常溫集輸現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)與研究

劉漢慶(第一采油廠第六油礦地質(zhì)工藝隊(duì)，黑龍江 大慶 163000)

0 引言

目前油田開發(fā)已進(jìn)入高含水期，為深挖集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗潛能，2020年6月初，在大慶采油一廠某轉(zhuǎn)油站集油系統(tǒng)進(jìn)行常溫集輸實(shí)驗(yàn)與研究。為確保實(shí)驗(yàn)合理有序地開展，制定了實(shí)施方案，確定了評(píng)判方法。實(shí)驗(yàn)于6月12日開始實(shí)施，歷時(shí)2個(gè)月，期間通過對(duì)現(xiàn)場(chǎng)操控、運(yùn)行監(jiān)測(cè)、資料錄取等各環(huán)節(jié)的精細(xì)運(yùn)作，使實(shí)驗(yàn)順利完成。

1 實(shí)驗(yàn)區(qū)現(xiàn)狀

實(shí)驗(yàn)區(qū)位于大慶薩中開發(fā)區(qū)北一區(qū)斷東與斷西交界地帶，面積2.02 km2，夏季最低氣溫15 ℃，土壤潮濕，區(qū)域內(nèi)共有71口油井、7座計(jì)量間，單井采用雙管摻水集油工藝，泡沫黃夾克保溫鋼質(zhì)管道埋地鋪設(shè)，采出液進(jìn)入某轉(zhuǎn)油站處理后外輸至下游脫水站處理，單井集油工藝及采出液物性的基本參數(shù)情況如表1所示。

2 實(shí)驗(yàn)過程

2.1 前期準(zhǔn)備

實(shí)驗(yàn)以保證單井正常生產(chǎn)為前提，考慮到停摻后要保證油井正常熱洗，且一些油井可能出現(xiàn)回壓超高問題，故擬定每周三14時(shí)啟爐、周六8時(shí)停爐，周四、周五進(jìn)行集中熱洗和沖洗管線。同時(shí)熱洗車隨時(shí)待命，優(yōu)先沖洗停爐期間出現(xiàn)回壓超高的管線。另外，要求認(rèn)真檢查回油壓力、回油溫度，每周三各井組將需沖洗管線回饋，根據(jù)需沖洗的油井?dāng)?shù)量，來確定周四、周五加熱爐、摻水泵的啟停數(shù)量。

2.2 評(píng)判方法

不同單井生產(chǎn)時(shí)，影響采出液的輸送情況的因素諸多，主要有采出液物性、流量、溫度、含水率、輸送距離、管徑粗細(xì)等。且各種有利輸送和不利輸送的因素并存、彼此相互作用，如管徑的粗細(xì)就具有雙向作用，管徑粗的易于流通但熱量損失快，管徑細(xì)的情況則反之。在管道初始設(shè)計(jì)時(shí)，已綜合了這些因素，摻水提溫也是其中一項(xiàng)，通常已建管道在有摻水伴熱條件下能夠滿足單井采出液的輸送所需[1]。

單井常溫集輸與摻水集輸?shù)闹饕獏^(qū)別在于井口停加60 ℃左右的適量摻水，采出液僅依靠自身熱量來保持其流動(dòng)性。但此時(shí)采出液攜帶熱量相對(duì)較低，加之輸送沿程沒有摻水伴熱，致使在輸液過程中，管道內(nèi)采出液的溫度普遍低于帶摻水運(yùn)行時(shí)的溫度。若液流溫度降至臨近或低于原油的凝固點(diǎn)時(shí)，分散在采出液中的原油顆粒就會(huì)不斷凝結(jié)、粘壁，使管道發(fā)生縮徑。同時(shí)含聚采出液中的黏度也會(huì)隨溫度的降低而升高，液流流動(dòng)阻力加大，沖刷粘壁原油的能力減弱，導(dǎo)致油井回壓升高，問題嚴(yán)重的集油管道最終將會(huì)被堵塞。這就是有些油井不能實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期常溫輸送的問題根源。

基于上述分析，按有摻水伴熱設(shè)計(jì)的油井集油工藝能否滿足常溫輸送的主要決定因素應(yīng)該當(dāng)是溫度，即：只要采出液在其輸送沿程滿足一定的溫度，就可順利輸送。因油井的采出液在井口的溫度差異不大，而水的比熱容約為原油的比熱容的2倍，故采出液所攜熱量的多少主要取決于采出液量的多少和其含水的高低，而在一定的溫度場(chǎng)下熱量散失的多少，則主要取決于管道的輸送距離的大小。對(duì)某口油井來說，是否適合采用常溫集輸，是上述因素綜合作用的結(jié)果，為了方便辨別哪些油井適合常溫集輸，引入了評(píng)判參數(shù)M，其計(jì)算公式為：

表1 實(shí)驗(yàn)集油系統(tǒng)單井工藝及運(yùn)行基本參數(shù)表

式中：Q為產(chǎn)液量(m3/d)；Wr為含水率(%)；L為管道長(zhǎng)度(m)。

公式中的Q×Wr可以理解為熱源項(xiàng)，而管道長(zhǎng)度則為熱耗項(xiàng)，在油井采出液物性和集輸環(huán)境一定的條件下，熱源項(xiàng)與熱耗項(xiàng)的匹配就決定著油井常溫集輸?shù)目尚行浴?/p>

2.3 實(shí)驗(yàn)單井運(yùn)行情況

通過對(duì)常溫集輸期間單井生產(chǎn)情況的現(xiàn)場(chǎng)跟蹤及查看加密填報(bào)的生產(chǎn)資料，發(fā)現(xiàn)有68口油井除按正常計(jì)劃熱洗外，并不用額外沖洗管線，其運(yùn)行壓力為0.26～0.55 MPa，M值為3.22～92.39；但有3口油井運(yùn)行壓力為0.45～1.20 MPa，M值為3.15～16.21，且產(chǎn)液受到一定影響，需定期沖洗管線來降壓。

2.3.1 不需沖洗管線的單井運(yùn)行情況

停摻期間有些單井采取了調(diào)參、換泵等措施，其生產(chǎn)參數(shù)變化較大，為了排除這些干擾，在對(duì)逐個(gè)油井分析的基礎(chǔ)上，從7座計(jì)量間中篩選出停摻期間未采取其他生產(chǎn)措施，且液量、距離等參數(shù)能覆蓋全部實(shí)驗(yàn)井的20口采油井進(jìn)行重點(diǎn)分析。

停摻后，20口井的井口最高回壓為0.55 MPa，壓力變化范圍為-0.02～0.06 MPa，平均回壓僅升高0.02 MPa；單井日產(chǎn)液量變化范圍為-6.80～8.88 m3/d。表明這些井的生產(chǎn)幾乎未受到停摻的影響，其M值范圍為3.22～92.39，且呈現(xiàn)出M值越大，回油溫度相對(duì)越高的規(guī)律。綜上可知，在該區(qū)域若某口油井的M≥3.22，則該井夏季適宜采用常溫集輸。

2.3.2 需定期沖洗管線的單井運(yùn)行情況

實(shí)驗(yàn)中，共發(fā)現(xiàn)3口問題井，井口壓力達(dá)到0.7 MPa以上，且后期壓力上升較快，沖洗管線周期分別為6 d、7 d和14 d，最低回油溫度降至其凝固點(diǎn)2 ℃至4 ℃，產(chǎn)液量分別下降了7.01、9.84、17.31m3/d，生產(chǎn)受到一定影響。但僅井1的M值(為3.15)低于得出的界限值3.22，其他2口井的M值分別為16.21和15.3，與初步得出認(rèn)識(shí)不符。查找原因時(shí)，發(fā)現(xiàn)井2、井3在停摻前都常發(fā)生回壓超高問題，井2的管道緊沿水泡鋪設(shè)240 m且跨棧橋12 m，環(huán)境溫度場(chǎng)溫度較低，井3的管道存在密集彎道5處，影響輸送，因此這2口井應(yīng)為特例，但井1不能正常生產(chǎn)則應(yīng)是其M值過低所致。

3 降耗情況

應(yīng)用常溫集輸?shù)闹饕康脑谟诮档蜕a(chǎn)能耗。該技術(shù)的節(jié)能點(diǎn)主要在于轉(zhuǎn)油站停運(yùn)加熱爐、摻水泵后所節(jié)省的耗氣量與耗電量，但同時(shí)也會(huì)出現(xiàn)一些耗能增加處。

3.1 用氣情況

該轉(zhuǎn)油站停摻前3臺(tái)加熱爐全部運(yùn)行，6月初的日均噸液耗氣量為1.2 m3/t，常溫集輸期間熱洗和沖洗管道時(shí)，需間斷交替運(yùn)行2臺(tái)加熱爐，日均噸液耗氣量降為0.1 m3/t。因轉(zhuǎn)油站外輸液溫度由原來39 ℃降為36 ℃，在下游脫水站需將一段分離后的610 m3含水油多升溫3 ℃，多消耗燃?xì)饧s60 m3/d。該系統(tǒng)實(shí)際節(jié)氣量為40.56×104m3。

3.2 用電情況

該轉(zhuǎn)油站停摻前，摻水泵1運(yùn)2備、熱洗泵1運(yùn)1備，6月初全站的噸液耗電量為0.57 kW·h。常溫集輸期間機(jī)泵運(yùn)行時(shí)間大幅縮短，噸液耗電量降為0.36 kW·h?，F(xiàn)場(chǎng)跟蹤回壓升高3口井的耗電情況，其平均電流分別上升3、2.5、2.5A，上升幅度不大，累計(jì)增加功率8 kW。因井?dāng)?shù)較少，且發(fā)生回壓偏高后均能夠及時(shí)沖洗管線，故此處耗電增加量可忽略。累計(jì)節(jié)電量為 7.81×104kW·h。

4 存在問題

整體來看，實(shí)驗(yàn)順利實(shí)施，但運(yùn)行方式發(fā)生一些改變，也出現(xiàn)一些新問題：

(1)集中熱洗改變了原有熱洗計(jì)劃，部分井熱洗周期縮短或延長(zhǎng)，原來每天熱洗2井口調(diào)整為4口，雖未影響到油井的生產(chǎn)，但熱洗時(shí)偶有壓力不穩(wěn)和熱洗時(shí)間較緊、任務(wù)重情況；

(2)加熱爐、機(jī)泵啟停次數(shù)增加，對(duì)設(shè)備不利；

(3)生產(chǎn)監(jiān)控中除正常檢查油井生產(chǎn)情況外，需加密跟蹤回壓升高井，增加一些日常工作量[2]。

5 認(rèn)識(shí)及下步工作

通過對(duì)實(shí)驗(yàn)區(qū)常溫集輸運(yùn)行情況的跟蹤、評(píng)價(jià)和能耗分析，從中得出以下方面的認(rèn)識(shí)及下步工作方向：

(1)該區(qū)域夏季應(yīng)用常溫集輸技術(shù)可行，節(jié)能顯著，達(dá)到了預(yù)期效果，進(jìn)一步應(yīng)用常溫集輸技術(shù)潛能很大。

(2)氣溫在15 ℃以上時(shí)，對(duì)于采用雙管集油方式、泡沫黃夾克管道埋地鋪設(shè)狀況較好、采出液物性與該區(qū)域相近的油井，若其M≥3.22則可視為適合采用常溫集輸。

借鑒此結(jié)論，可對(duì)其他區(qū)域符合上述條件的油井做出預(yù)判，因地制宜地開展常溫集輸工作。

若同一系統(tǒng)中符合條件的井?dāng)?shù)相對(duì)較多，可以采用本實(shí)驗(yàn)中的摻水、熱洗設(shè)備間斷啟停方式；或采用每天正常運(yùn)行熱洗爐、熱洗泵，長(zhǎng)期停運(yùn)摻水爐、摻水泵方式，利用熱洗空白時(shí)間段來沖洗油井回壓高的管線，從而減少設(shè)備啟停次數(shù)。

若系統(tǒng)中存在不符合條件的井?dāng)?shù)較多，則可采用轉(zhuǎn)油站內(nèi)摻水、熱洗均不?；蜃们闇p少摻水設(shè)備運(yùn)行數(shù)量，而將符合條件的油井直接停摻，降低摻水用量，將不符合條件的油井依然帶摻水運(yùn)行的方式。

(3)對(duì)采出液物性或工藝等方面與該區(qū)域油井差異較大的區(qū)域，繼續(xù)開展常溫集輸實(shí)驗(yàn)，摸索出合理的M值界限，為大面積推廣應(yīng)用提供切實(shí)可行的經(jīng)驗(yàn)及技術(shù)支撐。