李井剛（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

單管通球集油工藝流程的應(yīng)用分析

李井剛（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

大慶喇嘛甸油田喇451轉(zhuǎn)油站11座計(jì)量間263口油井全部采用單管通球集油工藝流程。單管通球井井口設(shè)電加熱帶升溫、單井通球裝置，采取熱洗車活動(dòng)熱洗方式。通過對(duì)單管通球井的綜合油井產(chǎn)液量、綜合含水率、井口出油溫度及集油管線長度等條件的分析，在喇451轉(zhuǎn)油站選取3口典型井做了跟蹤試驗(yàn)，從而找出單管通球井在生產(chǎn)過程中投球、洗井規(guī)律?？偨Y(jié)出單管通球集油工藝流程在冬季生產(chǎn)中遇到的問題，并提出一些解決建議，以達(dá)到節(jié)約能源,保證冬季平穩(wěn)生產(chǎn)的目的。

單管通球 電加熱 集油工藝 移動(dòng)熱洗

1 單管通球流程基本工藝

在大慶油田第六采油廠北西一區(qū)塊產(chǎn)能工程中，喇451轉(zhuǎn)油放水站擴(kuò)建系統(tǒng)工程新建11座計(jì)量間，共263口油井，油井全部采用單管通球集油工藝流程。

1.1 流程介紹

隨著油田低溫集輸技術(shù)的推廣應(yīng)用，原油集輸已由摻常溫水發(fā)展到不摻水、不加熱集輸,油井產(chǎn)液完全靠自身溫度輸送到轉(zhuǎn)油站。本次設(shè)計(jì)是在借鑒長慶油田成熟的單管通球冷輸工藝技術(shù)的基礎(chǔ)上，結(jié)合大慶喇嘛甸油田原油物性及環(huán)境參數(shù)等特點(diǎn)進(jìn)行設(shè)計(jì)的。

單管通球工藝主要應(yīng)用于含蠟原油的集輸管線上[1]。單井集油管線井口設(shè)發(fā)球裝置，計(jì)量間設(shè)收球裝置，由井口發(fā)球，計(jì)量間單井收球，保證集油管線暢通。整個(gè)集油系統(tǒng)全程按通球設(shè)計(jì)，兩端設(shè)吹掃留頭;計(jì)量間改為收發(fā)球閥組間，內(nèi)設(shè)電熱收球筒1個(gè)，泄壓緩沖罐1個(gè)，可實(shí)現(xiàn)多口井同時(shí)發(fā)球，統(tǒng)一收球。

1.2 流程設(shè)計(jì)

1）工藝流程為:單井產(chǎn)液→井口發(fā)球裝置→集油管線→閥組間收球裝置→閥組匯管→站間管線發(fā)球裝置→站間管線→轉(zhuǎn)油站收球裝置。

2）集輸油管道的管徑，單井管線為?60 mm×3.5 mm；站間管線為?159 mm×6 mm。

3）井口采用電熱帶纏繞加熱方法，從井口一次生產(chǎn)閘門到立管底部均纏繞電加熱帶。管線采用深埋保溫方式，所有管線埋深均為1.8 m。

4）通過對(duì)各種管線鋼管壁厚進(jìn)行校核，確定整個(gè)集油系統(tǒng)設(shè)計(jì)壓力為1.6 MPa。

5）井場(chǎng)設(shè)監(jiān)控系統(tǒng),可對(duì)電流、轉(zhuǎn)數(shù)、示功圖等資料進(jìn)行監(jiān)控，對(duì)故障停機(jī)情況自動(dòng)報(bào)警。

6）油井采用移動(dòng)熱洗方式，配有3臺(tái)熱洗車和5臺(tái)水罐車。

2 單管通球流程現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用分析

截至2011年9月，該區(qū)塊已投產(chǎn)235口油井，日產(chǎn)液8000 t，平均單井日產(chǎn)液30.04 t。與雙管摻水集油工藝相比，實(shí)施單管集油工藝對(duì)單井影響較大的生產(chǎn)參數(shù)主要是含水。含水越低，井口回壓越高，出油溫度越低；當(dāng)溫度降到一定程度時(shí)，將會(huì)有蠟的結(jié)晶體析出并附著在集油管管壁上，嚴(yán)重時(shí)影響采出液的流動(dòng)[2]。

在喇451轉(zhuǎn)油站選取3口典型井做了綜合油井含水率跟蹤試驗(yàn)，錄取了2011年8月份的回壓，分析其投球及冬季生產(chǎn)規(guī)律。

2.1 含水率＞95%的油井

含水率＞95%的油井共有118口，以喇5-PS2133井為例，井口回壓曲線見圖1。

喇5-PS2133井產(chǎn)液量為44.6 t/d，最小含水率為95.8%。由圖1可看出，該井井口回壓為0.5～0.6 MPa，每15 d通球一次就可以保證其平穩(wěn)運(yùn)行。

2.2 85%＜含水率＜95%的油井

85%＜含水率＜95%的油井共有66口，以喇5-PS1831井為例，井口回壓曲線見圖2。

喇5-PS2133井產(chǎn)液量為45 t/d，最小含水率為91.3%。由圖2可看出，該井井口回壓為0.58～0.8 MPa，每7 d通球一次，45 d熱洗一次。這類井管理難度大，有些井井口回壓會(huì)突然升高，需要熱洗車沖洗管線才能正常生產(chǎn)。

2.3 含水率＜85%的油井

含水率＜85%的油井共有51口，以喇7-PS2025井為例，井口回壓曲線見圖3。

喇7-PS2025井產(chǎn)液量為55 t/d，最小含水率為0%。由圖3可看出，該井井口回壓一直在2 MPa以上，每天通球2次。通球后井口回壓下降不明顯，這類井一直處于高回壓狀態(tài)下生產(chǎn)，泵和地面設(shè)備經(jīng)常出現(xiàn)問題。2 d不使用熱洗車沖洗管線，井口回壓就上升到3 MPa以上，無法正常生產(chǎn)。

通過上述典型井的分析，初步確定了單井通球周期。

1）含水率＜85%，通球周期為1 d，特低含水的通球周期為1 d通球2次。

2）85%＜含水率＜95%，通球周期為5～10 d。

3）含水率＞95%，通球周期為10～15 d。

管理人員以上述通球周期為基礎(chǔ)，根據(jù)油井回壓變化曲線制定通球周期，對(duì)于井口回壓無變化的油井，通球周期最長為15 d。

3 生產(chǎn)中遇到的問題

3.1 冬季生產(chǎn)問題

1）冬季生產(chǎn)，稠油井井口回壓太高，堵管問題嚴(yán)重。每天通球3～4次，效果不明顯，需要熱洗車每天沖洗管線才能正常生產(chǎn)，耗費(fèi)大量人力物力。

2）冬季生產(chǎn)，管線埋深1.8 m，管線穿孔后挖不出來。

3）在冬季生產(chǎn)過程中，單管集油易發(fā)生停機(jī)、泵況異常、井口加熱帶故障等，發(fā)現(xiàn)不及時(shí)極易造成管線凍堵事故，處理難度大。

3.2 洗井問題

1）洗井問題是單管通球井面臨的一個(gè)大問題，冬季生產(chǎn)洗井車需要沖洗地面管線，致使熱洗工作大量增加，無法完成熱洗計(jì)劃。

2）油井井排路條件差，春天積雪融化和雨季到來后，大部分油井進(jìn)不去熱洗車，影響洗井進(jìn)度。

3）熱洗車洗井水量為1口井25 m2，熱洗質(zhì)量不高，熱洗周期縮短。

3.3 通球問題

1）員工勞動(dòng)強(qiáng)度增加。單井集油管線的清理依靠每天的收發(fā)球方式進(jìn)行。8口井每天的收發(fā)球工作量需1名員工1 d的工作時(shí)間。

2）單井收發(fā)球以油井油壓為動(dòng)力，油井泵況變差或嚴(yán)重漏失后將不能提供足夠的壓差推動(dòng)投球。

3）收發(fā)球過程中，因管線變形等因素，容易發(fā)生卡阻現(xiàn)象?？ㄗ栉恢煤茈y判斷，處理難度極大。

4 結(jié)束語

1）單管通球工藝流程不適于低含水、低產(chǎn)液油井，冬季生產(chǎn)需要配備足夠的熱洗設(shè)備。

2）新建管線必須清管掃線，清除管道內(nèi)的殘留物，達(dá)到管道施工要求后再進(jìn)行通球。

3）入冬前對(duì)所有油井集中熱洗，沖洗干線，保證冬季平穩(wěn)生產(chǎn)。

[1]許愛玲.單管通球井口電加熱集油工藝流程[J].油氣田地面工程,2011,30(6):41-43.

[2]李春芳.單管通球冷輸工藝設(shè)計(jì)[J].油氣田地面工程,2009,28(8):42.

10.3969/j.issn.2095-1493.2011.10.004

李井剛，1989年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)，工程師，從事采油工程工作，E-mail：Lijinggang@petrochina.com.cn，地址：大慶油田第六采油廠第二油礦，163000。

2011-10-18)