王 林 大慶油田工程有限公司

二氧化碳驅(qū)油井單管環(huán)狀摻水集油試驗(yàn)

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大慶油田于2008年在宋芳屯油田建立了芳48二氧化碳驅(qū)試驗(yàn)區(qū)，地面集油系統(tǒng)采用單管環(huán)狀摻水集油工藝。由于目前該試驗(yàn)區(qū)油井采出流體中二氧化碳含量遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出最初的開發(fā)預(yù)測數(shù)據(jù)，導(dǎo)致部分油井見氣后井口產(chǎn)液溫度過低，甚至造成集油環(huán)凍堵，致使生產(chǎn)、試驗(yàn)受到影響。因此，針對大慶外圍低產(chǎn)、低滲透油田二氧化碳驅(qū)油井采出流體溫度低和氣油比高等特點(diǎn)，開展了單管摻水集油工藝參數(shù)摸索試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)果表明，1#集油環(huán)在環(huán)境溫度18℃、井口溫度14℃、摻水溫度70℃左右、產(chǎn)液量2.3 t/d條件下，單井摻水量為2.0、1.5、1.0和0.8 m3/ h時，回油溫度分別為46、44、43和43℃，均高于設(shè)計要求的40℃，說明上述條件下單井摻水量定為0.8 m3/h以上時能滿足該集油環(huán)的集輸熱量要求。

油井；二氧化碳驅(qū)；摻水集輸；單管環(huán)狀；試驗(yàn)

前言

大慶油田于2008年在宋芳屯油田建立了芳48二氧化碳驅(qū)試驗(yàn)區(qū)，地面集油系統(tǒng)采用單管環(huán)狀摻水集油工藝[1]。由于目前該試驗(yàn)區(qū)油井采出流體中二氧化碳含量遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出最初的開發(fā)預(yù)測數(shù)據(jù)，導(dǎo)致部分油井見氣后井口產(chǎn)液溫度過低，甚至造成集油環(huán)凍堵，致使生產(chǎn)、試驗(yàn)受到影響。

因此，針對大慶外圍低產(chǎn)、低滲透油田[2-3]二氧化碳驅(qū)油井采出流體溫度低和氣液比高等特點(diǎn)，開展了單管摻水集油工藝參數(shù)摸索試驗(yàn)，并結(jié)合管輸模擬計算結(jié)果進(jìn)行了分析。

1 試驗(yàn)方法

在采油八廠芳48注氣試驗(yàn)站，關(guān)停1#集油環(huán)上的其他井，只保留芳48井運(yùn)行，同時在試驗(yàn)站調(diào)節(jié)該環(huán)的摻水閥開度和摻水加熱爐出口溫度，使摻水量和摻水溫度達(dá)到預(yù)設(shè)值，在試驗(yàn)過程中密切觀察摻水壓力、摻水量和回油溫度等參數(shù)。芳48試驗(yàn)站1#集油環(huán)示意圖見圖1。為了初步探索適合外圍低產(chǎn)、低滲透二氧化碳驅(qū)油井摻水集油工藝技術(shù)參數(shù)，分別在2.0、1.5、1.0和0.8 m3/h摻水量條件下，開展了摻水集油試驗(yàn)。試驗(yàn)過程中，摻水壓力控制在1.3 MPa以下，井口回壓不超過1.0 MPa，回油溫度不低于35℃。此外，利用OLGA V6.2.3動態(tài)多相流模擬計算軟件，結(jié)合現(xiàn)場試驗(yàn)參數(shù)，進(jìn)行了摻水集油模擬計算，并與試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行對比。芳48井生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表1。

圖1 芳48試驗(yàn)站1#集油環(huán)示意圖

表1 芳48井生產(chǎn)數(shù)據(jù)

2 試驗(yàn)結(jié)果

（1）采油八廠芳48注氣試驗(yàn)站在摻水溫度71℃、單井摻水量2.0 m3/h下的現(xiàn)場試驗(yàn)。該現(xiàn)場試驗(yàn)是在正常生產(chǎn)過程中，以其生產(chǎn)參數(shù)為基礎(chǔ)，調(diào)節(jié)摻水量，改變集油進(jìn)站溫度?，F(xiàn)場試驗(yàn)過程中，集油環(huán)穩(wěn)定運(yùn)行15 h以上，回油溫度46℃，摻水壓力0.3 MPa，回油溫度和摻水壓力基本穩(wěn)定，集油環(huán)正常運(yùn)行，未出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果與計算結(jié)果對比見表2。

（2）在摻水溫度70℃、單井摻水量1.5 m3/h條件下的現(xiàn)場試驗(yàn)。在上一步現(xiàn)場試驗(yàn)的基礎(chǔ)上適當(dāng)減小摻水量，觀察集油進(jìn)站溫度的降低程度。現(xiàn)場試驗(yàn)過程中，集油環(huán)穩(wěn)定運(yùn)行15 h以上，回油溫度44℃，摻水壓力0.3 MPa，回油溫度和摻水壓力基本穩(wěn)定，集油環(huán)正常運(yùn)行，未出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象。試驗(yàn)結(jié)果與計算結(jié)果對比見表3。

（3）在摻水溫度72℃、單井摻水量1.0 m3/h條件下的現(xiàn)場試驗(yàn)。繼續(xù)減小摻水量，觀察集油進(jìn)站溫度的降低程度。集油環(huán)運(yùn)行15 h后，未出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，回油溫度43℃，摻水壓力0.26 MPa，回油溫度和摻水壓力基本穩(wěn)定?，F(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果與模擬計算結(jié)果對比見表4。

表2 單井摻水量2.0 m3/h時現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果與管輸模擬計算結(jié)果對比

表3 單井摻水量1.5 m3/h時現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果與管輸模擬計算結(jié)果對比

（4）在摻水溫度74℃、單井摻水量0.8 m3/h條件下的現(xiàn)場試驗(yàn)。由于摻水量較小，為保障正常運(yùn)行，增大摻水壓力至1.2 MPa，集油環(huán)持續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行12 h，回油溫度和摻水壓力基本穩(wěn)定，未出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，回油溫度43℃?，F(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果與模擬計算結(jié)果見表5。

本次試驗(yàn)結(jié)果表明，1#集油環(huán)在環(huán)境溫度18℃、井口溫度14℃、摻水溫度70℃左右、產(chǎn)液量2.3 t/d條件下，單井摻水量為2.0、1.5、1.0和0.8 m3/h時，回油溫度分別為46、44、43和43℃，均高于設(shè)計要求的40℃，說明上述條件下單井摻水量定為0.8 m3/h以上時能滿足該集油環(huán)的集輸熱量要求。

表4 單井摻水量1.0 m3/h時現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果與管輸模擬計算結(jié)果對比

表5 單井摻水量0.8 m3/h時現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果與管輸模擬計算結(jié)果對比

對比模擬計算結(jié)果與現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，計算所得的回油溫度和摻水壓力與現(xiàn)場試驗(yàn)數(shù)值十分接近，誤差不超過5.5%，說明本次使用的模擬計算方法適用于該集油環(huán)目前的生產(chǎn)運(yùn)行條件。產(chǎn)生差異的原因是由于本次模擬計算為純穩(wěn)態(tài)理論計算，沒有考慮油井生產(chǎn)的波動性、管線沿程起伏以及其他生產(chǎn)中可能涉及到的環(huán)境變量。

3 結(jié)論

（1）本次試驗(yàn)研究了采油八廠芳48試驗(yàn)區(qū)1#集油環(huán)單管環(huán)狀摻水集油工藝，在不同摻水溫度和摻水量下，回油進(jìn)站溫度符合現(xiàn)場需求時的集輸參數(shù)特點(diǎn)。從本次試驗(yàn)及計算結(jié)果來看，在當(dāng)前生產(chǎn)條件下，單井摻水量定為0.8 m3/h以上時能夠滿足原油集輸?shù)臒崃恳蟆?/p>

（2）模擬計算數(shù)據(jù)與現(xiàn)場試驗(yàn)數(shù)據(jù)基本吻合，本次使用的模擬計算方法適用于該集油環(huán)目前的生產(chǎn)運(yùn)行條件。

[1]薛利，周淑華，范州，等．芳48斷塊注二氧化碳試驗(yàn)區(qū)測試資料分析[J]．內(nèi)蒙古石油化工，2008（24）：15－17.

[2]李道品，羅迪強(qiáng)，劉雨芬．低滲透油田概念及我國儲量分布狀況[J]．低滲透油氣田，1996，1（1）：1－8.

[3]沈?qū)毭鳎岣叩蜐B透油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益方法[J]．油氣田地面工程，2013，32（5）：47.

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.9.025

王林：工程師，2013年畢業(yè)于天津大學(xué)動力機(jī)械及工程專業(yè)。

2015-01-16

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