[发明专利]掺水集输工艺技术

说明书

所属技术领域

一种针对高粘度、高凝点、高含蜡油质而采用的一种集输工艺技术，属于石油开采领域。

背景技术

对于油田油井分散的小油田，其单井产量低，新井生产不含水采油周期短，油静产液的含水率上升快并且周期长，需要采取合适的采油工艺。

发明内容

为了适应此类油田的特点，本发明提供一种掺水集输工艺技术。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：

原油含水的情况，分两种状态，一是乳化水，二是游离水。其中乳状液也是由水和与水不相容的有机液体(统称为油)所组成。根据分散相和连续相的不同，将乳状液分为水包油和油包水两种类型：前者油是分散相，而水是连续相，表示为油/水(或O/W)；后者水是分散相而油是连续相，表示为水/油(或W/O)。

原油对水的体积比直接影响乳状液的类型、粘度和油井产量。按奥斯特瓦德(Qstwald)的理论，O/W乳状液中上限值可达0.7402。由于温度、混合条件等因素的影响值可在0.26～0.74之间波动，只有当乳化剂浓度足够大时才能达到0.74，而不转化为油外相，所以乳状液中原油比例不能超过74％，否则会使乳状液破坏或变形。按上述理论与实践试验通常原油对水的体积比为70∶30或60∶40。

当原油中含水率小于26％时，原油只能形成油包水(W/O)型乳状液；含水率大于75％时，原油形成水包油(O/W)型乳状液；含水率大于26％但小于74％时，原油形成何种类型的乳状液，与乳化剂类型及环境条件等有关，也即属于W/O和O/W的过渡带。故含水率75％为腰滩油田实施掺水的“转向”点，此时，在原油输送时，将油与油壁之间的摩擦转变为水与水及水与壁之间的摩擦，其粘度大幅度降低。

该工艺的有益效果是，降粘效果优于井口伴热三管流程输送。若原油含水达到65％以上，这时属于水中“漂油”，管中原油的表观粘度很小；其次井口无运行设备，最后掺入活性水，即是脱离出来的污水，实现掺水闭路循环使用。

具体实施实例

在掺水刚投入运行时，由于没有及时把相关知识扩散到位，外围井组为了保持正常生产运行，掺水量配水较大，随着掺水流程在腰滩油田的全面启动，联合站内出现了储油罐原油含水上升的问题，原因是该站的三相分离器的处理能力最大为600方/日(清罐状态下)，在没有实施掺水和掺水没有全部实施时，经三相分离器处理的液量小于500方/日，三相分离器处理后的油和水都能达标，故联合站能够正常运行。掺水工艺全面实施后，每天进三相分离器处理的液量为：产液量/日+掺水量/日＝800方/日，远大于三相分离器的日处理量600方/日，从而造成处理后的原油含水上升(达10％甚至更高)，进一步引起储油罐含水上升，影响原油销售。同时为保证大量掺水的供热，两台锅炉都在运行；储油罐切底水工作量增加；污水提升泵不停运转；污水罐、污水池稍不留意就会水漫金山；工作人员精神高度紧张，全站处于超负荷运转状态。一旦任何一个环节出现问题，如锅炉停运、提升泵超负荷损坏等情况，站区运行就会出现故障，从而造成外围抽油机停抽，整个油田会全面停产。

解决办法：考虑腰滩油田各井产液量、出液温度、含水率、距离远近(井口-计量间、计量间-联合站)等因素，实行距离近的少掺、距离远的多掺；液温高的少掺、液温低的多掺；含水高的少掺、含水低的多掺。如腰7井离计量间最近，只有50米，且有火烧罐增温(可增加10℃)，就没用掺水；腰23井最远，掺水2方/小时，以确保掺水温度；苏205B井因产液量大，井口液温最高可达50℃，且含水达90％，不仅不掺水，反而可以作为其他油井的掺水使用；腰25井含水42％，掺水量按正常调配(综合含水80％)。

对于同一平台的多个油井，由以前的每井一躺掺水流程改为多井用同一趟掺水流程。如：串腰13、腰14，腰19、腰20。腰13、腰14井以前都是单独使用掺水，经常出现调配不稳定，因两井位于同一平台，井口间距只有4米，经过井口流程改造，使掺水先经过腰13井，然后，用腰13井经过掺水后的总液来作为腰14井的掺水，达到了减少掺水量、稳定生产的效果。

对于含水在85％以上的井不掺水，并尽一步用该井产液作为其他井的掺水。如苏205B井，含水率90％，日产水58.79方，出液温度在25-500C(随环境温度变化)，用该井作为腰29井和侧腰1的掺水使用。腰12井含水93％，不用掺水，直接输送到计量间总管汇。

乳化降粘法是使水溶性好的表面活性剂作为乳化剂，按一定量加入水中注入油井，使含水原油分散游离，形成O/W型乳化液，这种乳化液的粘度大大低于稠油的粘度，比稠油与井下水形成的W/O型乳化液的粘度更低，从而达到降低稠油粘度的目的。根据实验室对药剂的筛选实验结果，确定了药剂和加药浓度，通过管道泵加药、套管环空连续滴加(后又改进为恒压滴加)、环空定期倾倒的方式，进行加药，达到破乳、降粘、降凝的效果。