李井剛（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠(chǎng)）

樹(shù)狀集油工藝流程在水驅(qū)油井中的應(yīng)用

李井剛（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠(chǎng)）

為簡(jiǎn)化工藝流程、節(jié)省投資，大慶油田第六采油廠(chǎng)第二油礦將45口油井改造為單管樹(shù)狀集油工藝流程。通過(guò)對(duì)綜合油井產(chǎn)液量、綜合含水率、井口出油溫度等條件分析，確定采取井口保溫、端點(diǎn)井單管深埋工藝等保溫措施，取消了電加熱器和電熱管保溫措施。通過(guò)對(duì)采油隊(duì)各單井、支干線(xiàn)及主干線(xiàn)壓力、溫度進(jìn)行跟蹤記錄分析，確定了單管樹(shù)狀集油工藝流程在采油六廠(chǎng)水驅(qū)油井中推廣實(shí)施的可能性。

單管樹(shù)狀集油工藝 主干線(xiàn) 支干線(xiàn) 超導(dǎo)車(chē)

大慶油田第六采油廠(chǎng)第二油礦在2010年取消了采油202隊(duì)341#轉(zhuǎn)油站，其所管轄的45口油井改造為單管樹(shù)狀集油工藝流程，共設(shè)置了4條主干線(xiàn)及18條支干線(xiàn)。根據(jù)各單井、支干線(xiàn)及主干線(xiàn)的產(chǎn)液量，利用Pipephase等計(jì)算軟件進(jìn)行模擬計(jì)算，優(yōu)化集油管道的管徑，確保了從單井到支線(xiàn)及干線(xiàn)的壓力差，使得冬季生產(chǎn)中液體在無(wú)加熱及摻水條件下順暢集輸。

1 工藝流程設(shè)計(jì)

1.1 管網(wǎng)設(shè)計(jì)

第六采油廠(chǎng)第二油礦202隊(duì)單管樹(shù)狀集油工藝改造共設(shè)集油主干線(xiàn)4條，支干線(xiàn)18條，油井45口，每條支干線(xiàn)掛接油井1～4口。

此次改造取消了計(jì)量間，單井產(chǎn)液直接進(jìn)入支干線(xiàn)，匯入主干線(xiàn)。每條支線(xiàn)上設(shè)計(jì)一個(gè)龍門(mén)，可控制該支線(xiàn)上的單井。單井到主干線(xiàn)集輸油管道的管徑逐漸增大，管徑的變大產(chǎn)生了壓力差，這種壓力差能夠保證產(chǎn)液在無(wú)加熱及摻水條件下集輸。通過(guò)對(duì)各單井、支干線(xiàn)及主干線(xiàn)的壓力進(jìn)行跟蹤記錄分析，各單井回壓在0.36～0.6 MPa之間，支干線(xiàn)回壓為 0.27～0.3 MPa，主干線(xiàn)回壓為 0.2～0.25 MPa。2010年冬季202隊(duì)采油產(chǎn)量與以往相比基本相同，該流程在冬季能夠正常生產(chǎn)。

1.2 保溫設(shè)計(jì)[1]

1）井口保溫措施。井口地上部分的工藝組合閥及回油立管為40 mm規(guī)格的硅酸鹽保溫；對(duì)立管埋地部分設(shè)置地下立管保溫裝置。通過(guò)井口部分的保溫防范，可在油井故障停井時(shí)，保持井口閥組及立管不凍，確保油井的正常起抽。

2）端點(diǎn)井管道深埋保溫措施。端點(diǎn)井大部分為高產(chǎn)液井，它掛接著低產(chǎn)液量或低含水井，端點(diǎn)井只要不發(fā)生凍堵就可保證整條支干線(xiàn)的運(yùn)行。本次設(shè)計(jì)將端點(diǎn)井單井管道埋深2 m，即使油井故障停井，管線(xiàn)也不會(huì)凍堵。

3）電加熱器保溫措施。對(duì)產(chǎn)液量低于50 m3的兩口端點(diǎn)井和所在支干線(xiàn)總液量低于100 m3的兩口端點(diǎn)井各配備油井電加熱器1臺(tái)，提高支干線(xiàn)輸液溫度的作用，保證冬季正常生產(chǎn)。

1.3 日常生產(chǎn)管理上的設(shè)計(jì)

1）在每口單井井口、支干線(xiàn)閥門(mén)及主干線(xiàn)進(jìn)油閥組處分別設(shè)置溫度計(jì)及壓力表，及時(shí)觀(guān)察和了解單井、支干線(xiàn)和主干線(xiàn)處的溫度、壓力變化。

2）設(shè)置油井遠(yuǎn)程計(jì)量監(jiān)控裝置，該裝置主機(jī)設(shè)置在隊(duì)部，可自動(dòng)采集抽油機(jī)井功圖、螺桿泵井轉(zhuǎn)速，實(shí)現(xiàn)工況診斷和故障報(bào)警等多種功能。

2 實(shí)際生產(chǎn)應(yīng)用及效果分析

2.1 樹(shù)狀工藝流程冬季生產(chǎn)應(yīng)用及效果分析

2010年冬季，202隊(duì)對(duì)各單井、支干線(xiàn)及主干線(xiàn)的溫度和回壓進(jìn)行了跟蹤記錄。

單井分析：液量＞50 m3且含水＞95%的油井，平均出液溫度為40℃，平均回壓為0.5 MPa，而且回壓基本無(wú)變化，這部分井冬季能夠正常生產(chǎn)；30＜液量＜50 m3且含水＞95%的油井，平均出液溫度為33℃，平均回壓為0.43 MPa，回壓平均30 d上升0.1 MPa，需要沖洗管線(xiàn)；液量＜30 m3的油井，平均出液溫度為15℃，平均回壓為0.38 MPa，回壓平均7 d上升0.1 MPa，需要沖洗管線(xiàn)。

支干線(xiàn)及主干線(xiàn)分析：總液量高于100 m3的支干線(xiàn)，回壓基本無(wú)變化；總液量低于100 m3的支干線(xiàn)，回壓平均30 d上升0.05 MPa，需要沖洗管線(xiàn)；4條主干線(xiàn)冬季進(jìn)站溫度分別為38℃、41℃、38℃、41℃，回壓無(wú)變化，冬季能夠正常生產(chǎn)。

2.2 樹(shù)狀工藝流程熱洗方法及效果分析

采油202隊(duì)使用超導(dǎo)車(chē)進(jìn)行油井熱洗工作，超導(dǎo)車(chē)工作原理是使用油井自身井液加熱后洗井，適合高含水油井。

近1年來(lái)對(duì)洗井工作進(jìn)行了跟蹤記錄，產(chǎn)液量在30～80 m3之間且含水＞95%的油井，洗后效果與原轉(zhuǎn)油站熱洗泵效果相同，熱洗周期也基本無(wú)變化；產(chǎn)液量＜30 m3或含水＜95%的油井，效果與原轉(zhuǎn)油站熱洗泵相比較差，熱洗周期也縮短一半，這部分井需用罐車(chē)配合洗井或使用熱洗車(chē)洗井。

從樹(shù)狀工藝流程生產(chǎn)及熱洗效果看，該流程適用于高含水油井，適合油田老井的改造。

3 效益分析[2]

1）采油202隊(duì)采用單管樹(shù)狀集油工藝，取消了6座計(jì)量間和1座轉(zhuǎn)油站，各單井減少了摻水熱洗管線(xiàn)，節(jié)約了前期投資。

2）單管樹(shù)狀集油工藝與雙管摻水工藝相比，單井每年可節(jié)氣5500 m3，節(jié)電4524 kWh；同時(shí)減少計(jì)量間6座，轉(zhuǎn)油站l座，每年可節(jié)約計(jì)量間及轉(zhuǎn)油站維護(hù)費(fèi)、材料費(fèi)近100×104元。

3）超導(dǎo)車(chē)洗井與轉(zhuǎn)油站熱洗泵相比，單口井節(jié)約費(fèi)用1.3×104元。

4 結(jié)語(yǔ)

1）單管樹(shù)狀集油工藝適用于高含水油井，可作為老油田更新改造的一種簡(jiǎn)化模式，可實(shí)現(xiàn)兩級(jí)布站。

2）針對(duì)冷輸后可能出現(xiàn)的回壓升高、管壁結(jié)蠟等問(wèn)題，建議摸索油井適合的熱洗周期和各管線(xiàn)回壓升高周期，入冬前對(duì)所有油井沖洗干線(xiàn)，保證冬季平穩(wěn)生產(chǎn)。

[1]吳晶.單管樹(shù)狀無(wú)電熱保運(yùn)集油.油氣田地面工程[J],2011，30（1）:62.

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

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.01.012

李井剛，1989年畢業(yè)于中國(guó)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：黑龍江省大慶油田第六采油廠(chǎng)第二油礦，163000。

2011-11-28）