倪威（中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司，廣東 深圳518000）

某油田原油為高密度、高粘度、重質(zhì)稠油，原油流動(dòng)性差，出現(xiàn)多口油井電潛泵電機(jī)溫度過(guò)高（電泵電機(jī)溫度＞150 ℃TAHH)，井口無(wú)井液產(chǎn)出的狀況。經(jīng)診斷，主要原因?yàn)橛筒氐貙訅毫Φ?，地層能量不足；電潛泵選型不合適，排量大壓頭低，電泵長(zhǎng)時(shí)間在低能效區(qū)運(yùn)轉(zhuǎn)，電泵工況變差等問(wèn)題。該平臺(tái)通過(guò)降低油井生產(chǎn)背壓，間歇將油井導(dǎo)入平臺(tái)低壓閉排罐，以維持該平臺(tái)正常生產(chǎn)。本文從油田地面工藝角度出發(fā)，開(kāi)展地面工藝降壓的設(shè)計(jì)評(píng)估，并進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)工藝試驗(yàn)驗(yàn)證，提出工藝降壓生產(chǎn)的操作方式，解決相關(guān)問(wèn)題。

1 地面工藝系統(tǒng)降壓設(shè)計(jì)與評(píng)估

（1）工藝管線校核，包括對(duì)生產(chǎn)/測(cè)試管匯、分離器進(jìn)/出口管線流速校核。經(jīng)校核，各單井和各管匯內(nèi)的流速均低于沖蝕流速，單井出油管線、生產(chǎn)/測(cè)試管匯及管匯匯總管線滿足降壓操作需求。

（2）生產(chǎn)分離器校核，包括對(duì)生產(chǎn)分離器油、氣、水三相處理流程校核。生產(chǎn)分離器原始設(shè)計(jì)壓力為750Kpa，油處理能力為7850m3/d，氣處理能力為2500Sm3/d，水處理能力為24000 m3/d。經(jīng)校核，2019年及2022年降壓操作，均滿足生產(chǎn)分離器油、氣、水處理需求。

（3）原油外輸泵校核，包括對(duì)外輸泵壓頭、排量，有效汽蝕余量校核。原油外輸泵的處理量及外輸壓力、工藝管線和設(shè)備均滿足降壓生產(chǎn)要求(如圖1所示)。

圖1 原油外輸泵性能曲線校核

在工藝評(píng)估基礎(chǔ)上，油田開(kāi)展針對(duì)生產(chǎn)工藝降壓運(yùn)行的MOC設(shè)計(jì)變更、TRA安全風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估和SOP標(biāo)準(zhǔn)操作程序。

表1 降壓前后產(chǎn)量對(duì)比

2 降壓生產(chǎn)工藝測(cè)試

在保證平臺(tái)安全生產(chǎn)前提下，將平臺(tái)生產(chǎn)工藝系統(tǒng)整體壓力階梯式降低，壓力每次降低20kpa，及時(shí)記錄確保油井和生產(chǎn)系統(tǒng)各項(xiàng)參數(shù)數(shù)據(jù)，正常后再進(jìn)行下一壓力試驗(yàn)，經(jīng)過(guò)前后兩星期左右的階梯式工藝測(cè)試，最終生產(chǎn)分離器操作操作壓力由750Kp逐步降400Kpa。

測(cè)試效果明顯，生產(chǎn)各油井回壓均有降低，產(chǎn)液量有所上升（如表1所示），電機(jī)溫度下降，含水保持穩(wěn)定，各井電泵工況均有改善。

3 降壓生產(chǎn)實(shí)踐

3.1 降壓生產(chǎn)計(jì)劃

（1）至2018 年初降壓工藝測(cè)試至今，平臺(tái)生產(chǎn)分離器維持400-450KPa操作壓力，正常生產(chǎn)運(yùn)行。（2）該平臺(tái)生產(chǎn)水系統(tǒng)投運(yùn)前（約2020年以前），平臺(tái)生產(chǎn)分離器生產(chǎn)操作壓力繼續(xù)降至200KPa-300KPa，與同類配置外輸泵、生產(chǎn)水增壓泵的該油田的另兩個(gè)鉆采平臺(tái)工藝操作壓力基本相同。（3）平臺(tái)生產(chǎn)水系統(tǒng)投運(yùn)后（約2020年以后），該平臺(tái)通過(guò)增設(shè)生產(chǎn)增壓水泵，以實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)分離器維持永久性低壓操作工況。

3.2 增設(shè)生產(chǎn)水泵調(diào)研

增設(shè)3 臺(tái)生產(chǎn)水增壓泵（2 用1 備）及相關(guān)配管的工程投資概算400萬(wàn)，先在平臺(tái)生產(chǎn)水系統(tǒng)管線上改造預(yù)留水泵接入口，結(jié)合平臺(tái)預(yù)測(cè)產(chǎn)水量，逐步配置生產(chǎn)水泵。

3.3 當(dāng)前效果

（1）維持平臺(tái)低產(chǎn)井正常生產(chǎn)運(yùn)行：成功將A11H、A9H、A6H井（需要導(dǎo)入平臺(tái)閉排罐生產(chǎn)）的油井導(dǎo)入正常生產(chǎn)流程，減少至停用平臺(tái)閉排罐（事故儲(chǔ)罐）正常進(jìn)井液處理的工況。

（2）減少電潛泵故障率：平臺(tái)周期性出現(xiàn)電潛泵溫度高溫問(wèn)題，得到緩解，電潛泵溫度下降并保持在較低合理狀態(tài)，油井電泵設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)得到改善，避免因電泵故障導(dǎo)致的修井作業(yè)。

（3）提高設(shè)施原油產(chǎn)量：經(jīng)降壓前后對(duì)比，生產(chǎn)工藝降壓運(yùn)行后，平臺(tái)外輸總液量提升約10%，每天貢獻(xiàn)液量約合50-60方，貢獻(xiàn)產(chǎn)油量20-25方/天。

（4）改善設(shè)施腐蝕環(huán)境：平臺(tái)工藝系統(tǒng)降壓后，生產(chǎn)分離器操作壓力降低，增加原油脫氣量，減少CO2腐蝕因子，改善生產(chǎn)分離器、海管內(nèi)腐蝕環(huán)境。

3.4 經(jīng)濟(jì)價(jià)值

直接經(jīng)濟(jì)價(jià)值：平臺(tái)工藝系統(tǒng)壓力下降，各生產(chǎn)各油井回壓均有降低，且產(chǎn)能提升。平臺(tái)外輸總液量提升約10%，每天多貢獻(xiàn)產(chǎn)量約合60方，外輸平均含水60%，折合原油24方。按照現(xiàn)在油價(jià)平均約70 美元/桶。每年的經(jīng)濟(jì)效益，按每年生產(chǎn)350天計(jì)算，折合2514萬(wàn)人民幣/年。自2018年初降壓生產(chǎn)，半年時(shí)間已產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)價(jià)值近1257萬(wàn)元。

間接經(jīng)濟(jì)價(jià)值：減少平臺(tái)電潛泵因高溫故障，產(chǎn)生修井作業(yè)費(fèi)用，單次作業(yè)費(fèi)約150 萬(wàn)元估算，以目前4 口（A11H/A9H/A6H/A12H)，間接影響費(fèi)用總計(jì)150*4=600萬(wàn)元

4 結(jié)語(yǔ)

生產(chǎn)工藝系統(tǒng)整體降壓生產(chǎn)實(shí)踐效果顯著，解決某油田多口油井產(chǎn)能低，多口油井無(wú)法正常生產(chǎn)運(yùn)行的困局。開(kāi)展生產(chǎn)工藝系統(tǒng)整體降壓實(shí)踐，在稠油油田及類似品質(zhì)油田具有應(yīng)用前景。

近年來(lái)（2013 年以后），因經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，海上油田新項(xiàng)目多采用全壓設(shè)計(jì)。全壓設(shè)計(jì)無(wú)外輸泵也無(wú)生產(chǎn)水增壓泵的油氣混輸模式，或有外輸泵但無(wú)生產(chǎn)水增壓泵，設(shè)施生產(chǎn)分離器處于相對(duì)高壓的操作狀態(tài)，造成井下電潛泵、和地面溶解氣過(guò)多，內(nèi)腐蝕加劇等問(wèn)題。建議嘗試生產(chǎn)工藝系統(tǒng)整體降壓的方案，解決海上油氣生產(chǎn)的相關(guān)問(wèn)題。