王成訓(xùn)

摘要：二氧化碳驅(qū)的推廣對(duì)于原油產(chǎn)量目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)至關(guān)重要，可以解決氣田擴(kuò)能后新增二氧化碳埋存與循環(huán)利用的問(wèn)題，保障氣田高效、環(huán)保、安全生產(chǎn)。同時(shí)，二氧化碳驅(qū)能夠提高低滲透油藏單井產(chǎn)量，對(duì)于穩(wěn)定并提高單井產(chǎn)量意義重大。但是，隨著二氧化碳?xì)怏w注入量的增加，二氧化碳?xì)怏w會(huì)作為伴生氣，隨原油被采出到地面，給原油集輸系統(tǒng)帶來(lái)氣竄的危害，影響集輸系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行。本文著重講解了日常工作中解決處理氣竄的幾種的常用方法的對(duì)比，希望能夠給予各油田解決氣竄問(wèn)題作為參考。

關(guān)鍵詞：二氧化碳驅(qū);氣竄的危害;處理方法

1.現(xiàn)狀調(diào)查

松遼盆地二氧化碳驅(qū)油與埋存示范工程是中國(guó)石油承擔(dān)的國(guó)家重大科技專項(xiàng)示范工程項(xiàng)目。該示范工程是從長(zhǎng)嶺氣田的天然氣中捕集二氧化碳，將其用于低滲透油藏驅(qū)油，在實(shí)現(xiàn)二氧化碳驅(qū)提高采收率的同時(shí)埋存二氧化碳，隨著二氧化碳?xì)怏w注入量的增加，二氧化碳?xì)怏w會(huì)作為伴生氣，隨原油被采出到地面，給原油集輸系統(tǒng)帶來(lái)氣竄的危害，影響集輸系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行。

2.分析原因

2.1地層發(fā)生氣竄的原因

氣體的流速是原油流速的400倍，是水的流速60倍，在具有較大壓差的油藏指進(jìn)現(xiàn)象更加明顯，損害了地層的機(jī)理，主要是使油的相對(duì)滲透率變壞，油井發(fā)生嚴(yán)重的氣竄。

2.2氣竄對(duì)地層的影響

發(fā)生氣竄后地層壓力下降，采收率降低，另外還能引起其他負(fù)面效應(yīng)，如引起氣體膨脹，引起油層溫度下降，引起瀝青質(zhì)和蠟沉淀，從而堵塞地層通道。

2.3氣竄對(duì)原油集輸系統(tǒng)的影響

氣竄井回油壓力增高，溫度低，阻礙其它油井的回油，不但影響氣竄井的原油產(chǎn)量，還影響到其它油井的原油產(chǎn)量。另外，油井發(fā)生氣竄后，如果發(fā)現(xiàn)不及時(shí)，除造成其它油井的回油壓力增高溫度降低外，還能發(fā)生管線凝結(jié)、密封填料漏失，密封點(diǎn)泄漏等事故。

3.控制措施

3.1調(diào)整二氧化碳?xì)怏w注入方案

首先采取控制注氣與采油速度，均衡注氣，保持注采平衡，控制注采壓差，甚至降低注氣速度，也是防止氣竄的措施之一，但是注入單井各井油壓不一定，有高有低，導(dǎo)致有部分注入井出現(xiàn)注不進(jìn)的狀況，況且注入量減少，也起不到埋存驅(qū)油目的，失去了埋存驅(qū)油意義。

3.2單井罐車泄壓方案

其次采用單井罐車泄壓，在單井現(xiàn)場(chǎng)用運(yùn)輸油罐車與油井套管連接，泄放井底壓力，分別試驗(yàn)黑+79-3-1、黑79-3-03和79-1-3三口井，每天每口井泄壓2小時(shí)以后，發(fā)現(xiàn)罐車泄壓只能暫時(shí)卸掉部分壓力，當(dāng)停止單井罐車泄壓后，油壓還會(huì)恢復(fù)到泄壓前的壓力，起不到泄壓作用，而且單井泄壓費(fèi)用比較高，員工操作難度大，每口井用一臺(tái)罐車需要運(yùn)輸費(fèi)用200元/小時(shí)，并且需要員工現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)督，二氧化碳?xì)怏w從高壓泄放到低壓還容易產(chǎn)生干冰，導(dǎo)致管線發(fā)生凍堵，泄壓效果滿足不了生產(chǎn)要求，浪費(fèi)人力物力，增加生產(chǎn)成本。

3.3摻輸系統(tǒng)安裝止回閥方案

采用摻輸系統(tǒng)安裝止回閥，當(dāng)單井原油管線壓力大于摻輸壓力時(shí)，止回閥關(guān)閉，防止氣體進(jìn)入摻輸系統(tǒng)，保證摻輸系統(tǒng)壓力、溫度正常運(yùn)行，當(dāng)摻輸壓力大于單井油管線壓力時(shí)，摻輸水進(jìn)入到單井油管線，與油井產(chǎn)出物匯合，進(jìn)入集輸系統(tǒng)恢復(fù)正常生產(chǎn)，解決了高壓氣體進(jìn)入摻輸系統(tǒng)的問(wèn)題。

3.4安裝密閉循環(huán)計(jì)量罐方案

當(dāng)單井回油壓力達(dá)到1.5MPa時(shí)，將單井回油流程切換到計(jì)量流程，將臥式計(jì)量罐作為泄壓罐，泄放單井壓力，并對(duì)單井進(jìn)行計(jì)量，同時(shí)也能控制集輸系統(tǒng)壓力平穩(wěn)。泄放氣體依靠系統(tǒng)壓力輸送到注入站進(jìn)行處理回注，達(dá)到密閉循環(huán)注入，解決了單井回油管線氣竄問(wèn)題。

4.檢驗(yàn)效果

結(jié)合3.3和3.4試驗(yàn)方案，在采油試驗(yàn)隊(duì)0號(hào)井組黑79-1-3單井進(jìn)行試驗(yàn)

4.1黑79-1-3運(yùn)行參數(shù)

黑79-1-3單井正常生產(chǎn)時(shí)摻輸壓力在1.0MPa-1.2MPa之間，溫度58℃-60℃之間，油井回油壓力在0.6MPa-0.8MPa之間，回油溫度35℃-38℃之間，此參數(shù)能夠保證集輸系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行。

4.2黑79-1-3氣竄時(shí)參數(shù)

當(dāng)油管線發(fā)生氣竄時(shí)，摻輸系統(tǒng)壓力能增大到3.5MPa-4.0MPa之間，溫度降至15℃-20℃之間，回油壓力增大到3.5MPa-4MPa，回油溫度降低5℃-10℃整個(gè)集輸系統(tǒng)運(yùn)行壓力波動(dòng)較大，溫度較低，同時(shí)還導(dǎo)致與其相關(guān)的黑79、黑79-3-03、黑+79-3-1井回油壓力增高，溫度降低，造成油井不出油。

4.3黑79-1-3技改后參數(shù)

采取在黑79-1-3單井現(xiàn)場(chǎng)摻輸管線上安全止回閥，當(dāng)黑79-1-3單井發(fā)生氣竄壓力大于1.2MPa時(shí)，此時(shí)止回閥關(guān)閉，摻輸系統(tǒng)壓力保持在1.0MPa-1.2MPa之間，溫度保持在58℃-60℃之間，再將黑79-1-3單井回油工藝倒計(jì)量流程進(jìn)行系統(tǒng)泄壓計(jì)量，回油管線泄壓至1.0MPa時(shí)，摻輸管線止回閥開(kāi)啟，摻輸水進(jìn)入回油管線，集輸系統(tǒng)運(yùn)行平穩(wěn)，當(dāng)集輸系統(tǒng)運(yùn)行平穩(wěn)4小時(shí)后，切換到正常生產(chǎn)流程，恢復(fù)生產(chǎn)。經(jīng)過(guò)反復(fù)十余次試驗(yàn)論證，確認(rèn)此項(xiàng)試驗(yàn)是目前解決集輸系統(tǒng)二氧化碳?xì)飧Z的最佳方法，不僅增加原油產(chǎn)量、節(jié)約成本、減輕崗位員工勞動(dòng)強(qiáng)度，同時(shí)也避免環(huán)境污染。

5.結(jié)束語(yǔ)

總之，根據(jù)以上的結(jié)論，計(jì)劃在2019年5月初期在采油一區(qū)4號(hào)井組和采油三區(qū)2號(hào)井組篩選10口氣竄嚴(yán)重單井作為試驗(yàn)井，組織人員反復(fù)試驗(yàn)論證，摸索出最佳調(diào)控方法，予以全面推廣。