鲁克沁油田

2024-08-09

鲁克沁油田（精选3篇）

鲁克沁油田篇1

引言

鲁克沁油田开采工艺采用井筒掺稀降粘采油技术, 地面配套建设始于2002年, 集输工艺采用双管伴热单井集油;单泵对单井掺稀;大罐热化学沉降脱水工艺;成品原油装车外运等, 满足稠油生产要求。至2008年, 鲁克沁油田中区共建成拉油站8座, 除鲁2站具有较为完善的设施外, 其余7个站均为临时拉油站, 存在原油损耗量大, 稀油管线结蜡严重, 热洗周期短、能耗高等一系列问题, 造成管理人员多、运行成本大、安全风险高。随着鲁克沁油田产能规模的进一步扩大, 地面系统不适应生产需要, 是地面系统建设亟待解决的问题。

基于以上项目背景及技术需求, 结合已建设施情况和混合原油物性, 对正式建产的鲁克沁油田中区集输系统总体布局、集输工艺、掺稀工艺、临时站工艺进行优化和完善, 为油田进一步开发夯实地面集输基础。

1 集输优化措施

鲁克沁油田中区集输系统, 经2008—2009年不断的优化完善, 相继建成玉东集中处理站、中区联合站、稠稀油管网、以及其它配套公用系统。形成稠油处理及混合油、稀油拉运以联合站为中心, 以玉东集中处理站为辅助;混合原油集输利用临时拉油站, 采用一级布站;热稀油从联合站统一制备、统一供送的地面建设格局, 并为中区原油在联合站统一进线管输创造条件。

2 优化措施

2.1 混合原油集输系统优化

(1) 玉东4块:玉东4块含水较低, 实际生产稀稠比1:1, 集输温度30℃, 混合液粘度465m Pa.s, 采用双管伴热集输。伴热热源为集中处理站加热炉供应热水, 站内设保安电源, 避免凝管事故发生。

(2) 玉东2块、鲁8块、鲁2块:玉东2块、鲁8块、鲁2块含水较高, 实际生产综合掺稀比达到1:1.5, 按掺稀比1:1.2计, 集输温度20℃时混合液粘度287m Pa.s, 对集输管网进一步优化简化, 确定采用单管集输。掺稀计量站停输时, 集输管线用热稀油置换, 避免凝管。

(3) 临时拉油站:临时拉油站改造后, 单井混合液通过生产汇管直接输至联合站进行集中处理, 充分利用井口压力。

(4) 鲁中联合站:联合站混合原油脱水罐设置自动温控设施, 可根据生产需要, 实时调整脱水温度, 提高脱水原油质量。

(5) 原油集输管线合理设置保温结构, 极大减少热量散失, 保证混合原油的正常集输。

2.2 稀油系统优化

(1) 取消临时拉油站分站稀油系统;

(2) 在联合站设置换热器集中制备热稀油, 改常压加热稀油为带压密闭加热稀油, 有效提高稀油加热温度, 从联合站至井口, 热稀油采用密闭输送, 杜绝由于加热造成的稀油轻组分挥发;

(3) 完善热稀油供应管网, 玉东4块掺稀站稀油管网采用树枝状, 稀油计量在掺稀站进行, 节省工程投资;

(4) 在联合站集中设置稀油卸油设施。

2.3 掺稀计量站优化改造

(1) 拆除临时拉油站原油装卸设施、原油储罐、加热设施, 保留掺稀泵, 将临时拉油站改造成为掺稀计量站;

(2) 增设掺稀站事故流程, 当掺稀站停运时, 用热稀油对稠油集输管线进行置换, 防止凝管;

(3) 增设稀油生产、单井计量流程, 使稀油计量更为准确;

(4) 增设混合原油计量装置, 改检尺计量为装置计量, 提高计量准确性, 并降低劳动强度。

2.4 清污混注

对稠油采出水进行处理达标后回注既是保护储层、保持油田注采平衡、夯实油田稳产上产基础的经济环保的有效手段, 也是节能减排, 是实现油田可持续性发展的重要一环。

3 优化效果

3.1 节省稀油用量

热稀油联合站集中制备, 从联合站至井口密闭集输, 有效控制稀油轻组分挥发, 以及增设稀油流量计量仪表, 对单井掺稀量和单站掺稀量进行精细化管理, 节省大量稀油用量。中区掺稀量较优化前单站常压加热掺稀, 节省近90t/d, 年节约稀油拉运成本109万元。

3.2 稀油集中密闭加热, 有效控制单井掺稀管线结蜡速率, 延长热洗周期

稀油集中密闭加热, 使得稀油加热到更高温度成为可能。优化前单井站常压罐加热, 最高加热温度40℃。优化后, 换热器密闭加热, 稀油最高温度可加热到70℃。经近1年的运行, 平均小管径单井40多口每年热洗频次由12次, 降为6次, 每年节约热洗维护成本90万元。

3.3 对7个临时拉油站的改造, 节省大量的维护成本

系统优化后, 停运7个临时拉油站的撬装40m3原油储罐共97具, 停运装卸油泵28台套, 停运燃煤热水锅炉房7座, 节省这些油罐的清洗补漏、机泵维护费用每年约150万元。而系统优化后, 联合站原油储罐由于投运时间不长, 还没有发生维修费用。

3.4 节能降耗效果明显。

系统优化前, 7个临时拉油站均设有简易燃煤热水锅炉, 共设0.3-0.7Mw锅炉8台, 总功率3.6Mw, 锅炉设备简陋, 热效率低, 年耗煤3000吨, 每年购煤及运行费用260万元, ;系统优化后, 稀油集中加热, 联合站锅炉为燃气锅炉, 结构先进, 热效率高, 年然气量72万方, 折合标准煤1000吨。

3.5 清污混注——精细化注水环保节能

污水处理后回注, 保护环境与储层, 节约清水资源, 实现节能减排目的。

3.6 临时拉油站优化后, 有效降低劳动强度

临时拉油站改造成掺稀计量站后, 联合站将热稀油供至掺稀计量站, 通过选井阀组, 再由单井掺稀泵加压后, 与单井集油管线双管伴热输至井口;混合原油从井口集输至掺稀计量站, 由集油汇管直接输送至联合站进行集中处理。优化前每个站每班平均3人, 调减为每个站每班平均2人, 并为采油厂科学管理创造条件。

4 结语

鲁克沁油田本次优化完善仅局限于中区, 伴随着鲁克沁油田东、西区的逐步勘探开采, 需对整个油田集输系统进行优化调整;若开发规模深入、扩大所需掺入稀油资源不能满足需要, 化学降粘或天然气吞吐开发等开采方式势在必行, 相应的地面集输、处理配套技术也会发生变化。进一步优化研究适合鲁克沁稠油油田开发的地面配套技术, 对降低地面工程投资和生产成本, 保证生产安全平稳运行有非常重要的意义。

鲁克沁油田篇2

鲁克沁油田是1996年发现的超深层稠油油田, 属于世界级开发难题。在开发过程中, 先后采取了天然气吞吐、常规注水开发、注水见效提液增产、井筒泵上掺稀降粘有杆泵举升等一系列措施, 但是储层流体流动性能差, 单井产能低, 油藏能量衰竭较快。目前国内使用的锅炉压力不超过21MPa, 相关工艺技术配套成熟, 但是21MPa蒸汽锅炉亚临界蒸汽吞吐在鲁克沁试验并不理想, 锅炉压力受限, 蒸汽注入量少, 增产效果有限。为解决鲁克沁超深超稠井常规蒸汽吞吐无法有效增产难题, 吐哈油田决定在英4平1井开展35MPa超临界蒸汽吞吐先导试验, 增产效果明显, 并获得自喷油流, 这是我国35MPa超临界蒸汽吞吐技术首次实验成功, 随后在英501井再次试验, 也取得明显效果。

1 鲁克沁油田油藏特征

鲁克沁油田油藏埋深2300~3600m, 原油性质具有“高密度、高粘度、高凝固点、高非烃含量、中等含蜡量”等四高一中的特点, 属典型的芳香性稠油。储集层孔隙度18.9%~30.4%, 平均渗透率 (119~694) ×10-3μm2, 储层胶结程度较弱, 以泥质胶结为主, 50℃时的地面原油粘度10200-25570m Pa·s, 原油密度为0.95~0.97g/cm3, 凝固点为22~35℃, 非烃与沥青质含量高, 达到35%, 含蜡量很低, 约为4.13%, 表现出典型的高粘油特点。当温度低于60℃后, 随温度降低, 原油粘度迅速增加。

2 超临界蒸汽吞吐技术

2.1 蒸汽吞吐开采的增产机理

(1) 油层中原油受热膨胀、裂解、粘度降低, 流动阻力大大减小。油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来, 成为驱油能量, 且油层中存在的游离气溶于热原油中, 也将从热原油中逸出, 产生溶解气驱的作用, 都促使原油加快流动。回采时, 蒸汽加热的原油及蒸汽凝结水在趁热大排量回采时带动近井加热地带负压, 冷油被抽吸到加热带, 并吸收油层、顶盖层及夹层中的余热而使原油粘度降低, 所以原油流向井底延续时间更多。

(2) 地层的压实作用进一步增强了蒸汽吞吐的增油效果。研究表明, 地层压实作用产生的驱出油量高达15%左右;

(3) 蒸汽吞吐过程中的油层的解堵作用。在钻井完井、井下作业及采油过程中, 由于固形堵塞物受到稠油中沥青胶质成分的粘结作用, 入井液及沥青胶质很容易堵塞油层、造成严重的油层损害, 用常规采油方法, 甚至酸化、热洗等方法都很难清除堵塞物。蒸汽吞吐由于具有良好的解堵作用, 可以清洗井眼及近井地带, 改善油井的完善程度, 模拟计算表明, 油层损害越严重, 蒸汽吞吐的增产效果越好。

(4) 油层受热后, 油水相对渗透率变化, 增加了流向井筒的原油, 对于厚油层, 热原油流向井底时, 除油层压力驱动外, 受到自身原油重力的驱动作用也不容忽视。

2.2 超临界蒸汽

当水的温度和压强升高至临界点 (温度374.3℃、压力22.05MPa) 以上时, 因高温膨胀的水密度和因高压而被压缩的水蒸气密度正好相同时, 水就处于一种既不同于气态, 也不同于液态和固态的新的流体态---超临界态。这种状态的水即称为超临界水 (也称为超临界蒸汽) 。临界流体的物性兼具液体与气体性质, 其密度比一般气体要大很多, 黏度比液体小, 但扩散速度比液体快, 因而有较好的流动性和传递性能。

3 现场试验

3.1 英4平1井

英4平1井是部署在吐哈盆地库木凸起前缘鲁克沁构造带的一口评价井, 完钻井深2850.0m (斜深) , 完钻层位梧桶沟组。该区域原油密度0.94-0.96 g/c m³, 凝固点17-38℃, 粘度6773 mPa·s, 目前日产液3.4m3/d, 日产油2.3t/d, 含水26%。

3.1.1 注汽方式

采用油管正注的方式注汽。注汽时, 井口最大注入压力如表1, 预测地层破裂压力36.7MPa。

3.1.2 井口及管柱结构

井口:KR35-390型热采注汽井口1套。管柱结构:Φ114 mm倒锥1个×0.15 m+Φ89 mm (加) 外倒角大眼筛管1根×9.65m+Φ89m m (加) ×Φ73mm (加) 变扣1个×0.23m+Φ73mm (加) ×Φ108mm变扣1个×0.19m+Φ88mm真空隔热管270根×2502.595m+Φ88mm (加) ×Φ114mm (加) 变扣1个×0.15m+油补距5.47m=2518.435m。

3.1.3 化学水处理工艺流程

原水池→原水泵→絮凝剂加药→加氧化剂→多介质过滤器→超滤装置→超滤水箱→还原剂加药→阻垢剂加药→一级RO进水泵→保安过滤器→高压泵→一级反渗透装置→脱气膜→一级RO水箱→中间泵→保安过滤器→高压泵→二级反渗透装置→二级反渗透水箱→升压泵→E D I装置→除氧膜→除盐水泵→加氨→用水点

3.1.4 施工过程

7月19日-8月14日, 向井内注入蒸汽。每班蒸汽注入量为56m3, 累计蒸汽注入量为3028m3, 蒸汽最高注入压力28.5MPa, 最高温度为390℃, 套压最高达到31MPa。8月14日-8月20日, 焖井。井口油压由28.5M P a降至26MPa, 套压由31MPa降至25.65MPa。8月20日-8月29日, 分别用2mm、3mm、4mm油嘴放喷, 累计出液327.3m3, 产水229.46m3, 产稠油97.84m3。

该井未实施超临界蒸汽吞吐前日产油2.3m3, 从8月29日开始转抽后平均日产油3.39m3, 产量明显增加。

3.2 英501井

英501井是部署在英也尔构造带上的一口评价井, 该井于2011年4月22日完钻, 井深2400m (斜深) , 并在同年5月16日至5月20日进行了APR测试, 折算日产油量为0.494m3, 稠油粘度为38551.05m Pa·s/60℃。9月30日-10月31日对该井进行超临界注汽, 焖井7天, 于11月8日在转抽后日产油量曾达到了12m3, 效果明显。

4 结论及认识

(1) 超临界蒸汽吞吐工艺对超深层稠油开发有着比较明显的效果, 能有效的降低稠油粘度, 增加稠油的流动能力, 从而提高稠油井的生产能力。

(2) 现场的应用表明, 运用超临界蒸汽吞吐在鲁克沁油田试验效果显著, 为进一步鲁克沁油田超深稠油的开采提供了有益的技术支撑, 提供了重要参考。

(3) 吞吐过程中, 采用氮气隔热技术, 具有良好的隔热效果, 同时对套管可以起到保护的作用。

参考文献

[1]穆金峰.超深稠油注水井生物解堵研究与应用[J].新疆石油天然气, 2010 (3) :49-51.[1]穆金峰.超深稠油注水井生物解堵研究与应用[J].新疆石油天然气, 2010 (3) :49-51.

[2]林树才.超临界注汽锅炉的应用[J].今日科苑, 2008 (12) :64.[2]林树才.超临界注汽锅炉的应用[J].今日科苑, 2008 (12) :64.

[3]张怀文, 周江.蒸汽吞吐开采方法[J].新疆石油科技, 2011 (3) :78-80.[3]张怀文, 周江.蒸汽吞吐开采方法[J].新疆石油科技, 2011 (3) :78-80.

[4]寇磊, 严志虎, 姬洪明.稠油油藏蒸汽吞吐开发技术研究[J].辽宁化工, 2010 (10) :1076-1078.[4]寇磊, 严志虎, 姬洪明.稠油油藏蒸汽吞吐开发技术研究[J].辽宁化工, 2010 (10) :1076-1078.

鲁克沁油田篇3

关键词：掺炼,混合原油,工艺,研究

1 前言

原稳装置自2012年开始进行温米原油掺炼鲁克沁混合原油10%-70%不同比例的工业性研究, 因混合原油与温米原油性质不同, 在装置运行过程中出现了闪蒸塔超温、换热器 (冷却器) 负荷变化导致换热介质超出工艺卡片控制范围等问题, 针对这些问题我们进行了分析研究、制定对策并组织实施, 取得了预期效果。

2 油品性质

鲁克沁混合原油由吐哈鲁克沁稠油和吐哈轻质原油按照1∶1.4的比例配制而成。

温米原油具有密度小, 馏程轻, 酸值、残炭低, 硫氮含量、沥青质、胶质及重金属含量少的特点。酸值比较低, 加工时对设备腐蚀较小。轻质油收率高, <500℃总拔出率高达为89.40%。混合原油属低硫-中间基原油, 密度适中, 凝点13℃, 酸值较低, 硫含量低于0.5%含硫原油的指标, 氮含量低于常压装置进料控制指标0.23%, 金属含量低。

3 装置运行

原稳装置自2012年6月开始采用温米原油掺炼鲁克沁混合原油作为原料, 鲁克沁混合原油掺炼比例由10%至70%每批次按10%递增, 每批次平稳运行15~20天后, 改下一批次进行试验运行, 加工所有批次原油均生产0#柴油。装置掺炼鲁克沁混合原油比例超过40%后, 部分工艺参数、机泵等出现了问题。下面就对装置运行过程中出现的问题及主要工艺参数、产品收率进行统计、分析、整理, 如下表1所示:

原稳装置处理量维持在425吨/天、掺炼比例超过40%时, 工艺参数如闪蒸塔超温、电脱盐罐温度及重油出口温度出现超标、部分机泵出现超压等问题, 特别是掺炼比例达到70%时更为明显。同时装置的轻质油 (柴油+石脑油) 收率随着掺炼比例的增加下降越明显, 而稳定原油的收率明显提高, 装置单位加工成本上升。

4 原因分析

掺炼鲁克沁混合原油后, 原油性质改变, 在炉出口温度一定的情况下, 汽化率减少, 在全塔总物料量未变情况下, 全塔的物料分布情况发生了改变, 塔上部的物料量减少, 下部的物料量增加, 汽油和柴油馏分较轻质原油相比下降18.5%, 而重油组分相应的增加, 导致塔内的气液相负荷分布、物料平衡、热量平衡也发生很大变化。

闪蒸塔闪蒸出的汽油馏分减少, 其进入常压塔20层的汽油馏分相应减少, 造成常压塔顶部气相负荷减少, 塔顶压力下降;从全塔来看, 全塔热平衡下移, 为保证产品质量, 必须减少塔顶回流量, 增大塔底吹气量, 改变汽、柴油与重油切割点, 使塔顶热平衡上移。同时为保证柴油95%馏程合格, 又必须控制塔底吹汽量。实际操作中根据柴油闪点调整塔底吹汽量。闪蒸塔底产品的增加, 导致加热炉负荷增加;重油馏分的增加导致常压塔底温度明显上升, 重油出装置温度超标;而与重油换热的低温位介质 (原油) 换热温度升高, 导致其进入电脱盐罐温度升高, 闪蒸塔进料温度随之增高。

5 对策实施

(1) 提高减少顶回流量、增大塔底吹气量来提高塔顶温度和塔顶压力, 减少塔上部取热从而增加塔上部的气相负荷;

(2) 调节电脱盐罐进料、闪蒸塔进料与重油换热的换热器副线阀门开度, 减少重油进换热器的流量, 使其换热负荷移至重油冷却器, 增大冷却水的流量降低重油换热后温度, 降低电脱盐罐进料、闪蒸塔进料温度。

(5) 装置完成掺炼不同比例鲁克沁混合原油的工业性试验运行、数据采集、问题收集及对策制定及实施后, 在确保装置的安全运行及各项参数在工艺卡片范围内, 装置降低掺炼比例在50%以下运行。

6 结论

(1) 掺炼40%及以上鲁克沁混合原油装置处理量420吨/天时, 原稳装置出现了闪蒸塔温度超标、电脱盐温度达到规定上限机泵压力超扬程等问题, 虽然通过技术攻关解决了这些问题, 但长期运行仍需要进行技术改造。

(2) 掺炼鲁克沁混合原油后轻质油收率下降18.5%, 在装置未高负荷运行情况下会导致重油冷却水用量、机泵电耗增加, 装置能耗增加, 生产成本增加。

(3) 通过掺炼不同比例的鲁克沁混合原油, 为装置今后掺炼稠油打下了基础, 收集了实验数据, 并对今后掺炼稠油可能出现的问题提供了解决思路。

(3) 根据重油出装置温度启用备用冷却器保证掺炼40%及以上鲁克沁混合原油时重油出装置温度控制在工艺卡片规定范围内。

(4) 对原油进料泵、重油泵进行重新选型, 分别选用扬程为250 m3、200m3的机泵进行更换。

备注:表中重油出装置温度85/70, 80表示投用备用冷却器前的温度, 70表示投用备用冷却器后温度。

参考文献