大港南部油田集油工藝優(yōu)化研究

李青 李智慧 任連財 劉平 謝焜

1大港油田采油工藝研究院 2渤海鉆探井下技術服務分公司3大港油田采油三廠

大港南部油田集油工藝優(yōu)化研究

李青1李智慧1任連財2劉平3謝焜1

1大港油田采油工藝研究院 2渤海鉆探井下技術服務分公司3大港油田采油三廠

隨著大港南部油田綜合含水的不斷上升，地面系統生產設施經過多年的運行，加熱集輸負荷大，系統能耗呈現大幅上升趨勢。結合南部油田摻水井的產液、含水、溫度等生產參數，優(yōu)化出適合高凝高黏油田高含水期的四種集油工藝，分別為單管串接常溫輸送、高溫電泵井反帶摻水、遠端井摻水串帶和油井就地切水回摻。在對集油工藝技術的優(yōu)化研究及試驗區(qū)試驗成功的基礎上，通過應用效果的跟蹤分析總結認為，大港南部油田高含水開發(fā)期優(yōu)化的四種集油工藝，比目前南部油田運行的摻水工藝有較大的優(yōu)勢，即在滿足正常生產的前提下，運行費用減少，系統規(guī)模縮小，工人勞動強度下降。

常溫輸送；摻水；電泵井；高凝原油

1 集油系統現狀

大港南部油田主要由棗園、王官屯、小集、舍女寺等七個油田組成，目前日產液量約46 022 m3（含摻水），產油量約4 351 t/d，摻水量約11 729 m3/d。南部油田原油物性較差，主要表現為高凝、高黏和高含蠟（平均凝固點為31.3℃，凝固點最高的達到50℃；平均黏度為813 mPa·s，黏度最大達到18 000 mPa·s；平均含蠟22.6%，含蠟量最高的達到31.7%）。開發(fā)30余年來，地面集油一直采用的是雙管摻熱活性水工藝，目前已建摻水點12座，集油干線193.3 km，摻水干線159.4 km，單井集油管道405.83 km，單井摻水管道396.27 km。

隨著南部油田綜合含水的不斷上升（目前平均綜合含水達88%左右），地面系統生產設施經過多年的運行，加熱集輸負荷大[1]，系統能耗呈現大幅上升趨勢，年摻水量約493×104m3，年耗氣約396×104m3，年耗油984 t，年耗電330×104kW·h。

2 集油工藝優(yōu)化

大港油田南部油田原油大部分屬于高凝原油，集輸難度大[2]。根據原油黏度，將其劃分為高凝稠油、高凝高黏、高凝中黏及高凝低黏原油。

南部油田高凝原油能否正常集輸的判定標準以單井至計量站外輸干線之間的摩阻損失0.7 MPa為界線（目前計量站的平均輸送壓力為0.5 MPa，控制井口回壓不大于0.7 MPa）：①小于0.7 MPa認為可以正常集輸；②大于0.7 MPa為困難集輸，需要采取措施，如定期通球清蠟、化學改性及“串接”等措施。

南部油田有31口摻水井可直接采用單管常溫輸送工藝。針對剩余摻水井，在室內實驗的基礎上，結合南部油田摻水井的產液、含水、溫度等生產參數，優(yōu)化出適合高凝高黏油田高含水期的四種集油工藝，分別為單管串接常溫輸送、高溫電泵井反帶摻水、遠端井摻水串帶和油井就地切水回摻。

2.1 單管串接常溫輸送

棗2、9、20站試驗區(qū)所轄計量站3座，生產油井29口，日輸液1 640 m3，平均綜合含水高達92%，原油物性屬于高凝稠油（密度0.907 g/cm3，50℃時原油黏度300～800 mPa·s，凝固點為30～37℃，膠質瀝青含量為26.5%～35%）。油井含水范圍較寬：含水在20%～65%的有9口井，占開井數的31%；含水在65%以上的有20口井，占開井數的69%。管線設施腐蝕老化：計量站運行近20年，站內部分設施已不同程度腐蝕，高溫摻水加劇了管線腐蝕程度，導致漏失頻繁，污染嚴重[3]。

（1）工藝方案部署。該試驗區(qū)應用新型計量技術停運計量站，通過工藝優(yōu)化實現單管常溫，停掉摻水系統，改造單井管線6.9 km，井口流程29口。

（2）實施效果。數據跟蹤顯示，投產后生產運行正常，單井回壓平均值由0.75 MPa下降到0.65 MPa，管網長度減少了22.3 km，管網月漏失次數減少24次，日摻水量減少240 m3，年節(jié)約費用77萬元。

2.2 高溫電泵井反帶摻水

小集油田建有集中處理站1座，計量站12座，生產油井81口，其中電泵井56口，占總井數的69%；日產液量6 300 m3，日產油504 t，日摻水量1 000 m3，平均綜合含水88%，系統來液進站溫度平均72℃。該油田地面系統暴露的主要問題就是摻水系統管網漏失嚴重，僅2006年造成的污染賠償費達到22萬元，而且小集聯合站配套的摻水系統運行能耗高。

（1）工藝方案部署。該試驗區(qū)以每座計量站為單元，應用電泵反帶摻水系統工藝技術，就地切水為本地油井伴摻集輸，新建電泵液分離裝置8套，更新電泵井管網8 km，并安裝電泵井井口計量裝置11套，實現了小集聯合站摻水系統以及供摻水干線的停運。

（2）實施效果。數據跟蹤顯示，油井基本正常生產，反帶摻水的電泵井回壓平均上升0.1～0.3 MPa，減少摻水量500 m3/d，減少系統摻水管道20.9 km，減少系統摻水管道月漏失16.4次，減少更換管道4.6 km，年節(jié)約費用209萬元。

2.3 遠端井摻水串帶

自2站試驗區(qū)所轄計量站2座，生產油井20口，日輸液1 469 m3，日摻水560 m3，原油物性屬于高凝稠油（密度0.907 g/cm3，50℃原油黏度3 195 mPa·s，凝固點為30℃，含蠟量為10.9%）。油井地層產液含水范圍較大，其中含水為40%以下的有6口井，占總井數30%；含水為40%～60%的有11口，占總井數55%；含水為60%以上的有3口，占總井數15%。該站地面設施腐蝕老化嚴重，管道漏失頻繁，造成嚴重的污染情況。

（1）工藝方案部署。該試驗區(qū)應用新型計量技術停運計量站；通過工藝優(yōu)化減少摻水生產井，縮小摻水系統規(guī)模。20口單井采用串接或T接方式，形成3個串井和6口T接井進系統干線生產，串井的源頭井由于產液低、物性差伴摻生產。該工程更新集油管道DN150復合管1.1 km，新建集油延伸管道0.45 km；改造單井集油管道2.2 km、摻水管道1.6 km和20口井的井口流程。

（2）實施效果。數據跟蹤顯示，投產后生產運行正常，單井回壓均值由0.55 MPa下降到0.43 MPa，簡化后減少單井油水管線9.03 km，減少日摻水量245 m3，減少單井月漏失次數20次，年節(jié)約費用55萬元。

2.4 油井就地切水回摻

王14站位于官104油田西南端，是該油田西南最遠的1座計量接轉站。該站所轄生產油井12口，摻水由官二聯摻水系統供應，目前日外輸液量617 m3，摻水量100 m3/d，摻水溫度67℃。該站系統摻水管道為2001年12月投產的?114 mm×6 mm泡沫保溫鋼管，自2006年即開始漏失，至今已累計漏失28次。頻繁的漏失不僅嚴重影響油井生產，而且對周邊耕地造成嚴重污染，污染賠償費用高。

（1）工藝方案部署。該試驗區(qū)在王14站新建切水分離裝置（利用計量分離器行改造），摻水泵和摻水加熱爐，進站來液首先去分離器進行三相分離，分離后的含水油通過混輸泵外輸，切出的污水經過摻水泵提壓、加熱爐加熱后進入鄰近摻水管網，氣至加熱爐作為燃氣。

（2）實施效果預測。該工程預計減少摻水量100 m3/d，減少系統摻水管道3.4 km，減少系統摻水管道月漏失7次，年節(jié)約費用36萬元。

3 結語

在對集油工藝技術的優(yōu)化研究及試驗區(qū)試驗成功的基礎上，通過應用效果的跟蹤分析總結認為，大港南部油田高含水開發(fā)期優(yōu)化的四種集油工藝，比目前南部油田運行的摻水工藝有較大的優(yōu)勢，即在滿足正常生產的前提下，運行費用減少，系統規(guī)模縮小，工人勞動強度下降，但是四種技術的適用條件和范圍存在一定差異，具體為：

（1）單管串接常溫輸送工藝最佳，可以停運摻水系統，關停計量站，地面配套管網最少，運行費用最低，油井回壓降低，工人勞動強度最低；但是投資相對較高，組織管理模式需要進行同步優(yōu)化，才可以有效優(yōu)化人力資源，而且適用范圍要求最高，即油井分布應盡量密集，遠端源頭井需高產液、高含水。因此符合該技術應用條件的地區(qū)較少，該工藝可以在官80老區(qū)、官195和官3等部分區(qū)域實施。

（2）高溫電泵井反帶摻水技術是以原計量站為單元進行工藝優(yōu)化，停運了聯合站摻水系統和供摻水干線，運行費用最低，改造投資相對最低，勞動管理模式不需要改變；但是單井雙管摻水集油工藝沒有改變，計量站仍然運行，地面管網規(guī)模依然較大，而且反帶摻水的電泵井回壓有所升高。該工藝技術適用條件是需要計量站所轄生產油井中有1～2口高含水或高溫電泵井，作為就地切水的“水源井”。該工藝可在相對獨立的區(qū)塊，而且具有高溫、高液電泵井生產的女7、官13等計量站單元實施。

（3）遠端井摻水串帶集輸工藝仍保留了摻水系統，通過工藝優(yōu)化關停計量站，油井回壓降低，工人勞動強度低，處理事故較為方便，而且適用范圍最廣；但是地面配套管網相對較多，投資最高，運行費用最高，組織管理模式需進行同步優(yōu)化，才可以有效優(yōu)化人力資源。該工藝在井網較為稀疏、遠端源頭井產液量低或含水低的區(qū)塊以及新開發(fā)的產能區(qū)塊中實施。

（4）油井就地切水反帶摻水工藝也是以原計量站為單元進行工藝優(yōu)化，停運了聯合站摻水系統和供、摻水干線。該工藝的適用范圍最廣，但需在計量站增加摻水泵和摻水加熱爐，運行費用相對來說最高，也增加了生產管理難度。該工藝可以在南部油田油井較為分散且產液量相對不高的區(qū)域應用。

[1]陳良．稠油不加熱集輸技術現狀與應用探討[J]．天然氣與石油，2010，28（1）：6-9.

[2]雷西娟，王鴻膺．稠油降黏輸送方法[J]．油氣田地面工程，2002，21（2）：37-38.

[3]敬加強，羅平亞．稠油特性及其輸送技術研究[J]．特種油氣藏，2001，8（2）： 53-55.

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.019

李青：2005年畢業(yè)于大慶石油學院石油工程專業(yè)，獲學士學位，現從事油田地面建設工藝規(guī)劃方案和新技術的研究工作。

（022）63957032、dg_liqing@163.com

（欄目主持 張秀麗）