海洋平臺水溶性降粘劑注入工藝設(shè)計與優(yōu)化研究

張 輝，張春娥，李長偉，馮 永，陳瑞燕

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

隨著常規(guī)石油資源儲備減少，稠油作為原油資源的重要組成之一，近年來得到更廣泛的關(guān)注。如今海上油田面臨增儲上產(chǎn)的挑戰(zhàn)，稠油開發(fā)也逐漸成為重大課題之一。由于稠油粘度高、流動性差，開采工藝首要改善和提高稠油流動性[1]。

目前，國內(nèi)外稠油開采常用降粘方法有物理降粘法、化學(xué)降粘法、微生物降粘法，以及多種降粘工藝相結(jié)合的復(fù)合降粘法[2-4]。化學(xué)降粘法工藝流程相對簡單，占地空間小，便于維護(hù)，不同稠油選擇適配的化學(xué)藥劑，能有效降低稠油粘度。其中水溶性降粘劑降粘率高，且使用經(jīng)濟(jì)[5-6]，已在海洋稠油油田開發(fā)中得到較為廣泛的應(yīng)用?；谌榛嫡硻C(jī)理，水溶性降粘劑將油水乳狀液由“油包水”型轉(zhuǎn)變?yōu)椤八汀毙停?dāng)油水比例增大，油水乳狀液存在乳化反轉(zhuǎn)的風(fēng)險，因此水溶性降粘劑經(jīng)摻水再注入井口，保證降粘效果。

近年海上稠油油田開發(fā)速度逐漸提升，新平臺稠油井口數(shù)量增多，且含水率不同，致使各井的最低配比濃度差異明顯。然而面臨新的形勢，對水溶性降粘劑注入工藝設(shè)計和優(yōu)化方法的研究很少，文章結(jié)合近期某海上油田CEPA平臺水溶性降粘劑工藝流程，對注入工藝設(shè)計和注入?yún)?shù)進(jìn)行研究和優(yōu)化，為水溶性降粘劑注入流程設(shè)計提供一種可行性和經(jīng)濟(jì)性設(shè)計參考。

1 水溶性降粘劑注入流程

依據(jù)油田推薦開發(fā)方案，生產(chǎn)初期高粘井最低溫度16 ℃，粘度高于10 Pa·s，之后隨著油田含水率和井口溫度逐年上升，可直接開采。

由于降粘劑注入周期短，摻水流程采用同一摻水管匯，代替各井分別配置摻水管線，以簡化流程節(jié)省空間，具體流程見圖1。

圖1 CEPA平臺降粘劑注入流程Fig.1 Viscosity reducer injection process on CEPA platform

降粘劑摻水由注水系統(tǒng)提供，經(jīng)節(jié)流降壓閥組和流量計精確控制注入壓力和摻水量，降粘劑通過計量泵精確控制藥劑注入量[7]，經(jīng)計量的降粘劑與水相互混合，以統(tǒng)一的配比濃度經(jīng)藥劑注入管匯注入各井電潛泵入口，改善井底原油流動性，同時降低稠油開采舉升負(fù)荷[8-9]，含降粘劑的井口產(chǎn)液采出后進(jìn)入平臺原油處理系統(tǒng)。

2 注入?yún)?shù)設(shè)計與優(yōu)化

在同等降粘率的條件，降粘劑注入指標(biāo)隨含水率不同而變化。根據(jù)指標(biāo)要求，結(jié)合配產(chǎn)含水率，推導(dǎo)各井的藥劑配比濃度范圍，給出分組計算的優(yōu)化方法，文中以第一年為例分析計算。

2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和設(shè)計指標(biāo)

CEPA平臺投產(chǎn)第一年的稠油井單井配產(chǎn)數(shù)據(jù)見表1。

表1 CEPA平臺單井配產(chǎn)數(shù)據(jù)Tab.1 Production profile of single well on CEPA platform

降粘工藝設(shè)計指標(biāo)基于摻水注入后的井口產(chǎn)液，具體如下：含水率不低于20%；當(dāng)含水率低于30%，降粘劑濃度不低于5 000 mg/kg；當(dāng)含水率不低于30%，降粘劑濃度不低于3 000 mg/kg。

2.2 設(shè)計方法

(1)當(dāng)井口產(chǎn)液含水率不低于20%，且低于30%，降粘劑濃度不低于5 000 mg/kg，水溶性降粘劑濃度基于水量計算，即

(1)

(2)

式中：Qi——降粘劑混配溶液注入量，m3/d；Qw——生產(chǎn)井自產(chǎn)水量，m3/d；Ql——生產(chǎn)井自產(chǎn)液量，m3/d；Ci——混配溶液的配比濃度。

根據(jù)式(1)～式(2)，換算得到注入量和配比濃度要求，即：

(3)

(4)

根據(jù)式(3)，得出注入量極小值計算公式，即：

(5)

根據(jù)式(4)，得出配比濃度和注入量計算公式，即：

(6)

(7)

(2)當(dāng)井口產(chǎn)液含水率不低于30%，降粘劑濃度不低于3 000 mg/kg，即

(8)

(9)

根據(jù)式(8)～式(9)，換算得到注入量和配比濃度要求，即：

(10)

(11)

根據(jù)式(10)，得出注入量極小值計算公式，即：

(12)

根據(jù)式(11)，得出配比濃度和注入量計算公式，即：

(13)

(14)

2.3 優(yōu)化方法

根據(jù)降粘工藝設(shè)計指標(biāo)，以含水率20%為分界點，藥劑濃度指標(biāo)互不相同，可應(yīng)用多變量分析法，以某一變量為自變量，根據(jù)不同分組條件進(jìn)行計算優(yōu)化。從表1可知，各井的配產(chǎn)含水率差異明顯，但是降粘劑摻水注入后，井口產(chǎn)液的含水率會高于配產(chǎn)含水率，而各井摻水量不同且是待定值，注入前后的含水率不宜作分組依據(jù)。據(jù)此轉(zhuǎn)換思路，以各井同一配比濃度為自變量，假定濃度為某一定值，計算純藥劑量和摻水量。

為便于計算，因純藥劑量遠(yuǎn)小于摻水量，降粘劑混配溶液注入量Qi等同于摻水量，設(shè)計過程如下：

(1)計算各井摻水量和配比濃度的取值范圍。

基于指標(biāo)b，設(shè)定計算前提：井口產(chǎn)液含水率不低于20%，且低于30%，降粘劑濃度是5 000 mg/kg，應(yīng)用公式(3)和(6), 計算結(jié)果見表2。

表2 基于指標(biāo)b的降粘劑參數(shù)計算結(jié)果Tab.2 Calculation results of viscosity reducer parameters based on specification ‘b’

基于指標(biāo)c，設(shè)定計算前提：井口產(chǎn)液含水率不低于30%，降粘劑濃度是3 000 mg/kg，應(yīng)用公式(10)和(13), 計算結(jié)果見表3。

由于井2自產(chǎn)水量是0，井3、井11配產(chǎn)含水率超出20%，不做相關(guān)計算。

表3 基于指標(biāo)c的降粘劑參數(shù)計算結(jié)果Tab.3 Calculation results of viscosity reducer parameters based on specification ‘c’

結(jié)果分析以表2中井1為例，若藥劑配比濃度Ci小于0.637%，則井1產(chǎn)液的降粘劑濃度低于5 000 mg/kg，或含水率高于30%，或兩項參數(shù)均產(chǎn)生偏離，這與指標(biāo)b完全背離，此時可采用指標(biāo)c設(shè)計；若Ci大于0.793%，則井1產(chǎn)液的降粘劑濃度高于5 000 mg/kg，或含水率低于20%，或兩項參數(shù)均產(chǎn)生偏離，此時可反向推算，假定含水率20%為已知條件，推算降粘劑濃度，符合指標(biāo)b要求。

(2)劃分配比濃度節(jié)點，分組計算。

由于指標(biāo)b的藥劑濃度要求比指標(biāo)c嚴(yán)格，分組設(shè)計首先參照表2，其次表3。分組原則如下，計算結(jié)果見圖2。

圖2 分組設(shè)計的純藥劑量和摻水量Fig.2 Chemical and blending water flowrate curve of group design

當(dāng)配比濃度取值Ci大于表2某井的最大藥劑配比濃度，以最小含水率20%為已知項，采用公式(5)計算最小摻水量，劃歸組1；當(dāng)Ci處于表2某井的藥劑配比濃度范圍，以最小降粘劑濃度5 000 mg/kg為已知項，采用公式(7)計算相應(yīng)摻水量，劃歸組1；組1采用指標(biāo)b設(shè)計。

當(dāng)Ci不大于表2某井的最小藥劑配比濃度，根據(jù)表3分組。當(dāng)Ci大于表3某井的最大藥劑配比濃度, 以最小含水率30%為已知項，采用公式(12)計算最小摻水量，劃歸組2；當(dāng)Ci不大于表3某井的最大藥劑配比濃度, 以最小降粘劑濃度3 000 mg/kg為已知項，采用公式(14)計算相應(yīng)摻水量，劃歸組2；組2采用指標(biāo)c設(shè)計。

根據(jù)分組設(shè)計計算結(jié)果，最小純藥劑量為1.015 m3/d，相應(yīng)摻水量為191.4 m3/d。

2.4 計算方法對比

按照常規(guī)設(shè)計方法，由于井3、井11配產(chǎn)含水率超過20%，所有稠油井統(tǒng)一按降粘工藝設(shè)計指標(biāo)c設(shè)計，藥劑配比濃度取各井口所需濃度的高值如圖3。

圖3 傳統(tǒng)設(shè)計的純藥劑量和摻水量Fig.3 Chemical and water flowrate curve of conventional design

從圖3可知，常規(guī)設(shè)計的最小純藥劑量為1.294 m3/d，相應(yīng)摻水量為269.7 m3/d。

與常規(guī)設(shè)計相比，采用分組設(shè)計使純藥劑量減少21.5%，摻水量減少29%，由此可見，分組設(shè)計在同等的流程和降粘要求下，降低了純藥劑消耗和摻水需求，減小了降粘劑罐等設(shè)備尺寸，不僅提高經(jīng)濟(jì)性，而且節(jié)省平臺空間。

3 結(jié)論

如今海上稠油開發(fā)過程中稠油井?dāng)?shù)量逐漸增多，由于“多線對多點”的方法在平臺空間利用方面的短板愈發(fā)明顯，并且隨油田含水率逐年上升，稠油開發(fā)集中在生產(chǎn)前期，降粘開采周期短，水溶性降粘劑注入工藝更多的采用“單線對多點”，不僅節(jié)省了布置空間，也適度平衡了經(jīng)濟(jì)性。

在此方案基礎(chǔ)上，給出了新的分組設(shè)計方法，以優(yōu)化純藥劑用量為目的，優(yōu)選適宜的混配溶液配比濃度，即摻水量不影響平臺注水的情況下，計算純藥劑的最小用量。通過實例計算對比，分組設(shè)計降低了21.5%純藥劑消耗，進(jìn)一步提升了“單線對多點”注入工藝的經(jīng)濟(jì)性，為水溶性降粘劑注入工藝優(yōu)化計算提供了理論依據(jù)。