自噴末期地面生產工藝研究

李 軍

(中國石化河南油田分公司采油二廠，河南唐河 473400)

0.引言

自噴井初期地層壓力高，隨著開采時間的增加，地層能量不斷釋放，油層壓力不斷下降，當低于外輸需要的壓力時，自噴井就會停噴。停噴后需要轉變開采方式，通過安裝抽油機、電潛泵等設備生產，必然帶來生產成本的上升，因此延長油井的自噴期就能實現效益最大化。延長油井自噴期一般有兩種方法，一種是通過補充地層能量，比如注水注氣等方法；另一種則是通過改進地面生產工藝來實現。本文主要結合河南油田自噴井的生產特點，從地面生產工藝方面來探討延長油井自噴期的方法。

隨著開采時間的增加，油層壓力從高壓轉變為低壓，自噴能力不斷減弱，緩慢進入自噴末期，直到低的無法將原油舉升至處理站（聯合站），油井就會停噴，這類井統一般稱為低壓井，即面臨停噴的油井。

1.低壓井的管理思路

如果保證自噴井的生產，就必須保證油井靠自身能量將原油舉升到地面，分為兩種情況，第一種為利用自噴井自身能量將油氣舉升至集輸系統，這是最節約成本的生產方式；另一種是靠自身能量已不能進系統生產，則考慮將在井口建設配套設施進行生產，降低原油輸送的阻力，也能延長油井自噴期。總體思路就是讓集輸系統的壓力低于自噴井壓力，也就是降壓生產。

1.1 低壓井的生產參數管理

為防止低壓井停噴，要及時關注低壓井的壓力參數變化，主要為油壓和回壓，因為順北計量閥組的回壓一般在2.5MPa 左右，當低壓井油壓低于4MPa 時，受回壓影響，油井就會面臨減產或停噴的風險，就必須要采取措施實行降壓生產，因此要隨時觀察低壓井的油壓，回壓，溫度等的參數。這里規定統一比較適用的標準為：當回壓為油壓的1/2 時，就要采取降回壓措施。

1.2 降低集輸系統的回壓

為降低低壓井的輸油阻力，最簡單和最有效的方式就是降低集輸系統的回壓。要想讓集輸系統的壓力處于較低的水平，就要尋找和分析影響集輸系統壓力的瓶頸，對整個集輸管網分段進行統計分析，找出影響壓力的瓶頸點。一般從集輸系統末端著手分析效果最好，集輸系統的末端一般為聯合站，處理站，集油站等，要首先從這些站點進行優化和改造，就能降低整個集輸系統的壓力。

1.2.1 對整個集輸工藝流程分析

以河南油田的生產流程為例，從單井井口到聯合站整個集輸系統進行分析，分段排查：單井產油氣（2.5MPa）→計量閥組（2.3MPa）→進站閥組（1.4MPa）→加熱爐(1.3MPa)→一級三相分離器（1.1MPa）分離出的伴生氣→高壓伴生氣分離器外輸（0.9MPa）→天然氣處理廠（0.5MPa）。

一級三相分離器（1.1MPa）分離出的原油→二級加熱爐→二級三相分離器（0.4MPa）→原油穩定塔（-20KPa）→塔底泵→分離后原油去原油儲罐（常壓）。

從以上工藝流程的壓力參數可以看出，共有兩個節流較大的點（1）計量閥組至進站閥組節流0.9MPa；（2）高壓伴生氣分離器至天然氣處理廠節流0.4MPa。如果要降低油井回壓就必須要解決以上兩個節流點的壓差問題。

1.2.2 首先降低集輸系統的回壓

解決處理站內高壓伴生氣分離器至天然氣處理廠的節流問題。從壓力數據可以看出，處理站分離器氣相回壓較高，從而造成整個集輸系統的壓力居高不下。處理站高壓伴生氣分離器外輸壓力高的原因是：原設計外輸管線為DN150，輸氣能力為40 萬方/a，長度200m，實際的天然氣產量已達到90 萬方/a，已處于超負荷運行，處理站外輸氣屬于次高壓燃氣管道A 級。由于現有的外輸管線管徑為DN150，不能滿足輸氣需要，造成瓶頸，因此需要進行改造，從經濟性角度考慮，本次利用工程余料（φ133×5 無縫鋼管）從處理站高壓分離器出口至站外配氣閥組新建高壓伴生氣外輸復線一條200m。由于高壓伴生氣分離器外輸氣出口至天然氣外輸閥組增加一條DN125 復線，復線建成后，降低了管阻，分離器回壓隨之降低。改造后整個集輸系統的壓力明顯下降，取得了明顯的效果。

1.2.3 集輸系統內其他節流點的優化和調整

由于集輸系統工藝較復雜，有些節流點往往被忽視，一些可能產生節流的重要部位，可根據前后壓差來判定。重點關注以下幾個部位。

流量計節流：一般的流量計設計都比管徑小，可考慮更換大通徑流量計或打開旁通，能降低回壓0.1MPa左右。

截止閥造成節流：由于截止閥特殊的設計，造成介質通過截止閥阻力較大，因此節流較為明顯，有些截止閥節流在2MPa 左右，這種情況可考慮打開旁通或更換截止閥。

其他部分的節流：比如大小頭，不同管徑的閥門等，都會造成節流，可根據情況進行更換。

2.建設油氣分輸流程，降低閥組的回壓

從集輸工藝流程分析可以看出計量閥組至進站閥組壓差在0.9MPa，是影響油井回壓的重要因素，根據該區井、站生產運行現狀，并結合未來幾年開發預測，隨著各井油壓逐步降低，井區內自噴井難以實現低壓狀況下的密閉集輸、處理，需要地面集輸工程配套解決。油氣在混輸過程中由于分子間碰撞、段塞流等因素造成外輸阻力大，因此采用油氣分輸可以實現降低油井回壓。

流程描述：各閥組站管轄的單井，經進站選井計量閥組輪換選井計量后，進入新建的三相分離器進行油氣分離。分離后的原油經過加熱后外輸。伴生氣經計量、調壓后外輸。

采用油氣分輸后油井的降回壓效果顯著。

該方案的優點是：①降回壓效果好，平均降低閥組回壓1/2 左右；②適用范圍廣，閥組內所有的油井均能降壓。缺點是：投資較大。

由于低壓井生產數據各不相同，有些可以進系統生產，有些已經不能進系統生產，對于難以進系統生產的油井，可以采用建設簡易單井拉油流程進行生產，降壓效果更好，通過統計的各低壓井的生產數據，即回壓高于油壓的1/2 的低壓井，隨時會面臨停噴，就要考慮建設單井拉油流程。同時還要考慮自噴井末期生產數據不穩定，防止油井壓力突然升高，從安全性考慮，設計出了一套拉油流程。

流程描述：在井場內安裝拉油流程一套（簡易組裝式），單井產油氣首先進入高壓分離器進行閃蒸分離，分離出的天然氣放空或安裝壓縮機回收，分離出的原油通過外輸泵外輸進系統或者采用罐車拉運。該方案的特點一是采用一級高壓分離器3.0MPa，安全性有保證，可以防止油壓突然上升，有不少井采用單井流程，油壓大幅度上升，比如1-11 井切入單井流程油壓從3.2MPa 升到6MPa，產量隨之也大幅度上升，說明地層能量被激活，后又轉入系統生產。二是適用性好，只要壓力＞0.1MPa就可正常生產，能最大程度延長油井的自噴期，三是這種單井流程采用的是模塊化的組裝方式，安裝拆卸簡便，靈活，可重復利用，建設成本低。

效果評價：在井口安裝單井流程實施降壓生產后，大部分油井均實現了增產和穩產，自噴期得到了延長，個別井油壓回升，產量大幅度提高，有些井至今仍在自噴，經濟效益明顯。

3.往復式混輸泵降壓

該裝置在5#閥組安裝應用。工作原理：往復式泵是一種容積式泵，由多臺三缸往復式輸送泵通過并聯和串聯的拓撲結構組成，單級壓縮比控制在4 左右，利用活塞或柱塞在泵缸內的往復運動來輸送油氣。即借助工作腔里的容積周期性變化來達到輸送油氣的目的。

輸送介質：油氣水混合物；介質溫度：-20-150℃；額定流量：182.5m3/h；額定排出壓力：0.74-3MPa；額定吸入壓力：0.1-0.3MPa；活塞數量：3。

安裝位置一般在計量閥組后端，單井來油經過計量后進入混輸泵增壓外輸，實現對閥組的整體降壓。

該混輸泵的優點：

（1）智能一體化的控制，可實現遠程控制，無人值守；

（2）可對閥組內所有的油井進行降壓。

缺點：

（1）排量小。如果閥組產量＞182m3/h，則超出其設計能力，如果設計排量大，則改造的配套系統投入也較大；

（2）建設成本高。如果建設配套的電力，控制系統，以及工藝流程的改造，拆卸安裝不方便。

4.管輔混輸裝置降壓

該裝置在5-7 井安裝應用，其設計參數為:混輸規模液量：120m3/d；混輸規模氣量：36000Nm3/d；設計壓力：4.0MPa；裝置進口壓力：0.50MPa；裝置出口壓力：1.6MPa；動力泵排量：300m3/h；動力泵揚程：200m；電機功率：200kW。

裝置采用水活塞工作原理：在動力泵進出口設置兩個儲罐，作為動力泵的外置吸入室和排出室，單井來液先進入1#罐，達到一定高度后，單井來液再切入2#罐，增壓泵啟動將2#罐底部液體打入1#罐，將1#罐內液體和氣體壓走，待2#罐液位升高后，單井來液再切入到1#罐，增壓泵將1#罐液體打入2#罐，將2#罐內液體和氣體壓走。如此循環往復，實現油氣混輸的目的。

其裝置的優點是能實現單井油氣的降壓混輸，缺點是排量小，只適用于單井。

效果評價：采用該混輸裝置降壓后，油井回壓大幅度下降，延長了油井的自噴期，截至目前油井仍在生產，穩產效果明顯。

5.其他混輸裝置降壓

目前，國內的降回壓設備有很多，比如單螺桿、雙螺桿泵、三螺桿泵降壓，屬于旋轉式容積泵，其工作原理是由主從動軸上相互嚙合的螺旋套和泵體或襯套間形成一個容積恒定的密封腔室，介質隨螺桿軸的轉動分別被送到泵體中間，兩者匯合在一起，最終送達泵的出口，從而實現泵輸送的目的。

具體采用何種生產工藝，一定要根據油井的生產狀況，現場的配套設施以及投入與產出的對比，選擇最佳的生產工藝。

6.結語

通過對自噴井的地面生產工藝的優化和改進，延長自噴期2 ～10 個月左右，實現了穩產和增產的效果，取得了較好的經濟效益。具體生產方式要結合油井的實際情況進行選擇，首先應從集輸系統入手，降低整個系統的回壓，屬于最簡單最節約的方式。隨著油井壓力的進一步降低可考慮建設單井拉油流程和混輸泵進行井口降壓生產。