蒙古林油田火驱开发先导试验地面工艺技术

李新彩 张光宇 申文鹏 袁玉晓

（1.中国石油华北油田分公司工程技术部；2.中国石油大学（北京）；3.中国石油工程建设有限公司华北分公司）

0 引言

华北蒙古林油田于1990年6月正式投入开发。截至 2019年 12月，砾岩生产总井数 95口，开井78口，日产液1 393 t，综合含水91.83%，累计产油248.3×104t；水井总数31口，开井14口，日均注水1 129.2 m3，累计注水2 319.3×104m3；月注采比0.676，累计注采比0.943地质储量采出程度18.05%。现处于“双高”开发阶段，原有水驱提高采收率的方法效率降低，亟需研究新油藏开发方式，即火驱开发方式进行油藏开采。

本火驱开发先导试验原理是利用空气作为注气气源，先由低压压缩机增压，干燥机干燥，再进入高压压缩机增压至15 MPa。通过枝状注气管网向油层内注入高压空气。利用原油中 10%～15%的重质组分作为燃料就地燃烧，燃烧产生的热量、气体、水蒸气、气态烃等形成混相驱，把原油驱向生产井。生产井将采出液和伴生气通过集输管道混输进油气处理站，经过油、气、水分离后，原油进入蒙一联外输泵外输，分离出的伴生气和烟道气低压输送到其他油田区块有效利用，采出水进行有效回注。

1 注气站压缩机选型及流程设计

1.1 火驱注气特点

火驱试验要求试验期间注气中止时间不超过24小时，特别是点火初期应控制在 12小时以内。点火阶段单井注气量调整幅度较大，需要控制所注空气水露点，防止注气管道腐蚀。本试验注入气为空气，设计注气压力15 MPa下空气水露点为-5 ℃。参考GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》要求，“进入输气管道的气体水露点应比输送条件下最低环境温度低5 ℃”，由于本试验注气管道敷设在冰冻层以下，环境温度大于0 ℃，气体的水露点需≤-5 ℃即可，换算成干燥机出口压力露点为-33.9 ℃（0.95 MPa）。根据干燥机选型要求，并参考GB/T 13277.1—2008《压缩空气 第1部分：污染物净化等级》规定空气湿度等级，低压压缩机后处理干燥设备出口空气压力露点控制为-40 ℃（1.0 MPa）。湿度等级划分如表1所示。

表1 湿度等级表

1.2 注气参数

火驱试验区块共有6口注气井采用逐一点火方式将油层点燃，点火阶段单井注气量0.6×104m3/d。整个生产期注气压力在10.8 MPa以上，其他见表2。

表2 注气参数表

表中数据可以看出，整个过程注气量呈现先上升后下降的特点，气量变化范围较大。

1.3 压缩机选型及注气工艺

本试验中注气地层压力为10.8 MPa，考虑沿程压损及注气后期地层压力升高等因素，压缩机出口压力定为15 MPa。由于单一机型无法实现本项目工况要求，因此采用低压压缩机+高压压缩机组合的形式满足注气要求。

1.3.1 低压压缩机选型

根据注气期内气量变化范围较大的特点，低压压缩机选用的是4台螺杆压缩机（3用1备），具体运行工况如图1。

图1 低压压缩机运行工况

螺杆压缩机具有结构简单，流量调节范围广，占地面积小等优点。压缩机单台排气量为 8.8×104Nm3/d，进口温度-40～39.7 ℃，进口压力常压，出口温度40～50 ℃，出口压力1.0 MPa。

根据前7个月注气量3.6×104～7.2×104Nm3/d，开启1台变频螺杆机即可，需要注意的是点火工况下，第一口井的点火注气量为0.6×104Nm3/d，此时需部分气体放空；在6口注气井全部点燃后基本不再放空，靠气量调节运行一台压缩机。当注气至8～108个月时，注气量18×104～24×104Nm3/d，开启2台工频和 1台变频螺杆压缩机进行气量调节。109～120个月，注气量下降，开启1台工频和1台变频压缩机即可满足注气需求。

1.3.2 高压压缩机选型

高压压缩机选用3台往复压缩机（2用1备），往复压缩机具有排气压力高、气量调节范围大、总功率低、占地面积小、投资少等特点。单台压缩机排气量 12×104Nm3/d，进口温度 40～50 ℃，进口压力 0.95 MPa，出口温度经过级间冷却后控制在50 ℃，出口压力15 MPa，具体运行工况如图2。

图2 高压压缩机运行工况

从图中可以看出，前 7个月注气量 3.6×104～7.2×104Nm3/d，开启1台变频往复机，气量调节范围 6.6×104～12×104Nm3/d；点火工况和前期需有部分空气放空，当气量需求达到6.6×104Nm3/d时，不再放空，可根据气量需求进行调节。注气8～120个月时，注气量16.5×104～24×104Nm3/d，开启1台工频和1台变频压缩机进行气量调节。

1.3.3 注气站工艺流程

利用空气作为注气气源，进入压缩机后经自洁式过滤网将空气中的固体杂质及颗粒过滤，随后经过增压、变频调节和恒压控制（出口压力1.0 MPa），冷却后（排气温度≤50 ℃）进入空气干燥系统（水露点控制在-40 ℃，1.0 MPa），再进入高压压缩机增压至出口压力15 MPa，冷却后（排气温度≤55 ℃），进入高压缓冲罐稳压后出站。

1.3.4 注气管网

高压注气管道采用枝状连接方式，将压缩空气输至各单井井场，通过流量计量和流量分配后注入地下（投产初期油、套管同时注气，以防可燃气体窜入井筒）。井口设置流量调节阀，流量调节阀与流量计连锁，合理分配单井注气量。在注气井场单井注气管道上设置止回阀，防止地下高压气体反窜造成压缩机及管道损坏，进站管道上设置截断阀，实现站内外系统截断。具体流程如图3。

图3 注气井工艺流程图

2 油气集输及处理工艺

2.1 油气集输工艺

根据原油物性（见表3）和产量预测（见表4），经过模拟计算，先导试验期22口生产井采用枝状串接方式，将油气混输至蒙一联新建油水处理站。

表3 蒙古林油田断块原油物性

产量预测如表4。

表4 火驱试验产量预测表

采用一级布站单管集输工艺，井口回压小于1.5 MPa，集输温度正常值在37～60 ℃范围内，井口温度达到80 ℃关井。共设计4条集油干线，集油干线采用变径管，根据串接井数逐渐变多，管径逐级变大，保证端点井正常生产。

鉴于采出气量比较大，为避免管道出现气阻憋压影响单井产量，对油气集输方式进行了比选（如表 5）。

表5 集输方案对比表

根据对比结果，油气混输井口回压较低，管网投资较低，因此选择油气混输方案。

图4为油气井集输工艺流程图，油气井工艺流程设计为井口采出液采用功图量油，预留标定口定期标定功图量油精确度；井口套管气管道上安装孔板流量计，在线计量套管气量。

图4 油气井集输工艺流程图

2.2 油气处理工艺

油气处理采用分离器进行分离，分离出的伴生气+烟道气输送至其他区块回注地层；分离出的原油随蒙一联原油一并输走；采出水与蒙一联采出水一并输往其他区块回注地层。

鉴于生产气量较大，站内设两级分离。油气混输进站后先进行气液分离，控制压力0.6 MPa。分离出的液相进入三相分离器进行二级分离，控制压力0.3 MPa；两级分离的气相在干燥机干燥后，伴生气和烟道气低压输送至其他区块回注。

3 设备及管道材质选择

3.1 烟道气配置

在蒙一联加热炉获取烟道气，按气体成分比例配置试验用烟道气：H2S（0.08%）、CO2（15%）、O2（3%）、CO（5%）。采用蒙古林M10-13井采出液，用配制出的烟道气进行饱和。

3.2 地面集输管道模拟环境

1）油气混输管道：试验压力2.0 MPa；试验温度 50 ℃、60 ℃、70 ℃、80 ℃；试验介质为含水 70%乳状液（饱和烟道气）；材质采用20号钢、304L、316L三种。

2）烟道气集气管道（湿气）：试验压力2.0 MPa；试验温度50 ℃、60 ℃、70 ℃、80 ℃；采用20号钢、304L、316L、2205、625五种材质。

3.3 油气混输管道挂片试验

通过室内试验，304L钢、316L钢腐蚀等级均为低级，20号钢腐蚀等级为中级至高级。其中，20号钢在70%含水乳化液中（饱和烟道气），在试验温度为50 ℃时的平均腐蚀速率为0.100 2 mm/a，腐蚀等级为中级；鉴于试验烟道气组分H2S为极端高值，且实际生产运行温度为37～50 ℃，低于试验温度，因此，油气混输管道可采用20号钢（根据在其他油田调研结果也是多采用20号钢）。

3.4 伴生气（烟道气）管道挂片试验

通过室内试验，2205钢、625钢、316L钢、304L钢的腐蚀等级均为低级，20号钢腐蚀等级为严重级。鉴于试验中烟道气腐蚀气体组分为极端高值，考虑316L钢材耐腐蚀性较强，确定伴生气管道选用316L。

3.5 注气管道（空气）材质

根据注气工艺参数，通过干燥机控制压缩空气露点-40 ℃（1.0 MPa），当井口压力14.6 MPa，井口温度为30 ℃时，没有游离水析出。但由于介质输送压力较高，本试验注气管道选用L360Q无缝钢管。

3.6 设备材质及防腐

油气处理站主要设备有气液分离器、三相分离器等，根据挂片试验结果，对设备内填料采用316L材质；设备筒体、封头等采用Q345R压力容器专用钢板。设备内表面采用非碳系浅色环氧导静电涂料防腐，外防腐采用酚醛环氧涂料。

4 研究结论

华北油田火驱油层先导试验试点工程具有注气量逐年变化，变化范围大的特点，造成了压缩机选型困难。经过大量调研得出，选用低压螺杆机和高压往复机匹配，在点火阶段少量放空空气，正常生产期低注气量情况下，可通过调节压缩机启动台数和变频功能，实现正常运行。另外，火烧油层产生的烟道气含 H2S、CO2、O2、CO等腐蚀气体，易腐蚀设备和管道，通过大量室内挂片试验模拟生产状况，优选出了适合生产需要的设备和管材，为生产稳定运行提供帮助。

本次工艺技术试验，在火驱开发项目中有关压缩机选型和管材选用方面取得了一定的经验。对提高华北油田普通稠油开发技术水平，特别是提高普通稠油老区采收率，形成经济有效接替技术，推动油田持续发展等方面具有十分重要的意义。对今后华北油田其他类似项目和开展大规模注空气火驱项目具有指导意义。