井、站聯動技術助力乍得項目油田生產上產穩產

李良政 李佳旭 楊保平 景江華 蘆超 富玉新(中國石油玉門油田公司， 甘肅 酒泉 735211)

井、站聯動技術助力乍得項目油田生產上產穩產

李良政 李佳旭 楊保平 景江華 蘆超 富玉新(中國石油玉門油田公司， 甘肅 酒泉 735211)

CPF和FPF裝置設計處理能力有限是制約乍得項目油田生產上產穩產的主要因素之一。為完成既定產量目標，就需要兩套裝置長期處于超設計負荷狀態運行。長期超設計負荷運行，致使FPF存在兩相分離器嚴重偏流現象，氣處理能力不夠；CPF存在脫水效果不理想、外輸含水超標風險；同時，生產中存在自噴井大面積集中停噴和高產氣量油井氣竄沖擊系統等困難。為了破解上述難題，首先，通過井、站結合，實施穩油、限水和控氣措施，穩定和提高裝置的處理能力；其次，通過降低終端FPF的系統壓力，成功“復活”13口停噴自噴井；同時，積極開展破乳劑優選的脫水試驗和“源頭”控水工作，提高CPF沉降脫水效果。通過項目研究和實施，實現了CPF和FPF兩套裝置在設計最大負荷1.4倍以上長期安全平穩運行和外輸原油含水合格。油田實現了科學有效開發，油田生產穩產上產，取得了2015年提前29天、2016年提前13天完成當年原油生產任務的成果。在生產實踐中摸索并逐步形成了具有乍得項目特色的井、站聯動的油井生產管理和裝置運行參數優化調整技術，為乍得項目今后油田生產上產穩產奠定了堅實基礎，為其他類似海外項目可以提供參考和借鑒。

乍得項目；裝置；處理能力；穩定；技術

0 引言

乍得項目于2011年4月投產1期油田，1期油田原油經CPF處理后外輸恩賈梅納煉油廠(NRC)。于2014年4月投產B油田(2．1期油田)，B油田生產的原油經單井管線匯入6個OGM，再集輸至FPF脫氣處理后輸送至CPF，再進行脫水和進一步的脫氣處理[1]。2015年下半年，對CPF原油處理系統進行了改擴建，于2016年1月實施分列分輸運行，即1期油田原油和部分2．1期油田原油經過一套流程處理后外輸至煉廠(NRC列)，剩余大部分2．1期原油經過另外一套流程處理后外輸至ESSO管道銷售(KOME列)(圖1)。

2015年乍得項目B油田承擔210×104t的產量任務，而FPF設計年處理原油能力為160×104t/a，日處理天然氣能力為20×104m3/d。B油田的產出遠遠超過FPF的處理能力，致使FPF站內1#和2#兩相生產分離器偏流嚴重，影響裝置的安全運行[2]。隨著B油田的投產，進入CPF的原油性質發生變化，CPF脫水效果受到影響并逐步變差[3]，而CPF外輸原油含水要求不能大于1．0%。CPF和FPF裝置設計處理能力的限制成為制約乍得項目油田生產上產穩產的主要因素之一。

同時，隨著B油田開采程度的加深，地層能量下降，油田生產出現生產氣油比上升，高產氣量油井氣竄沖擊站內系統和B油田主力生產區塊BA區塊的自噴井大面積集中停噴的生產矛盾，給油田生產帶來了重重困難。

為突破困境，堅持少投入多產出的原則，乍得項目采油廠大膽實踐，從裝置上著手深挖系統潛力；從管理上突破力克技術難題，最終成功破解困局，順利完成2015年年度產量任務，形成并實施的“井、站結合，穩定和提高裝置處理能力技術”助力乍得項目超額完成2016年的年度產量任務。

1 多措并舉穩油控氣，實現裝置高效運行

為應對FPF裝置兩相生產分離器偏流和高氣量對系統的沖擊，通過研究論證，主要采取了以下應對措施，取得了較好的效果。

圖1 CPF分列分輸流程圖

1.1 優化裝置運行參數，提高系統抗沖擊能力

FPF生產處理量達到設計負荷后，兩相生產分離器出現偏流現象。1#兩相生產分離器氣相出口調節閥開度長期保持在90%以上，液相出口調節閥開度保持在20%左右。2#兩相生產分離器氣液實際處理量與1#正好相反，氣少液多，氣相出口調節閥開度保持在10%-20%以上，液相出口調節閥開度長期保持在60%左右(圖2)。

圖2 FPF兩相分離器出口調節閥開度變化曲線

FPF裝置管理人員通過反復摸索，經專業論證，將兩相分離器設定壓力由0．84MPa下調為0．72MPa，與此同時還采取調整兩相生產分離器液位、適度打開兩相生產分離器氣相出口旁通來降低氣相出口調節閥開度以及優化調整三相生產分離器液位、FPF加熱負荷和外輸泵運行參數等措施，最大程度地減小偏流對裝置的影響，確保了來液平穩，減少了系統波動。

1.2 井、站結合，穩油控氣見成效

B 區最高日產氣量達到15．5×104m3/d，日產液量0．72×104m3。為保證穩油控氣，降低裝置安全風險，采取交替開高產氣量井和低產氣量井的置換措施，先后關停BC1-13、BC1-22和BC1等高產氣量油井，同時開啟BA1-1和BA1-16等低產氣量油井進行產量置換，確保日產液量保持0．72×104m3不變，將日產氣量控制在13×104m3/d以內，確保1#兩相生產分離器氣相出口調節閥開度控制在80%左右。此后又陸續進行了4輪14井次的調整和置換，取得了較好的效果。通過井、站結合，有效控制了FPF站內兩相生產分離器偏流的現象，降低了裝置運行的安全風險。

1.3 “一井一策”控氣竄，優化參數降風險

B油田的BC區塊的9口自噴井存在氣竄現象，氣竄發生時，來氣、來液量瞬時增大，對裝置系統沖擊很大，1#兩相生產分離器的氣相出口調節閥開度突然增大到90%以上，2#兩相生產分離器的液相出口調節閥開度突然增大到100%以上(圖3、圖4)，裝置運行風險增大。如遇兩口井同時氣竄，可能導致系統劇烈波動甚至造成安全事故。

圖3 氣竄時1#兩相生產分離器氣相出口調節閥開度變化曲線

圖4 氣竄時2#兩相生產分離器液相出口調節閥開度變化曲線

針對油井氣竄問題，通過“一井一策”給氣竄井把脈，逐口井觀察摸索出合理可控的油嘴嘴徑和控壓參數，定期緩慢釋放套壓。同時在FPF站內系統上增設各OGM壓力報警值，對氣竄進站提前做出預判，提前降低兩相生產分離器液位，預留足夠的應對時間，有效控制了氣竄對FPF系統的沖擊，消除了安全隱患。

2 降低系統壓力，實現自噴井“復活”

2015年2-3月，BA區17口自噴井陸續停噴，作業動力短時間內無法啟動，FPF產量一度下滑到計劃線以下運行。考慮到B油田采用三級布站密閉集輸生產方式，終端FPF系統壓力對自噴井和電潛泵生產井的井口回壓有重要影響。經反復論證和桌面推演后決定：在保證氣、液有效分離和外輸的情況下，將FPF系統壓力由0．72MPa下調至0．65MPa，降低井口回壓，以延長自噴井的自噴期[4-6]和提高電潛泵生產井的產量。

于3月19日把FPF的系統壓力由0．72MPa逐步下調至0．65MPa運行至4月23日，在這一階段，站內裝置運行平穩，各OGM系統壓力不同程度下降，得以給13口停噴井創造“復活”條件，原油產量得到大幅度的提升，B區原油產量重新踏上了7200m3/d的計劃線運行。

2.1 系統壓力平穩后站內外裝置的運行情況

① 1#兩相生產分離器氣相出口調節閥開度由80%左右上升至95%左右，2#兩相生產分離器氣相出口調節閥開度為10%左右，變化不大。

② 分離出的天然氣量增加，FPF站內高壓火炬有間斷冒黑煙現象。

③ 從FPF站內外輸泵運行參數看，降低系統壓力前，外輸流量計瞬時流量大多在240～260m3/h之間運行。降低系統壓力后，外輸流量計瞬時流量大多在260～280m3/h之間運行。

④系統壓力下調之前日產液量約6037m3/d(3月18日16：00至3月19日16：00的數據)，系統壓力下調之后日產液量約6183m3/d(3月20日7：00至3月21日7：00數據)，日產氣量由11．2×104m3/d上升到11．8×104m3/d，液量增加150m3/d左右。

2.2 各OGM及單井的壓力變化情況

FPF站內系統壓力從0．72MPa下調至0．65MPa后，各OGM 壓力下降約0．07 ～0．08MPa(表1)。

FPF站內系統壓力從0．72MPa下調至0．65MPa后，單井井口回壓普遍下降0．1～0．3MPa；井口溫度上升達2℃；井口油壓普遍下降0．1～0．2MPa(表2)，生產壓差有效增大，經單量證實增產有效，各單井日產油量普遍上升2～5m3/d，措施期間電潛泵生產井累計增產原油4896m3。

表1 各OGM壓力變化統計表

2.3 停噴井誘噴，成功“復活”13口井

系統壓力降低后，對停噴的自噴井采取開排罐放壓和替油等誘噴措施，實施37井次，13口停噴井得以“復活”，自噴期得到延長，累計延長自噴時間9852h，13口井在延長自噴生產期間共計生產原油5．24×104m3(表3)。

3 井、站結合，穩油限水，確保外輸原油含水不超標

3.1 積極實施穩油控水的采油措施，減少油井產水

隨著采出程度的加深和注水開發的推進，油田綜合含水逐步上升，為了確保外輸原油含水不超標，加強“源頭控水”就十分必要。通過對高含水油井優化生產參數，減緩含水上升速度，實現穩油控水。從2016年年初開始，陸續對C-2、DN-2、C3-1、C1-5、BD-6和BB1-12等部分高含水油井合理下調生產參數，實施后穩油控水效果明顯(圖5)。

3.2 積極開展優選破乳劑脫水實驗

在B油田投產之前，經CPF處理后外輸NRC的原油含水一直合格穩定，即使在油田原油綜合含水達到最高的30%時，外輸NRC原油含水依然低于0．5%，最低接近0．3%左右。

B油田投產后，盡管使用了為B油田原油準備的經室內評價篩選合格的破乳劑，但CPF脫水效果仍然不理想，含水逐步高啟并接近1%，將影響油田外輸。

表2 部分單井井口參數變化統計表

表3 誘噴成功單井增油量統計表

為了確保油田正常生產，開展了大量的脫水裝置的調整試驗[7]，試驗內容包括破乳劑室內篩選與評價、優化破乳劑配方；合理布局加藥位置；摸索調整加藥濃度；提高一級加熱爐出口溫度，匹配相應的沉降溫度；關停中高含水油井、降低來液綜合含水；合理搭配不同區塊原油比例；調節沉降罐的油水界面；定期排放儲罐底水；調整儲罐進油和外輸方式等等。

2016年1月實施分列分輸運行后，先后開展了四家藥劑供應商的10余種近400個配方的破乳劑現場試驗，最終篩選出了滿足KOME列外輸條件的破乳劑1種和滿足NRC列外輸條件的破乳劑2種。

通過一系列的調整和優化，確保了KOME列的外輸原油含水始終保持在1．0%以下，滿足了原油外輸的要求。

4 結論

(1)通過井、站結合，實施穩油、限水和控氣措施，穩定和提高了CPF和FPF裝置的處理能力。目前，兩套裝置均達到了設計最大處理能力的1．4倍以上安全平穩運行(圖6)。

(2)通過井、站結合，對停噴自噴井實施誘噴措施成功“復活”，有效延長了自噴生產期，形成了具有乍得項目特色的自噴井生產管理技術。

(3)通過2年多的破乳劑優選和脫水裝置運行參數調整的脫水試驗，不僅最終篩選出了滿足外輸原油含水標準的適用破乳劑；總結歸納出了合理的脫水裝置運行參數，解決了CPF原油脫水效果不理想的生產實際問題。同時也掌握了一整套脫水資料錄取、脫水工藝參數優化調整和脫水效果評價的方法。

(4)油田實現了科學有效開發，油田生產穩產上產，取得了2015年提前29天、2016年提前13天完成當年原油生產任務的成果。生產實踐中形成的具有乍得項目特色的井、站聯動的油井生產管理和裝置運行參數優化調整技術為乍得項目今后油田生產上產穩產奠定了堅實的基礎，為其他類似海外項目可以提供參考和借鑒。

圖5 C3-1井采油曲線

圖6 CPF和FPF生產曲線

[1]燕繼勇，潘修沼.聯合站無泵無罐原油密閉處理技術應用[J].油氣儲運:1999,8:44-46.

[2]平慶理.歡二聯合站運行現狀風險評價[J].特種油氣藏:2003,10:143-146.

[3]楊寧.淺議油田聯合站原油脫水工藝運行的影響因素[J].工業技術:2015,24:100-102.

[4]張建偉，楊寶平.通過精細管理延長自噴井采油期[J].石化技術:2015，(6):244，246.

[5]高浩天，富玉新.探析自噴井后期生產存在問題及管理措施[J].化工管理:2015，(29):51.

[6]岳宗坤，趙洪順，周海峰,等.自噴井生產管理探索與實踐[J].油氣田地面工程:2010，(4):77-78.

[7]盧延.葡一聯原油脫水工藝現狀分析及認識[J].內蒙古石油化工:2014，(17):72-73.

Technology of Stabilizing and Improving the Capacity of Plants by Combining with Wells and Plants to Assist Increasing and Stabilizing Output of Chad Oil field Project

LI Liangzheng, LI Jiaxu, YANG Baoping, JING Jianghua, LU Chao, FU Yuxin
(Yumen Oil field Company,Petrochina,Jiuquan, Gansu 735000, China)

One of the main factors of restricting the increasing oil output for Chad project is the limited design capacity of plants of CPF and FPF.In order to complete the production task,The plants must be always overloaded operation.Long-time overloaded operation will result in that the process capacity of gas of FPF two-phase separator is below the need and the watercut of export oil of CPF maybe overproof the standard.In order to resolve these problems, firstly,combining with wells and plants to stabilize and improve the capacity of plants.Secondly, put 13 non-flowing wells back to production by reducing FPF terminal system pressure.Then implementing the dehydration experiment to lower the watercut of export oil at CPF.Meanwhile,water-control is needed in well to make sure the watercut of export oil is not beyond the standard.Through research and implementation, The process capacities of CPF and FPF were improved to 1.4 times of the design maximum loading,and the plants can be running safely and smoothly in long-term,and keep export oil watercut qualified.The technology of stabilizing and improving capacity of plants by combining with wells and plants can Assist increasing and stabilizing output of Chad project in the future and provide a reference for other similar overseas projects.

Chad project; plant; process capacity; stabilization; technology

李良政(1973- )，高級工程師，從事油田開發、油藏工程方向研究。