淺析串井流程應(yīng)用現(xiàn)狀及調(diào)整措施

王春陽

(大慶油田第七采油廠第一油礦，大慶市　163517)

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淺析串井流程應(yīng)用現(xiàn)狀及調(diào)整措施

王春陽

(大慶油田第七采油廠第一油礦，大慶市163517)

摘要：隨著葡萄花油田葡北區(qū)塊采出液含水的增加，集輸系統(tǒng)流動液體的流變性發(fā)生變化。為了進(jìn)一步節(jié)能降耗，第七采油廠第一油礦在2013年夏末對某采油隊(duì)三座計(jì)量間共36口油井進(jìn)行單管冷輸試驗(yàn)性改造，從1a多的管網(wǎng)運(yùn)行情況看，取得了一定的節(jié)能效果，但也遇到了一些具體問題。就現(xiàn)階段改造成果與問題進(jìn)行分析，進(jìn)一步探索出適用于本地區(qū)管網(wǎng)改造的具體參數(shù)界限與允許條件，為日后新流程推廣做出積極探索。

關(guān)鍵詞：串井流程；應(yīng)用；節(jié)能；改進(jìn)

前言

葡萄花油田葡北地區(qū)已進(jìn)入中高含水期，區(qū)塊采油速度低，含水高，開采成本劇增，開采難度加大，挖潛增效成為油田可持續(xù)發(fā)展和油田生產(chǎn)經(jīng)營的重要課題。隨著葡北油田采出液含水的增加，集輸系統(tǒng)流動液體的流變性發(fā)生變化。為了進(jìn)一步節(jié)能降耗，2013年第七采油廠第一油礦對某采油隊(duì)共36口油井進(jìn)行單管冷輸及環(huán)狀不摻水油井流程改造。

1基本概況

該采油隊(duì)地處葡北四斷塊，管理面積11.5km2，轄有中轉(zhuǎn)站一座、注水站一座、計(jì)量間6座、配水間6座，2013年改造前有油井78口，正常開井59口，水井48口，正常開井44口，改造前日產(chǎn)液504t，日產(chǎn)油56.2t，隊(duì)屬中轉(zhuǎn)站平均回油壓力0.52MPa，平均回油溫度38℃。日平均摻水量1783m3，日平均自耗氣量5137m3。

2串井流程改造后現(xiàn)狀

跟蹤對比3座計(jì)量間2013年8月新管網(wǎng)投產(chǎn)后至2014年10月生產(chǎn)運(yùn)行情況，將產(chǎn)液量、含水率、管線總長度作為關(guān)鍵指標(biāo)，可以看出：1#計(jì)量間1號串(3口井)及3號串(2口井)、4#計(jì)量間2號串(2口井)及5號串(3口井)管線運(yùn)行正常，4個串總產(chǎn)液量較少(平均液量54t/d)，含水率正常(平均值82%)，平均長度不超過800m；而1#計(jì)量間2號串(4口井)、2#計(jì)量間1號串(7口井)、4#計(jì)量間1號串(3口井)、3號串(6口井)及4號串(4口井)管線運(yùn)行異常，主要表現(xiàn)在油井井口回壓升高較快，回油溫度不穩(wěn)定，管線容易卡堵等，5個串總產(chǎn)液量較大(115.4t/d)，含水率正常(平均值87%)，平均長度為1070m。

3串井應(yīng)用優(yōu)缺點(diǎn)

3.1　串井的適用條件

(1)油田進(jìn)入高含水后期，含水原油轉(zhuǎn)相成為水包油型乳狀液，粘度大幅降低，流動性能變好，有利于低溫集輸。隨著原油含水升高，管壁結(jié)蠟量降低，有利于低溫輸送。

(2)由于高含水時管壁形成水膜，阻礙了蠟晶體在管壁上的附著。因此，這一現(xiàn)象說明，原油達(dá)到高含水后，對管壁結(jié)蠟有抑制作用，有利于實(shí)現(xiàn)低溫集油[1]。

3.2　技術(shù)優(yōu)勢

3.2.1節(jié)約建設(shè)資金

串井流程為單管回油流程，管線敷設(shè)為單根管線，在整體施工上節(jié)約管線成本，減少施工難度，可以大幅度節(jié)約建設(shè)資金。

3.2.2節(jié)約摻水量，節(jié)省站內(nèi)自耗氣

串井流程為不摻水回油流程，整個流程不摻水，節(jié)約管網(wǎng)摻水量，可有效節(jié)省站內(nèi)加熱爐負(fù)荷，節(jié)省站內(nèi)自耗氣。統(tǒng)計(jì)36口油井，與2012年同期對比兩年累計(jì)節(jié)氣1.15萬m3，節(jié)電6.38萬千瓦時。

3.3　現(xiàn)場存在問題

經(jīng)過一年多的運(yùn)行，串井流程主要問題即體現(xiàn)在管線壓力不穩(wěn)定，回壓上升較快，使油井現(xiàn)場管理難度加大，增加打干線次數(shù)，甚至直接影響油井產(chǎn)量。

跟蹤對比9個串井流程的運(yùn)行情況，將回壓上升速度、平均天數(shù)增加值、打干線次數(shù)及影響產(chǎn)量作為關(guān)鍵指標(biāo)，可以看出：4個運(yùn)行正常的串井流程回壓上升均較慢，平均3個月上升2.5MPa，全年打干線2～3次，單井影響產(chǎn)量32t/d；而5個運(yùn)行異常的串井流程回壓上升均較快，平均30d上升2.5MPa，全年打干線5次，單井影響產(chǎn)量127t。

以4#計(jì)量間4號冷輸串流程為例，其1a內(nèi)回壓表現(xiàn)如圖1所示。

圖1　1#計(jì)量間4號串管線回壓匯總圖

4對不穩(wěn)定串井流程的改進(jìn)分析

4.1　將所有回壓不穩(wěn)定串井流程增設(shè)摻水管線，改為雙管集油

①接入摻水，使干線總含水量增加，使流體遠(yuǎn)離乳狀液轉(zhuǎn)相點(diǎn)，進(jìn)一步降低其黏度；②干線回油溫度上升，含水原油在較高的溫度下會呈牛頓流體特性，使其粘滯力減弱，流動性增強(qiáng)，減少蠟或膠質(zhì)等附著在管壁上的幾率，使干線回壓能在合理的范圍內(nèi)保持穩(wěn)定慢升；③接入摻水后，針對回壓上升幅度較大，頻率較快的情況，可以采取隨時摻水全開沖干線的辦法，一旦發(fā)現(xiàn)回壓值接近來水壓力，那么立即將摻水全開以沖干線，回壓下降幅度不大的，在沖干線時間上可以延長至24h以上，以盡可能的將管道壁蠟或膠質(zhì)瀝青質(zhì)沖洗走，使回壓值降至最小，維持油井正常生產(chǎn)。

4.2　如回壓已經(jīng)超過來水壓力，則改用雙管回油流程，增加管徑減少壓力損失

當(dāng)干線回壓超過摻水壓力，環(huán)井流程無法正常摻水時，可以將來水線停摻，倒雙管回油流程。

該辦法等同于放大管徑，采取低速輸送。管線輸油壓力損失與管徑的4次方成反比，適當(dāng)放大管徑能有效地減少壓力損失，相當(dāng)于降低黏度。葡萄花油區(qū)原油含蠟及膠質(zhì)瀝青質(zhì)較高，其低溫流動性受流態(tài)影響較小，低速流動時，對油氣水分離和原油凝點(diǎn)影響不大，因而能降低管線回壓，也較安全。按生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)冷輸回油管線內(nèi)流速一般應(yīng)小于0.8m/s。

圖2　1#計(jì)量間2號串管線雙管回油流程改進(jìn)示意圖

5總結(jié)

5.1　串井流程回壓升高快慢與總產(chǎn)量有關(guān)，而與含水量關(guān)系不大

在設(shè)計(jì)降溫集輸多井不摻水工藝流程時，首先要考慮產(chǎn)量因素，在確定將某些距離較近的油井設(shè)計(jì)成為串井流程之前，先對各單井進(jìn)行產(chǎn)量預(yù)測，選擇一個在管道運(yùn)行年限內(nèi)可能出現(xiàn)的最大總產(chǎn)量值，若計(jì)算得總產(chǎn)量大于70t/d，則應(yīng)將其拆分為兩組串井流程或直接改為環(huán)狀摻水集油流程。

5.2　適當(dāng)?shù)姆糯蠊軓侥苡行Ы档突貕荷仙俾?/h2>

在進(jìn)行乳狀液原油輸送管道水利計(jì)算時，應(yīng)根據(jù)各井產(chǎn)量和含水率及含水率上升速度，選擇一個在管道運(yùn)行年限內(nèi)可能出現(xiàn)的最高產(chǎn)量及粘度值。可以采取按表觀黏度范圍計(jì)算管徑后再適當(dāng)放大的方法，當(dāng)該管線內(nèi)含水率較低時，適當(dāng)?shù)姆糯蠊軓侥苡行У販p少壓力損失，相當(dāng)于降低黏度，并提高管路剩余能力。低含水率原油的低溫流動性受流態(tài)影響較小，低速流動時，對油氣水分離和原油凝點(diǎn)影響不大，因而放大管徑能降低管線回壓，也更安全。按生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，一般中低含水率原油回油管內(nèi)流速應(yīng)小于0.5m/s，即將管線直徑增加至DN76、DN89及以上。

5.3　合理設(shè)計(jì)管線長度，如長度過長則最好改為環(huán)狀摻水集油流程

5.4　綜合以上三點(diǎn)認(rèn)識，結(jié)合經(jīng)濟(jì)節(jié)能原則，制定一組多井流程設(shè)計(jì)方案

以含水率90%，管線長度為1000m為例，按照石油工程地面設(shè)計(jì)手冊要求，每公里壓降不大于0.05MPa，計(jì)算日總產(chǎn)量與管徑的關(guān)系(取新的無縫鋼管的絕對粗糙度e=0.1×10-3m，水在30℃時的動力粘度μ=0.9×10-3MPa·s，乳狀液內(nèi)向臨界含水率φk=0.72)[2]：

在以下三種管徑計(jì)算中均滿足于紊流水力光滑區(qū)。

DN50(φ60×3.5)→72.2t

DN65(φ76×4.0)→149.6t

DN80(φ89×4.5)→224.8t

得出設(shè)計(jì)方案(考慮安全系數(shù)取0.85)：

(1)總產(chǎn)液量小于61.4t/d，可以選擇DN60無縫鋼管設(shè)計(jì)單管冷輸流程。

(2)總產(chǎn)液量大于61.4t/d小于127.2t/d，可以選擇DN65無縫鋼管作為回油管線、DN50作為來水管線設(shè)計(jì)環(huán)狀摻水流程。

(3)總產(chǎn)液量大于127.2t/d小于178.5t/d，可以選擇DN80無縫鋼管作為回油管線、DN50作為來水管線設(shè)計(jì)環(huán)狀摻水流程。

參考文獻(xiàn)：

[1]聶興柱.健康、安全與環(huán)境管理.北京：石油工業(yè)出版社，1999，(5).

[2]中國石油天然氣總公司編.石油地面工程設(shè)計(jì)手冊[Z].1995，(10).

化工環(huán)保

Current Situation and Improvement of Cascade Well Process

WANGChun-yang

(No.7 Oil production Plant of Daqing Oil Field，Daqing，163517)

Abstract：This article introduces the achievement of technical transformation on Putaohua Oil Field. Some new suggestions are put forward.

Key words：cascade process；application；energy-saving；modification

中圖分類號：TE24

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：B

文章編號：1003-6490(2015)01-0089-03

作者簡介：王春陽(1989-)，男，黑龍江省大慶市，大慶油田第七采油廠第一油礦，科員，主要從事石油化工與地面工程工作。

收稿日期：2015-02-20