→空冷器→计量→加热炉燃高，通过对地面集输工艺改造为井口不加热单井串接集油工艺气后，可取消井口加热炉、站内掺液炉、掺液泵，简化了工艺流程，降站外来套管气低了系统运行成本，具有广泛的应用空间。站外来天然气→计量关键词：蒸汽驱；稠油；串接集油；目前该两种流程均存在着能耗高的弊端，井口加热单管工艺稠油开采经历了常规干抽和吞吐试采、蒸汽吞吐开发及非混流程所需井口加热炉多，且布置分散，不易管理；井口掺液输送双相驱等转换开

2、发方式试验的开发过程，先后经历了四个阶段：第管流程需在计量接转站内布置掺液缓冲罐、掺水加热炉、掺水泵、一阶段：常规干抽及蒸汽吞吐试验阶段，第二阶段：全面蒸汽吞吐掺水阀组等一系列设施，占地大，能耗高，投资高。开发阶段，第三阶段：加密调整和综合治理、提高储量动用程度及结合蒸汽驱开采的采出液温度高、含水率高等特点，需对地开发方式试验阶段，第四阶段：递减阶段，此阶段，新井大幅度减面油气集输的工艺进行优化。少，同时措施井次逐年减少、增油效果也逐年变差，无法弥补老井三、井口不加热单井串接集油工艺描述的自然递减，区块产量呈现逐年下降的趋势目前已全面进入吞吐在蒸汽驱区块采用井口不加热单井串

3、接集油工艺，该工艺特开发后期，存在压力水平低、井况日趋恶化、水浸使油水关系复杂点为充分利用采出液温度不加热集输进站，单井采出液计量采用化、吞吐效果严重变差等开发矛盾和问题，吞吐开采难以维持稳井口计量方式，各站所辖井按照区域位置分布，分成若干井组平产，开发矛盾和问题日益突出。目前的油藏状况已很难满足稳产台，采用串接集油方式将采出液输送至就近计量接转站。的需要，继续吞吐的潜力很小，为取得较好的开发效果，有效减缓含水原油表观粘度变化曲线为原油表观粘度的变化先经历区块的产量递减，开始进入到了第五个阶段：转换开发方式阶一个上升区：随之含水率的增大而升高，到拐点后原油表观粘度段。本文将

4、详细介绍将开发方式转换为蒸汽驱开采后，地面油气开始进入到下降区，拐点含水率一般为45%～60%，这时表观粘度集输工艺随之的转换。达到最大值，随后开始下降，下降至80%左右进入到平缓区，进入一、蒸汽驱开发的特点该区后，含水油表观粘度随之含水率的升高变化微小。蒸汽驱主要工作原理为通过注汽井往井底注入干度不低于本文论述的油品含水率达到85%以上，表观粘度已进入平缓70%的高温蒸汽，通过高温蒸汽改变油藏流体流动性，提高采收区，且远远低于纯油粘度，为井口不加热单井串接集油工艺提供率。了有力条件。蒸汽驱采出液特点：井口不加热单井串接集油工艺流程为：1.温度高：在高温蒸汽的作用下，在蒸汽

5、驱热连通阶段单井1.井场流程产液温度：35～50℃，而到全面驱替阶段后，井口采出液温度能达单井来液→单井智能计量器到70～80℃。单井来液→单井智能计量器计量接转站2.含水率高：采用蒸汽驱开采的油藏已经进入到了稠油开发单井来液→单井智能计量器中后期，进入2.接转站内流程：到高含水期阶段，含水率能达到85%以上。单井来油气→缓冲罐→外输泵→外输加热炉→外3.油气比低：油气比约为10m3/t。输至联合站二、集输工艺优化的必要性气目前常用稠油集输工艺为井口加热单管集输工艺和井口掺立式分离器→空冷器→站内燃烧液输送双管集输工艺。四、井口不加热单井串接集油工艺优势井口加热单管工艺流程

6、为：1.蒸汽驱开发生产参数适合采用井口不加热单井串接集油1.井场工艺套管气蒸汽驱开采井口产出液综合含水达到85%以上，全面汽驱阶采油井口油单井管线计量接转站段井口出油温度能达到70～80℃，井口回压要求为0.5MPa，根井口掺液（稀油或水）据现场参数及工艺计算结果，可以实现井口产出液不加热串接进2.计量接转站计量接转站，利用计量接转站外输加热炉一级加热保证含水原油（1）稠油生产流程：外输温度70℃输送至联合站。单井来油气→计量间→油气分离缓冲罐→外输泵→计量→2.井口不加热单井串接集油工艺能耗低外输加热炉→集输管线→联合站井口不加热单井串接集油工艺取消了井口加热，掺水升温升

7、（2）掺稀油流程：压等能耗，且单井采出液串接集油后，管线沿程温降小，该工艺综稀油干线来稀油→加热→总计量→稀油分配阀组→单井计合能耗相比井口加热单管工艺流程降低约17%，相比井口掺液输量→掺稀油管线→井口送双管降低约23%。（3）天然气流程：3.井口不加热单井串接集油工艺投资成本低油气分离缓冲罐→立式分离器→空冷器→计量→加热炉燃用井口不加热单井串接集油工艺，可减少井口加热炉、掺液气泵、掺液加热炉、掺液管线等设施，年运行费用及生产成本大大降站外来套管气低。站外来天然气→计量结束语井口掺液输送双管工艺流程为：稠油开发