崔立麗（大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠）

提高加密環(huán)狀摻水集油工藝運(yùn)行效率的分析

崔立麗（大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠）

為了提高原油產(chǎn)量，油田各采油廠三次加密井在不斷增多，為了保證這些井的正常生產(chǎn)，采取了一種環(huán)狀摻水集油工藝。文中對單管環(huán)狀摻水工藝的現(xiàn)場運(yùn)行情況進(jìn)行了分析，經(jīng)過一年的現(xiàn)場運(yùn)行，單管環(huán)狀摻水集油工藝中70%以上的集油環(huán)能夠滿足生產(chǎn)需要，實(shí)現(xiàn)了降低生產(chǎn)能耗的目的，適合推廣使用。

三次加密井 環(huán)狀集油 回壓 管徑

1 環(huán)狀摻水集油工藝概況

2009年我們在產(chǎn)能建設(shè)中采用一種集油新工藝-單管環(huán)狀摻水集油工藝。新建集油環(huán)14個(gè)，所轄油井50口。最長環(huán)狀集油半徑1560m，環(huán)內(nèi)最多井?dāng)?shù)5口，50口油井集油管徑全部采用?60× 3.5mm。經(jīng)過一年的現(xiàn)場運(yùn)行，單管環(huán)狀摻水集油工藝中70%以上的集油環(huán)能夠滿足生產(chǎn)需要，實(shí)現(xiàn)了降低生產(chǎn)能耗的目的。根據(jù)2009年油井平均摻水單耗計(jì)算，2010年環(huán)井平均單井摻水量6.72m3/d口，節(jié)電15.49×104kWh，節(jié)氣24.3×104m3。

2 環(huán)狀摻水集油工藝現(xiàn)場運(yùn)行情況分析

2.1 有效降低生產(chǎn)能耗，節(jié)能效果顯著

經(jīng)過現(xiàn)場應(yīng)用，單管環(huán)狀摻水集油工藝70%以上的集油環(huán)能夠滿足生產(chǎn)需要，降低了生產(chǎn)能耗。為了充分發(fā)揮新工藝的作用，我們加強(qiáng)油井跟蹤管理工作，每天錄取回壓,發(fā)現(xiàn)回壓達(dá)到0.8MPa，及時(shí)利用摻水沖洗集油管道。通過半年生產(chǎn)參數(shù)的摸索，優(yōu)化出環(huán)狀流程集油管道沖洗周期，見表1。

10個(gè)正常環(huán)狀流程油井沖洗周期優(yōu)化后與投產(chǎn)初期對比：每環(huán)平均沖洗周期延長21d，年度累計(jì)沖洗次數(shù)減少100次，年度累計(jì)沖洗時(shí)間減少200h、油井停機(jī)時(shí)間減少200h，摻水量減少870m3。

統(tǒng)計(jì)1隊(duì)和2隊(duì)摻水系統(tǒng)能耗情況，2010年1-7月與2009年同期生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比，油井井?dāng)?shù)增加86口，噸液耗氣下降0.64m3/t，摻水單耗下降0.23kWh/m3，摻水壓力保持1.6MPa不變，優(yōu)于全礦平均水平，見表2、表3。

表1 環(huán)狀流程集油管道每環(huán)沖洗周期優(yōu)化前后對照

表2 1隊(duì)和2隊(duì)能耗指標(biāo)對比

表3 礦能耗指標(biāo)對比

2.2 部分環(huán)狀流程井回壓高于井口設(shè)計(jì)回壓

新工藝在節(jié)能降耗方面效果顯著，但在實(shí)踐中也暴露出了問題，能夠正常運(yùn)行10個(gè)集油環(huán)，占集油環(huán)總數(shù)的71%，1個(gè)集油環(huán)無法正常運(yùn)行，存在回壓短期內(nèi)升高的問題，自2009年12月每個(gè)環(huán)井，停運(yùn)部分油井，降低回油壓力，維持生產(chǎn)，為解決上述問題我們做了現(xiàn)場調(diào)查和分析，見表4。

表4 三次加密回壓高集油環(huán)情況表

2.3 現(xiàn)場調(diào)查情況

2.3.1 調(diào)查方法

1）處理前，錄取目前生產(chǎn)井回油壓力、摻水量、日產(chǎn)液量、單井取樣含水、回油溫度等數(shù)據(jù)。

2）在當(dāng)前狀況下，保持摻水量不變，再多啟1口井，記錄回壓、回油溫度，量油（運(yùn)行環(huán)井總液量）、取樣（單井含水）觀察生產(chǎn)運(yùn)行情況。

2.3.2 調(diào)查情況

1）1隊(duì)1號計(jì)量間2環(huán)調(diào)查情況及原因分析。3月22至23日對1號計(jì)量間2環(huán)進(jìn)行調(diào)查。由于4號井卡泵，對油井1號、2號、3號錄取相關(guān)數(shù)據(jù)。3口井合計(jì)日產(chǎn)液70m3/d，綜合含水60%。同時(shí)啟運(yùn)3口井，3h回壓達(dá)到1.5MPa，調(diào)查結(jié)果，目前集油管徑?60×3.5不能滿足3口井同時(shí)生產(chǎn)。分析環(huán)井回壓升高的主要原因：一是集油管道長1250m，壓力損失大，流體流動阻力增大;二是該環(huán)井有2口井含水在60%~65%之間處于原油轉(zhuǎn)相點(diǎn)附近，流體黏度大，流速低，流動性差，造成油井回壓升高，見表5。

3）分析正常環(huán)井與異常環(huán)井的區(qū)別。環(huán)井主要參數(shù)見表6。

對比結(jié)果：一是異常環(huán)狀流程油井比正常環(huán)狀流程油井平均集油半徑長529m，造成異常環(huán)狀流程油井比正常環(huán)狀流程油井正常時(shí)平均回壓高0.19 MPa。二是由于開發(fā)效果好，油井實(shí)際日產(chǎn)液比預(yù)測日產(chǎn)液高，與示功圖測產(chǎn)對比：正常環(huán)高29%，異常環(huán)高20%；與本次落實(shí)日產(chǎn)液對比：正常環(huán)高39%，異常環(huán)高56%。三是本次落實(shí)單井含水比預(yù)測含水低，正常環(huán)低3%，異常環(huán)低19%~38%。四是異常環(huán)狀流程油井環(huán)內(nèi)井?dāng)?shù)比正常環(huán)狀流程油井環(huán)內(nèi)井?dāng)?shù)多1口。五是本次落實(shí)采用玻璃管或流量計(jì)量油量，與示功圖測產(chǎn)對比，正常環(huán)相差14.7%，而異常環(huán)相差44.8%，日常上報(bào)數(shù)據(jù)以示功圖測產(chǎn)為準(zhǔn)，因此上報(bào)數(shù)據(jù)偏低。

表5 1號計(jì)量間2環(huán)調(diào)查數(shù)據(jù)記錄表

表6 環(huán)井主要數(shù)據(jù)對比表

3 改進(jìn)方案

由于異常環(huán)井無法正常生產(chǎn)，建議每個(gè)環(huán)拆成兩個(gè)環(huán)生產(chǎn)，改進(jìn)方案如下。

目前，在實(shí)際生產(chǎn)工作中，1號計(jì)量間的2環(huán)上有1號井、2號井、3號井、4號井，2環(huán)的實(shí)際走向見圖1。

圖1 1號計(jì)量間2環(huán)現(xiàn)工藝走向

我們建議的改進(jìn)方案是把2環(huán)拆成2個(gè)環(huán)進(jìn)行生產(chǎn)，根據(jù)節(jié)約成本、就近搭環(huán)的原則，把1號井和2號井搭在一條環(huán)上，從1號計(jì)量間分別引出2條管線，形成的一條環(huán)為：1號計(jì)量間→1號井→2號井→1號計(jì)量間，另一條環(huán)為：1號計(jì)量間→3號井→4號井→1號計(jì)量間，見圖2。這樣改進(jìn)后，既防止了在冬季常溫集輸階段因凍堵現(xiàn)象引起的停產(chǎn)，又節(jié)約了在修井過程中的資金成本。

圖2 1號計(jì)量間2環(huán)改進(jìn)方案走向

4 結(jié)論

1）單管環(huán)狀摻水集油工藝，能夠有效降低生產(chǎn)能耗。

2）由于油井日產(chǎn)液量、單井含水等因素的動態(tài)變化、實(shí)際油井日產(chǎn)液量高于預(yù)測日產(chǎn)液量，含水低于預(yù)測含水。造成油井回壓超過井口設(shè)計(jì)回壓，需要改進(jìn)集油工藝。建議每個(gè)環(huán)拆成兩個(gè)環(huán)生產(chǎn),可以解決回油壓力高的問題。

3）根據(jù)油井生產(chǎn)運(yùn)行狀況和現(xiàn)場調(diào)查結(jié)果分析，具備以下條件更有利于油井正常生產(chǎn)管理。一是集油環(huán)總長度不易大于1000m；二是在搭建環(huán)狀井時(shí)，集油管徑要逐口增大。

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.07.006

2012-05-16）

崔立麗，2006年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院（工商管理專業(yè)），從事地面動態(tài)管理工作，E-mail：cuilili@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶油田第四采油廠第五油礦工藝隊(duì)動態(tài)管理，163411。