1.前言

油井生產(chǎn)系統(tǒng)是指油井生產(chǎn)過程中從油藏井筒到地面油氣分離器組成的整個(gè)流動(dòng)系統(tǒng)。采用不同的舉升方式的油井生產(chǎn)系統(tǒng)雖然不同，但都是由三個(gè)基本流動(dòng)過程所組成：從油藏到井底（油層中的滲流），井底到井口的流動(dòng)（井筒中的流動(dòng)），從井口到分離器（在地面管線中的管流）。當(dāng)井液被舉升到地面后，由于溫度、壓力逐漸降低，溶解氣不斷分離，液體的粘度相對加大，在管線中流動(dòng)的阻力相對變大，液體需克服摩擦阻力流向計(jì)量間。在這段地面管線的集油過程，大慶油田大多采用摻熱水集油生產(chǎn)方式，這樣需要消耗大量的能源。為了降低生產(chǎn)成本，對油井低溫集輸技術(shù)進(jìn)行研究并應(yīng)用是十分必要的。

2.低溫集輸現(xiàn)場試驗(yàn)運(yùn)行情況及效果分析

試驗(yàn)的技術(shù)思路是采取在計(jì)量間全部停摻。每天準(zhǔn)確錄取資料從而摸索每口井停摻前后變化情況。

2.1資料錄取及變化情況

2009年8月16日我隊(duì)23-5#計(jì)量間按照礦生產(chǎn)辦的部署全面實(shí)行停摻配合低溫集輸現(xiàn)場試驗(yàn)，23-5#計(jì)量間共計(jì)16口井（4口泵況井）。

（1）單井溫度變化情況。從2009年8月16日即開始到2009年8月26日，單井溫度平均降低3度。（2）計(jì)量間匯管壓力及各油井油套壓變化情況。計(jì)量間匯管壓力變化不大。各油井的回油壓力變化也不盡相同。試驗(yàn)前12口井油壓平均為0.42，套壓平均為0.51.10天后油套壓基本保持不變。（3）電流、液量、含水變化情況。各油井電流基本保持不變。試驗(yàn)前12口液量為416.70t/d，10天后為409.31t/d， 平均日減少了0.739t/d，變化不大。含水由試驗(yàn)前的82.78%上升到82.80%，上升了0.02個(gè)百分點(diǎn)。（4）2.2試驗(yàn)效果分析。大慶油田冬季寒冷，油田生產(chǎn)集油過程中，是在井液被舉升到井口后，在井液中摻熱水的方法，由單井地面管線集輸?shù)接?jì)量間的。在這一過程中，由中轉(zhuǎn)站把來水，通過加熱爐加熱提溫至70-75。C，再經(jīng)摻水泵加壓至1.7MPa以上，由站間摻水管線送到計(jì)量間，再由計(jì)量間單井摻水管線輸送到井口，通過井口摻水調(diào)節(jié)閥，與井液混合后一起被集輸?shù)接?jì)量間的過程。但是從春季到秋季這段期間實(shí)行低溫集輸是可行的。本次參加試驗(yàn)的12口井運(yùn)行情況正常，沒有出現(xiàn)堵井、產(chǎn)量變化大、電流變化大、泵況等問題。

3、實(shí)施低溫集輸技術(shù)的生產(chǎn)管理分析

3.1強(qiáng)化日常生產(chǎn)管理

為了在停摻生產(chǎn)過程中，不影響油井正常生產(chǎn)，更好的落實(shí)油井停摻管理工作，特制定停摻工作管理制度如下：

（1）低溫集輸期間，若出現(xiàn)有特殊井回壓升高的，及時(shí)對回壓高井進(jìn)行單井沖洗管線，直至壓力恢復(fù)正常，確保正常生產(chǎn)。（2）加密錄取油井壓力資料，如壓力上升較大及時(shí)采取相對措施。（3）單井回油溫度每天錄取二次，井口壓力（油、套、回）每天錄取一次。（4）對于井口回壓上升到0.6MPa以上的井進(jìn)行及時(shí)沖洗管線。（5）加強(qiáng)對停摻井的電流、量油、取樣、化驗(yàn)含水監(jiān)測。（6）在錄取停摻井資料時(shí)，發(fā)現(xiàn)異常必須及時(shí)匯報(bào)。

我隊(duì)通過低溫集輸試驗(yàn)，至今油井生產(chǎn)情況穩(wěn)定，通過精細(xì)管理，強(qiáng)化加密取全取準(zhǔn)第一性資料，有效的保證了油井正常生產(chǎn)，在繼續(xù)摸索各油井低溫集輸變化的同時(shí)，及時(shí)發(fā)現(xiàn)問題，對于以后實(shí)行季節(jié)性低溫集輸起到一定作用。

3.2技術(shù)分析

在實(shí)施低溫集油后，個(gè)別井會(huì)出現(xiàn)含水上升、回壓上升較快。

對于回壓上升快井，現(xiàn)場調(diào)查分析認(rèn)為：主要是井間線距離長，管壁粗糙，使液體流動(dòng)時(shí)，受到的摩擦阻力相對增大，造成回壓升高。而出現(xiàn)含水上升井，則是一種反常現(xiàn)象，在排除現(xiàn)場設(shè)備問題和取樣操作不規(guī)范外。我們分析調(diào)查發(fā)現(xiàn)：這種情況的井，大多是含水偏高或產(chǎn)液較低的井，由于井液被舉升到井口后，溶解在原油中的蠟，不可避免地有少量蠟輸送到地面管線中，當(dāng)溫度逐漸降低后，凝油和蠟一并被吸附在管壁上。當(dāng)取樣化驗(yàn)時(shí)，就會(huì)出現(xiàn)單井含水上升的假象。對于這樣的井需要啟動(dòng)熱洗泵或在熱洗時(shí)，用高溫水徹底沖洗管線，從而恢復(fù)正常生產(chǎn)。

例：我隊(duì)的北2-4-040井，該井停摻前日產(chǎn)液85.16t，日產(chǎn)油5.84t，含水93.14%，實(shí)施低溫集輸?shù)?2天后，日產(chǎn)液82.56t，日產(chǎn)油4.51t，含水94.54%，取樣化驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)該井含水上升了1.4個(gè)百分點(diǎn)，井口壓力無變化，又對設(shè)備反復(fù)核實(shí)無滲漏。分析該井距離23-5#計(jì)量間最遠(yuǎn)井距為530m，并且是為延長熱洗周期加藥井，原熱洗周期為30，最后洗井日期為2009年6月24日，截止2009年8月30日免洗期68天，通過低壓測試從功圖上看已經(jīng)出現(xiàn)功圖肥大，懷疑是結(jié)蠟現(xiàn)象造成的，對北2-4-040井用熱洗沖洗管線1個(gè)半小時(shí)，隨后在8月31日再次核實(shí)含水，化驗(yàn)結(jié)果為93..15%。

得出在實(shí)施低溫集輸?shù)耐瑫r(shí)必需密切關(guān)注各油井的幾個(gè)因素：即是井距、泵徑、管線規(guī)格及泵況。

4、經(jīng)濟(jì)效益分析

以我隊(duì)所屬23#轉(zhuǎn)油站為例，共計(jì)110口油井，實(shí)施如果季節(jié)性低溫集油，停運(yùn)二臺(tái)加熱爐。

1、日節(jié)氣費(fèi)用：

平均日節(jié)氣量=停摻前日耗氣量-停摻后日耗氣量

=2020-1

=2019 M3

每立方米天然氣平均銷售價(jià)按0.5元（濕氣：夏天單價(jià)0.30元，冬天單價(jià)0.90元；干氣：單價(jià)0.45元）計(jì)算，日節(jié)氣費(fèi)用為：

日節(jié)氣費(fèi)用=平均日節(jié)氣量×天然氣銷售單價(jià)

=2019×0.5

=1010元

2、日節(jié)電費(fèi)用：

平均日節(jié)電量=停摻前日耗電量-停摻后日耗電量

=3400-1400

=2000kw.h

每度工業(yè)用電按0.5142元計(jì)算，日節(jié)電費(fèi)用為：

節(jié)電費(fèi)用=平均日節(jié)電量×工業(yè)電單價(jià)

=2000×0.5142

=1028.40元

=1028元

3、兩項(xiàng)合計(jì)，日節(jié)約成本為：

日節(jié)約成本=日節(jié)氣費(fèi)用+日節(jié)電費(fèi)用

=1010+1028

=2038元

通過計(jì)算可知：全年實(shí)施低溫集油按200天（4月18日至10月18日）計(jì)算，我隊(duì)可節(jié)約成本費(fèi)用為：

共節(jié)約成本=日節(jié)約成本×停摻天數(shù)

=2038×200

=407600元

5、幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

（1）低溫集輸停摻水技術(shù)界限方面，在室外溫度達(dá)到10度以上，油井含水在50%以上均可以實(shí)施低溫集輸。（2）井距是影響低溫集輸因素之一，井與計(jì)量間距離在500m以內(nèi)井影響不大，對于井距500m以上的油井應(yīng)慎重考慮。（3）此項(xiàng)集油生產(chǎn)技術(shù)的應(yīng)用實(shí)施，在不需要資金投入的情況下，通過改變油井集油方式加強(qiáng)管理，就可獲得較大的收益。（4）真正體現(xiàn)以經(jīng)濟(jì)效益為中心，依靠科技，節(jié)約增效，油田持續(xù)發(fā)展的低成本戰(zhàn)略經(jīng)營管理理念。

（作者單位：大慶油田第三采油廠第二油礦采油十三隊(duì)）

作者簡介

尹文韜：男，大慶油田第三采油廠第二油礦采油十三隊(duì)，從事采油工程工作。