代 中 華

（1. 大慶油田責(zé)任有限公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163000; 2. 東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318）

環(huán)狀管網(wǎng)井口回壓案例分析

代 中 華1,2

（1. 大慶油田責(zé)任有限公司第三采油廠，黑龍江 大慶 163000; 2. 東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318）

油田環(huán)狀集輸系統(tǒng)，常常由于受到管道變形、堵塞、結(jié)蠟、摻水量、水垢及隨著集輸長(zhǎng)度的增加而出現(xiàn)膠凝狀態(tài)等多方面因素的影響，導(dǎo)致部分井口回壓過(guò)高而停井，影響了油田生產(chǎn)。針對(duì)油田現(xiàn)場(chǎng)中出現(xiàn)的問(wèn)題管路，利用節(jié)點(diǎn)壓力-溫度診斷法確定了環(huán)路摻水走向，在此基礎(chǔ)上，利用純水百米壓降診斷法及混輸流動(dòng)特性診斷法分別判斷環(huán)路管網(wǎng)是否存在堵塞及管道規(guī)格與運(yùn)行工況是否匹配，綜合全面分析環(huán)路管網(wǎng)井口回壓過(guò)高原因。

井口回壓；環(huán)路管網(wǎng)；案例分析

隨著油田開(kāi)發(fā)的不斷深入，油井布局愈發(fā)密集，為了節(jié)能輸送，近年來(lái)，單管環(huán)狀集油流程得到大面積推廣應(yīng)用。然而在實(shí)際運(yùn)行中，由于受到管道變形、堵塞、結(jié)蠟、摻水量、原油物性及水垢等多方面因素影響，部分地面環(huán)狀集輸系統(tǒng)出現(xiàn)井口回壓偏高的現(xiàn)象，造成井口刺漏、盤根更換頻繁、抽油機(jī)負(fù)荷增大、抽油機(jī)壽命縮短、抽油泵泵效降低等問(wèn)題[1-5]。所以降低井口回壓對(duì)整個(gè)油田的重要性不言而喻。本文針對(duì)某問(wèn)題環(huán)路，開(kāi)展環(huán)狀集輸環(huán)路的井口回壓過(guò)高案例分析。

1 案例基本情況

大慶某采油廠某間由于井口回壓過(guò)高而停井的集油環(huán)路。該環(huán)路全長(zhǎng)2 700 m，管道內(nèi)徑52 mm，外徑60 mm。環(huán)路管段為復(fù)合玻璃鋼管，各平臺(tái)地面處管道為鋼管，外表面采用黃夾克保溫，保溫層厚度30 mm。投產(chǎn)初期正常運(yùn)行時(shí)產(chǎn)液量見(jiàn)表1所示。各段間距如表2所示。

表1 各井初期產(chǎn)液量數(shù)據(jù)Table 1 Liquid yield data of each well at initial stage

表2 各平臺(tái)間距Table 2 The spacing of the platform

該環(huán)有3個(gè)平臺(tái)——1平臺(tái)（連有翻1-1、1-2兩口井）、2平臺(tái)（2-1、2-2兩口井）、3平臺(tái)（連有3-1、3-2、3-3三口井），共7口井。該環(huán)投產(chǎn)后1個(gè)月，便出現(xiàn)井口回壓高達(dá)2.0 MPa，多次穿孔現(xiàn)象，最終停井。

2 案例分析及診斷驗(yàn)證

2.1 各井入環(huán)順序診斷

采用節(jié)點(diǎn)溫度-壓力結(jié)合法對(duì)環(huán)路上各井（或各平臺(tái)）定位。對(duì)于環(huán)狀流程，合理的走向應(yīng)為混輸液所走的管道盡量短，純水走的管道盡量長(zhǎng)。這是由于混輸后粘度增大，阻力系數(shù)增加，且隨著輸送距離的增加，溫度降低后易結(jié)蠟，產(chǎn)生變形，最終導(dǎo)致環(huán)路壓降增加，因此應(yīng)盡量縮小混輸液經(jīng)過(guò)的路徑。同時(shí)，環(huán)路各井連接順序的確定也是下面兩種診斷的基礎(chǔ)。

判斷環(huán)路上各井的入環(huán)順序，即各井在環(huán)路上的位置，采用節(jié)點(diǎn)壓力—溫度診斷法，節(jié)點(diǎn)為各井來(lái)液經(jīng)摻水后與環(huán)路的連接處。具體方案如下：

（1）為避免產(chǎn)液量及產(chǎn)液溫度對(duì)各井所連環(huán)路的壓力及溫度產(chǎn)生波動(dòng)影響，診斷過(guò)程中關(guān)閉環(huán)路上所有井，關(guān)閉井口與環(huán)路連接處的閥門，避免倒流，環(huán)路正常摻水運(yùn)行。

（2）在計(jì)量間摻水及回油管路、各節(jié)點(diǎn)連接的環(huán)路處分別安裝壓力表及溫度計(jì)。在環(huán)路運(yùn)行穩(wěn)定時(shí)（即摻水量及摻水溫度保持不變，且壓力、溫度不再隨時(shí)間變化），測(cè)試每個(gè)節(jié)點(diǎn)處壓力及溫度。

（3）根據(jù)壓力由大到小的順序，判斷環(huán)路摻水走向及各井的入環(huán)順序。并根據(jù)不同節(jié)點(diǎn)處的溫度高低順序校核環(huán)路走向判斷是否正確。

試驗(yàn)測(cè)試時(shí)，摻水量為3.15 m3/h，摻水壓力為2.2 MPa，回水壓力為0.64 MPa。按照診斷方案，各平臺(tái)測(cè)得回壓及溫度結(jié)果見(jiàn)表3所示。

表3 空環(huán)摻水運(yùn)行測(cè)試結(jié)果Table 3 Test results of running water in loop

由壓力、溫度測(cè)試結(jié)果可知環(huán)路的摻水走向?yàn)橛?jì)量間—40平臺(tái)（1-2—1-1）—43平臺(tái)(2-2—2-1)—44平臺(tái)（3-3—3-2—3-1），實(shí)際環(huán)路上各井沿?fù)剿较虻娜氕h(huán)順序與原設(shè)計(jì)相反。

2.2 管道設(shè)計(jì)規(guī)格與實(shí)際運(yùn)行工況是否匹配的診斷

地面集輸系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性直接與摻水量、產(chǎn)液量、混合液粘度、結(jié)蠟層厚度、管道長(zhǎng)度、管道直徑等主要參數(shù)有關(guān)。對(duì)于給定的環(huán)路，當(dāng)主要集輸參數(shù)發(fā)生變化后會(huì)導(dǎo)致設(shè)計(jì)的管徑或者環(huán)路長(zhǎng)度不合理，從而在實(shí)際運(yùn)行工況下出現(xiàn)了井口回壓過(guò)高的現(xiàn)象。利用混輸流動(dòng)水力特性診斷法，從油氣水三相流壓降角度出發(fā)，考慮溫降變化對(duì)流動(dòng)特性影響的基礎(chǔ)上，建立混輸流動(dòng)模型[6]，針對(duì)任一環(huán)狀集輸系統(tǒng)，可以分析出主要的集輸參數(shù)的匹配程度。針對(duì)井口回壓過(guò)高的問(wèn)題環(huán)路，能夠利用該診斷方法，找到井口回壓過(guò)高的運(yùn)行參數(shù)的原因。具體診斷方案如下：

（1）環(huán)路穩(wěn)定運(yùn)行后，測(cè)試正常運(yùn)行環(huán)路的總壓降、管段壓降，摻水及回水溫度，測(cè)試該區(qū)塊的原油凝點(diǎn)及粘度等相關(guān)物性，獲取管路埋深、管徑、管路長(zhǎng)度及各井的產(chǎn)量、含水率、產(chǎn)液溫度等數(shù)據(jù)，為建立混輸流動(dòng)的壓降模型提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

（2）建立及校核三相流壓降計(jì)算模型。

（3）測(cè)試環(huán)路運(yùn)行時(shí)的井口所連環(huán)路處壓力、計(jì)量間摻水壓力、回油壓力及摻水量。通過(guò)測(cè)試數(shù)據(jù)，判斷是否有井口回壓過(guò)高現(xiàn)象。根據(jù)測(cè)試中出現(xiàn)的高壓情況，利用所建油氣水三相流壓降模型，根據(jù)當(dāng)前的運(yùn)行條件，分析各集輸參數(shù)對(duì)井口回壓的影響，找到井口回壓過(guò)高的原因。

由于管道各井入環(huán)順序發(fā)生變化，因此，需利用混輸流動(dòng)特性模型分析實(shí)際運(yùn)行工況下，管道的設(shè)計(jì)規(guī)格是否滿足要求。當(dāng)回油壓力為0.56 MPa，回油溫度為42 ℃，摻水量為5 m3/h時(shí)，環(huán)路上各井入環(huán)順序?qū)毫Φ挠绊懭绫?所示。

表4 環(huán)路走向?qū)\(yùn)行狀況的影響Table 4 The influence of the loop on the running state

由表4可知，環(huán)路摻水走向相反后，整體環(huán)路壓降增加了 2%。雖然整體環(huán)路壓降增加不大，但是按照正常環(huán)路走向，不考慮其他因素的影響，利用混輸特性診斷模型計(jì)算可知，7口井全部運(yùn)行時(shí)井口最高回油壓力為1.488 MPa，環(huán)路基本能夠正常運(yùn)行。由于走向錯(cuò)誤，使得環(huán)路整體壓降增加0.023 MPa，井口回油壓力增加至1.502 MPa，則環(huán)路不能正常運(yùn)行。可采用反向摻水，即可滿足要求。

2.3 管道狀況診斷

通過(guò)以上分析可知，環(huán)路上各井入環(huán)順序與設(shè)計(jì)相反，導(dǎo)致井口回壓稍高，但遠(yuǎn)小于 2.0 MPa，所以考慮到是否管道狀況不正常。利用純水百米壓降法，將該環(huán)純水運(yùn)行，摻水量為3.15 m3/h，測(cè)試結(jié)果如表5所示。

由表5可知，該間3環(huán)純走水的全環(huán)平均100m壓m為0.058 MPa/100 m。理論純水運(yùn)行壓降的0.008 MPa/100 m。2平臺(tái)—3平臺(tái)：

表5 純水運(yùn)行主要測(cè)試數(shù)據(jù)Table 5 The main test data of pure water running

（2）利用混輸流動(dòng)特性診斷法，針對(duì)問(wèn)題環(huán)路，可定量分析不同工況下各井井口的回壓，從而確定管道設(shè)計(jì)規(guī)格與實(shí)際工況的匹配度。

壓降為0.08 MPa/100 m；3平臺(tái)—計(jì)量間壓降為0.086 MPa/100 m。顯然此兩段壓降為理論壓降的10倍，管道存在嚴(yán)重堵塞或者變形。經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)挖截?cái)嗪笞C明，在兩個(gè)平臺(tái)的管道中存在管道彎曲變形處，這是由于復(fù)合管材受壓變形導(dǎo)致。因此需要更換堵塞段管道。

3 結(jié) 論

（1）針對(duì)環(huán)路管網(wǎng)，采用理論與實(shí)驗(yàn)研究相結(jié)合，利用完成的井口回壓過(guò)高原因的診斷方法，得到準(zhǔn)確診斷效果。

［1］徐穎，李靜芬，劉立君，等. 環(huán)路管網(wǎng)井口回壓影響因素分析[J].當(dāng)代化工,2015(6)：1298-1300.

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［5］李冬梅. 樹(shù)狀及環(huán)狀集油工藝運(yùn)行情況分析[J]. 油氣田地面工程，2012(9)：38-39.

［6］Liu Xiaoyan ,XuYing .Study on dignosis Method of High Back Pressure in Well Head for Circular Pipe Network [J]. Advanced Materials research, 2013, 805-806：1790-1793.

Case Analysis of Back Pressure in Well Head of Circular Pipe Network

DAI Zhong-hua
(1. Daqing Oilfield Company NO.3 Oil Production Plant, Heilongjiang Daqing 163000, China; 2. College of Petroleum Engineering,Northeast Petroleum University,Heilongjiang Daqing 163318, China)

In circular gathering and transferring process of oil field, some wells must be shut down because of the high backpressure of well head, which was caused by pipe deformation, blockage, wax precipitation, water mixed volume, crude oil physical property, scale deposit and so on. In this paper, aiming at the pipe with the problems, the node point pressure-temperature diagnosis method was used to define the flow direction of mixed water in the circular pipe. And then if there was blockage in the pipeline was judged by pressure drop per hectometer of water, and if the designed pipe standard can match the operating conditions was judged by diagnostic method of mixed transport flow characteristics. Reasons of well head high backpressure were analyzed.

Well backpressure; Circular pipe network; Case analysis

TE 355.5

A

1671-0460（2016）03-0567-03

含蠟原油管道安全經(jīng)濟(jì)輸送的基礎(chǔ)問(wèn)題研究（No.51534004）

2015-12-07

代中華（1983-），男，黑龍江省大慶市人，工程師，2006年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院油氣專業(yè)儲(chǔ)運(yùn)，研究方向：從事油氣田地面工程方面工作。E-mail：dzh25@163.com。