盧山（遼河油田公司錦州采油廠）

稠油井套管氣回收及應(yīng)用

盧山（遼河油田公司錦州采油廠）

錦州油田采油作業(yè)一區(qū)106中心站管理的歡17興西南部稠油區(qū)塊的油井，具有產(chǎn)液量低、套壓高、產(chǎn)氣量大的生產(chǎn)特點(diǎn)，這類油井若要正常生產(chǎn)控制好套壓是關(guān)鍵。以往控制套壓裝置存在收氣量少、套管氣直接進(jìn)站影響分離器量油、冬季容易凍堵的缺點(diǎn)。為解決原有工藝存在的弊端，該站依靠平臺井生產(chǎn)的有利條件，以單井→平臺→外輸系統(tǒng)的收氣模式，將每個(gè)平臺的單井通過單獨(dú)的回收氣管線集中到平臺的小型空冷器進(jìn)行處理，然后通過輸氣管線直接回收或用于井口水套爐加熱，從而解決了原有裝置存在的問題，實(shí)現(xiàn)了平穩(wěn)高效收氣。

稠油井套管氣回收裝置改造

錦州油田采油作業(yè)一區(qū)106中心站稠油井隸屬于歡17興隆臺油層，位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田西南部，為邊水構(gòu)造油藏，體積系數(shù)1.07、目前地層壓力2.1MPa、地層溫度46℃、含蠟1.99%、膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量30.51%、累注汽量570.1102×104t、累計(jì)油汽比0.71、有效厚度20.8m、南北寬0.5～1.2km、東西長6km。由于地層和流體性質(zhì)原因，該區(qū)塊油井的生產(chǎn)特點(diǎn)是：產(chǎn)液量低，伴生氣量大，單井套壓高。

1　存在的問題

1.1生產(chǎn)管理方面

套壓不穩(wěn)定，管理難度大。該區(qū)塊油井雖然普遍產(chǎn)氣量大、套壓高，但是也有部分油井存在套壓和動(dòng)液面不穩(wěn)定等情況，由于該區(qū)塊油井大部分流程為捆綁進(jìn)站，套壓不穩(wěn)定直接影響計(jì)量工作的準(zhǔn)確性，管理難度大。

需要不定期地測取壓力并及時(shí)控套，工作量大。該站稠油井套壓普遍偏高（單井平均套壓0.54 MPa） ，在日常的生產(chǎn)管理過程中需要不定期地錄取套壓，然后才能采取措施；而使用球閥控套時(shí)只有當(dāng)套壓大于油壓時(shí)套管氣才會(huì)排除，這就需要不定期地開關(guān)套管閥門觀察套管壓力，無形中增加了工人的勞動(dòng)強(qiáng)度。

冬季生產(chǎn)，易凍堵憋壓。該站控套井采取的是套管與油管連通中間加控套閥與進(jìn)站液直接進(jìn)站的方式收氣，但是該區(qū)塊產(chǎn)出并不是純凈的天然氣，而是含水量較大的伴生氣，套管氣不純很容易造成閘門和中間球閥凍堵，輕者套壓升高、產(chǎn)量下降，重者油井不出油、管線凍堵。

1.2地質(zhì)開發(fā)方面

套壓高影響液面及泵效。對該站套壓在0.5 MPa以上的單井進(jìn)行跟蹤后發(fā)現(xiàn)，平均單井日產(chǎn)液為10.8t的生產(chǎn)井泵效僅有31%（全站平均單井日產(chǎn)液為15t，平均泵效46%）。分析原因：由于伴生氣量大，使套管壓力增高，迫使油井動(dòng)液面下降，造成抽油井有效生產(chǎn)壓差降低，產(chǎn)能下降；同時(shí)，一部分伴生氣隨液體流進(jìn)入抽油泵泵腔，使吸入閥打開滯后，嚴(yán)重時(shí)會(huì)發(fā)生“氣鎖”，使抽油泵的泵效降低。

熱采周期短。該區(qū)塊為稠油油藏，普遍存在地層能量低和單井供液差的問題，該區(qū)塊的稠油井平均熱采周期316天。對該站套壓在0.5MPa以上的單井進(jìn)行跟蹤后發(fā)現(xiàn)，平均套壓高于0.5MPa的稠油井熱采周期僅為243天，熱采周期明顯低于該區(qū)塊低套壓、低氣量井。

2　可行性分析

2.1基本流程

依靠稠油井多數(shù)為平臺井生產(chǎn)的有利條件，以單井→平臺→外輸系統(tǒng)的收氣模式，先將每個(gè)平臺的單井通過單獨(dú)的回收氣管線集中到平臺的小型空冷器進(jìn)行處理，然后通過輸氣管線直接回收或用于井口水套爐加熱，從而解決了油井收氣量小、空套閥凍堵的問題，實(shí)現(xiàn)了平穩(wěn)高效收氣。

2.2套壓控制

由套壓關(guān)系曲線和生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)可知，套壓的高低直接影響到動(dòng)液面、沉沒度、生產(chǎn)壓差等。對于產(chǎn)氣量大且套壓高的單井來說，套壓越低則產(chǎn)量和沉沒度越高，反之亦然。選取該站控套前后3個(gè)月單井參數(shù)對比可知，當(dāng)將油井套壓控制在0.12MPa左右時(shí)，單井各項(xiàng)生產(chǎn)參數(shù)提升明顯，說明降低套壓生產(chǎn)在本站稠油井應(yīng)用是可行的［1］。

2.3成本投資小，見效快

改造計(jì)劃在12個(gè)生產(chǎn)平臺實(shí)施，油井38口，需小型空冷器裝置7臺，井口管線350m，各類閘門、小閥門若干。按照每個(gè)平臺投資2.5萬元計(jì)算，則總成本為30萬元。平均每個(gè)平臺3口井，每口井日增氣量100m3，則每個(gè)平臺日增氣量為300m3，本次改造的投資回收期大約需要2～3個(gè)月。

2.4優(yōu)勢

叢式平臺井生產(chǎn)是該站的一大特點(diǎn)，捆綁進(jìn)站的生產(chǎn)井?dāng)?shù)為52口，占開井總數(shù)的85%以上，這有利于工藝改造、現(xiàn)場管理和節(jié)省成本。

由于使用的是控套閥收氣裝置，所以在改造時(shí)只需將套管炮位末端斷開后直接與收氣管線連接，不必重新設(shè)計(jì)和安裝井口工藝，同時(shí)還可利用井口閑置的小型空冷器裝置，減少投資成本。

該站在改造過程中不需要鋪設(shè)專用的收氣干線，而是直接利用平臺加熱爐的供氣管線，這樣既利用了資源，又節(jié)約了成本。經(jīng)過統(tǒng)計(jì)，該站可利用的管線長度1500m左右。

3　實(shí)施

改造以單井為基礎(chǔ)、以平臺為單位，具體細(xì)節(jié)為：勘察現(xiàn)場、確定方案→預(yù)設(shè)地面管線、設(shè)備→關(guān)閉油、套管閘門→套管炮位末端切斷和地面管線碰頭→閘門、管線驗(yàn)漏→投產(chǎn)使用。

改造后的套管氣回收裝置對套管氣含量高的井效果明顯，使套管氣回收高效充分，抽油機(jī)運(yùn)行更加平穩(wěn)，抽油泵效明顯增加。改造后的套管氣回收裝置既能保證油井正常生產(chǎn)，又能保證套管氣大部分回收，降低了套管壓力，使油套環(huán)形空間內(nèi)液面的高度有所上升，增加了泵的充滿程度，提高了泵效，從而增加了原油產(chǎn)量。改造后的套管氣回收裝置使套管氣直接輸入干線或用于井口加熱，解決了收氣困難的問題。

2011年9月開始進(jìn)行地面設(shè)備改造，2012年8月全部完工，共涉及自然站2座、生產(chǎn)平臺13個(gè)、稠油生產(chǎn)井38口。施工完成初期日產(chǎn)氣量達(dá)到10000m3左右，效果顯著。

4　效果評價(jià)

套管回收裝置改造后，油井一些生產(chǎn)數(shù)據(jù)明顯提高，從表1各項(xiàng)數(shù)據(jù)對比可以看出：平均單井套壓降低了77%，已與系統(tǒng)壓力趨平；隨著平均單井套壓的下降，平均單井產(chǎn)氣量有了明顯的提升，日產(chǎn)氣量是改造前的3倍；另外，改造后單井動(dòng)液面逐步增加，產(chǎn)液量小幅升高，熱采周期進(jìn)一步延長。

表1　套管氣回收裝置改造前后數(shù)據(jù)對比

自套管氣回收裝置應(yīng)用以來，已累計(jì)增油2774t、增氣137.8×104m3，根據(jù)經(jīng)濟(jì)效益成本計(jì)算，創(chuàng)效602.4萬元

5　結(jié)論

1）通過套管氣回收裝置改造，原來由于套壓高而引起的油套生產(chǎn)壓差過大、抽油泵“氣鎖”等困擾生產(chǎn)的難題迎刃而解，油井產(chǎn)量和泵效有了顯著的提高。

2）改進(jìn)后的套管氣回收裝置，將套管氣回收與進(jìn)站液輸送分離，避免了量油過程中氣體對量油的影響，降低了生產(chǎn)管理難度。

3）改造后，油管閘門關(guān)閉、套管閘門常開，省去了頻繁測取套管壓力和開關(guān)套管閘門工序，尤其是在冬季生產(chǎn)過程中，套管氣直接進(jìn)站，減少了無控套閥凍堵現(xiàn)象。

［1］趙贏.稠油套管氣回收研究及應(yīng)用［J］.內(nèi)蒙古石化，2014（10）：143-144.

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.002.009

2014-12-14）

盧山，2009年畢業(yè)于遼河職業(yè)技術(shù)學(xué)院，從事鉆采工藝研究工作，E-mail：liaohejgc@126.com，地址：遼寧省凌海市錦州采油廠作業(yè)二大隊(duì)，121209。