大港南部油田集油工藝優(yōu)化研究

李青 李智慧 任連財(cái) 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(shù)服務(wù)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(cái)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(shù)服務(wù)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(tǒng)生產(chǎn)設(shè)施經(jīng)過多年的運(yùn)行，加熱集輸負(fù)荷大，系統(tǒng)能耗呈現(xiàn)大幅上升趨勢。結(jié)合南部油田摻水井的產(chǎn)液、含水、溫度等生產(chǎn)參數(shù)，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(yuǎn)端井摻水串帶和油井就地切水回?fù)?。在對集油工藝技術(shù)的優(yōu)化研究及試驗(yàn)區(qū)試驗(yàn)成功的基礎(chǔ)上，通過應(yīng)用效果的跟蹤分析總結(jié)認(rèn)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(yùn)行的摻水工藝有較大的優(yōu)勢，即在滿足正常生產(chǎn)的前提下，運(yùn)行費(fèi)用減少，系統(tǒng)規(guī)?？s小，工人勞動(dòng)強(qiáng)度下降。

常溫輸送；摻水；電泵井；高凝原油

1 集油系統(tǒng)現(xiàn)狀

大港南部油田主要由棗園、王官屯、小集、舍女寺等七個(gè)油田組成，目前日產(chǎn)液量約46 022 m3（含摻水），產(chǎn)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(xiàn)為高凝、高黏和高含蠟（平均凝固點(diǎn)為31.3℃，凝固點(diǎn)最高的達(dá)到50℃；平均黏度為813 mPa·s，黏度最大達(dá)到18 000 mPa·s；平均含蠟22.6%，含蠟量最高的達(dá)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(diǎn)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(dá)88%左右），地面系統(tǒng)生產(chǎn)設(shè)施經(jīng)過多年的運(yùn)行，加熱集輸負(fù)荷大[1]，系統(tǒng)能耗呈現(xiàn)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(jù)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?shù)呐卸?biāo)準(zhǔn)以單井至計(jì)量站外輸干線之間的摩阻損失0.7 MPa為界線（目前計(jì)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(rèn)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(xué)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(nèi)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合南部油田摻水井的產(chǎn)液、含水、溫度等生產(chǎn)參數(shù)，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(yuǎn)端井摻水串帶和油井就地切水回?fù)健?/p>

2.1 單管串接常溫輸送

棗2、9、20站試驗(yàn)區(qū)所轄計(jì)量站3座，生產(chǎn)油井29口，日輸液1 640 m3，平均綜合含水高達(dá)92%，原油物性屬于高凝稠油（密度0.907 g/cm3，50℃時(shí)原油黏度300～800 mPa·s，凝固點(diǎn)為30～37℃，膠質(zhì)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?dāng)?shù)的31%；含水在65%以上的有20口井，占開井?dāng)?shù)的69%。管線設(shè)施腐蝕老化：計(jì)量站運(yùn)行近20年，站內(nèi)部分設(shè)施已不同程度腐蝕，高溫?fù)剿觿×斯芫€腐蝕程度，導(dǎo)致漏失頻繁，污染嚴(yán)重[3]。

（1）工藝方案部署。該試驗(yàn)區(qū)應(yīng)用新型計(jì)量技術(shù)停運(yùn)計(jì)量站，通過工藝優(yōu)化實(shí)現(xiàn)單管常溫，停掉摻水系統(tǒng)，改造單井管線6.9 km，井口流程29口。

（2）實(shí)施效果。數(shù)據(jù)跟蹤顯示，投產(chǎn)后生產(chǎn)運(yùn)行正常，單井回壓平均值由0.75 MPa下降到0.65 MPa，管網(wǎng)長度減少了22.3 km，管網(wǎng)月漏失次數(shù)減少24次，日摻水量減少240 m3，年節(jié)約費(fèi)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(jì)量站12座，生產(chǎn)油井81口，其中電泵井56口，占總井?dāng)?shù)的69%；日產(chǎn)液量6 300 m3，日產(chǎn)油504 t，日摻水量1 000 m3，平均綜合含水88%，系統(tǒng)來液進(jìn)站溫度平均72℃。該油田地面系統(tǒng)暴露的主要問題就是摻水系統(tǒng)管網(wǎng)漏失嚴(yán)重，僅2006年造成的污染賠償費(fèi)達(dá)到22萬元，而且小集聯(lián)合站配套的摻水系統(tǒng)運(yùn)行能耗高。

（1）工藝方案部署。該試驗(yàn)區(qū)以每座計(jì)量站為單元，應(yīng)用電泵反帶摻水系統(tǒng)工藝技術(shù)，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(wǎng)8 km，并安裝電泵井井口計(jì)量裝置11套，實(shí)現(xiàn)了小集聯(lián)合站摻水系統(tǒng)以及供摻水干線的停運(yùn)。

（2）實(shí)施效果。數(shù)據(jù)跟蹤顯示，油井基本正常生產(chǎn)，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(tǒng)摻水管道20.9 km，減少系統(tǒng)摻水管道月漏失16.4次，減少更換管道4.6 km，年節(jié)約費(fèi)用209萬元。

2.3 遠(yuǎn)端井摻水串帶

自2站試驗(yàn)區(qū)所轄計(jì)量站2座，生產(chǎn)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(diǎn)為30℃，含蠟量為10.9%）。油井地層產(chǎn)液含水范圍較大，其中含水為40%以下的有6口井，占總井?dāng)?shù)30%；含水為40%～60%的有11口，占總井?dāng)?shù)55%；含水為60%以上的有3口，占總井?dāng)?shù)15%。該站地面設(shè)施腐蝕老化嚴(yán)重，管道漏失頻繁，造成嚴(yán)重的污染情況。

（1）工藝方案部署。該試驗(yàn)區(qū)應(yīng)用新型計(jì)量技術(shù)停運(yùn)計(jì)量站；通過工藝優(yōu)化減少摻水生產(chǎn)井，縮小摻水系統(tǒng)規(guī)模。20口單井采用串接或T接方式，形成3個(gè)串井和6口T接井進(jìn)系統(tǒng)干線生產(chǎn)，串井的源頭井由于產(chǎn)液低、物性差伴摻生產(chǎn)。該工程更新集油管道DN150復(fù)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(shí)施效果。數(shù)據(jù)跟蹤顯示，投產(chǎn)后生產(chǎn)運(yùn)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(shù)20次，年節(jié)約費(fèi)用55萬元。

2.4 油井就地切水回?fù)?/h3>

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

（1）工藝方案部署。該試驗(yàn)區(qū)在王14站新建切水分離裝置（利用計(jì)量分離器行改造），摻水泵和摻水加熱爐，進(jìn)站來液首先去分離器進(jìn)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(jīng)過摻水泵提壓、加熱爐加熱后進(jìn)入鄰近摻水管網(wǎng)，氣至加熱爐作為燃?xì)狻?/p>

（2）實(shí)施效果預(yù)測。該工程預(yù)計(jì)減少摻水量100 m3/d，減少系統(tǒng)摻水管道3.4 km，減少系統(tǒng)摻水管道月漏失7次，年節(jié)約費(fèi)用36萬元。

3 結(jié)語

在對集油工藝技術(shù)的優(yōu)化研究及試驗(yàn)區(qū)試驗(yàn)成功的基礎(chǔ)上，通過應(yīng)用效果的跟蹤分析總結(jié)認(rèn)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(yùn)行的摻水工藝有較大的優(yōu)勢，即在滿足正常生產(chǎn)的前提下，運(yùn)行費(fèi)用減少，系統(tǒng)規(guī)?？s小，工人勞動(dòng)強(qiáng)度下降，但是四種技術(shù)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(yùn)摻水系統(tǒng)，關(guān)停計(jì)量站，地面配套管網(wǎng)最少，運(yùn)行費(fèi)用最低，油井回壓降低，工人勞動(dòng)強(qiáng)度最低；但是投資相對較高，組織管理模式需要進(jìn)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(yīng)盡量密集，遠(yuǎn)端源頭井需高產(chǎn)液、高含水。因此符合該技術(shù)應(yīng)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?qū)嵤?/p>

（2）高溫電泵井反帶摻水技術(shù)是以原計(jì)量站為單元進(jìn)行工藝優(yōu)化，停運(yùn)了聯(lián)合站摻水系統(tǒng)和供摻水干線，運(yùn)行費(fèi)用最低，改造投資相對最低，勞動(dòng)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(jì)量站仍然運(yùn)行，地面管網(wǎng)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(shù)適用條件是需要計(jì)量站所轄生產(chǎn)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(dú)立的區(qū)塊，而且具有高溫、高液電泵井生產(chǎn)的女7、官13等計(jì)量站單元實(shí)施。

（3）遠(yuǎn)端井摻水串帶集輸工藝仍保留了摻水系統(tǒng)，通過工藝優(yōu)化關(guān)停計(jì)量站，油井回壓降低，工人勞動(dòng)強(qiáng)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(wǎng)相對較多，投資最高，運(yùn)行費(fèi)用最高，組織管理模式需進(jìn)行同步優(yōu)化，才可以有效優(yōu)化人力資源。該工藝在井網(wǎng)較為稀疏、遠(yuǎn)端源頭井產(chǎn)液量低或含水低的區(qū)塊以及新開發(fā)的產(chǎn)能區(qū)塊中實(shí)施。

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

[1]陳良．稠油不加熱集輸技術(shù)現(xiàn)狀與應(yīng)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(qiáng)，羅平亞．稠油特性及其輸送技術(shù)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(xué)院石油工程專業(yè)，獲學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)從事油田地面建設(shè)工藝規(guī)劃方案和新技術(shù)的研究工作。

（022）63957032、dg_liqing@163.com

（欄目主持 張秀麗）