葡北油田系統(tǒng)調(diào)整改造的整體認識與效果分析

仇偉（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠規(guī)劃設(shè)計研究所）

葡北油田于1979年投入開發(fā)，是第七采油廠的主力油田，經(jīng)過30年的開發(fā)建設(shè)，綜合含水已達到90%以上。自1988年一次加密以來，建成聯(lián)合站2座，轉(zhuǎn)油站13座，計量間87座，管轄油井1207口、水井593口，單井產(chǎn)液量16.86t/d，單井產(chǎn)油量1.55t/d。由于注采關(guān)系的調(diào)整，使得計量間轄井數(shù)減少，地面設(shè)施腐蝕老化嚴重，安全隱患突出，嚴重影響了油田的正常運行。另外，雙管摻水流程集輸能耗較高，需外引氣補充，增大了油田運行成本。針對葡北油田存在的以上問題，對葡北油田進行系統(tǒng)調(diào)整改造，采取單管冷輸集油模式，總體規(guī)劃，分步實施，優(yōu)化布局，簡化工藝，大幅度地降低投資和能耗。

1 葡北油田系統(tǒng)調(diào)整改造實施情況及現(xiàn)場應(yīng)用效果

隨著油田開發(fā)的深入，綜合含水不斷上升，為了降低生產(chǎn)能耗，第七采油廠陸續(xù)開展了井口出液溫度普查、管輸介質(zhì)流動狀態(tài)觀測、延長清蠟周期試驗、井口回壓與產(chǎn)液量的關(guān)系分析、油井降溫集輸參數(shù)控制，以及地層溫度實際監(jiān)測等一系列試驗，通過對試驗結(jié)果的總結(jié)分析，2006年選取了葡萄花油田北部區(qū)塊具有代表性的809計量間7口油井開展了單管冷輸技術(shù)現(xiàn)場試驗。對不同產(chǎn)液量及含水率、深埋保溫與不保溫做了實驗對比，通過現(xiàn)場試驗情況，結(jié)合理論計算，初步確定了不摻水單管冷輸工藝的選井條件及適用原則：將首端井的選井界限設(shè)定為產(chǎn)液量大于18t/d，含水率大于80%；將管線埋深設(shè)定為深埋2.0m，確保管線在凍土層以下，即使冬季最冷時，仍能保證管線所在處地溫不小于2℃；取消摻水后，為了保證井口回壓在合理范圍內(nèi)，每一個集油串都嚴格結(jié)合葡北油田井口出液溫度，嚴格計算集油半徑，每個串的井數(shù)不超過5口；保留轉(zhuǎn)油站至集油間的摻水管線，確保油井產(chǎn)出液的流動性，保證集油系統(tǒng)穩(wěn)定。

1.1 葡北8#站、10#站地區(qū)

冷輸試驗油井成功越冬后，2008年在葡北8#站、10#站、12#站地區(qū)進行系統(tǒng)調(diào)整改造，推廣應(yīng)用不摻水單管冷輸集油工藝。采用單管多井串聯(lián)不加熱流程與單管環(huán)狀摻水流程相結(jié)合的集油工藝，將10#站與12#站合并為新葡北10#站，24座計量間合并為11座集油間，21個集油串78口井采用單管串聯(lián)不加熱流程（圖1），24個集油串82口井采用單管樹狀不加熱流程（圖2），7個集油環(huán)25口油井采用單管環(huán)狀摻水流程（圖3）。

圖1 單管多井串聯(lián)不加熱集油流程示意圖

葡北8#站、10#站改造后，生產(chǎn)運行基本平穩(wěn)。葡北8#站2008年11月3日投產(chǎn)至今，油井都在設(shè)計回壓1.5MPa范圍內(nèi)運行，油井回油溫度范圍在17～32℃之間，部分油井出液溫度小于原油的凝固點25℃，仍能正常生產(chǎn)。葡北10#站2008年9月15日投產(chǎn)后，只有8口井的井口回壓超過了設(shè)計回壓1.5MPa，最高達到了2.38MPa，分析原因是油井產(chǎn)液量較高，集油管線管徑小，導(dǎo)致管道內(nèi)輸送壓力高；將管線擴徑后，8口油井的回壓均恢復(fù)到正常范圍內(nèi)，油井的回油溫度最高能達到43℃，最低為19℃，只有9口油井的出液溫度小于原油凝固點25℃，油井均能正常運行。

圖2 單管多井樹狀不加熱集油流程示意圖

圖3 單管環(huán)狀摻水集油流程示意圖

1.2 葡北9#站地區(qū)

2009年對葡北9#站地區(qū)開展系統(tǒng)調(diào)整改造，采用單管多井串聯(lián)不加熱流程與單管環(huán)狀摻水流程相結(jié)合的集油工藝，將7座計量間合并為5座集油間，24個集油串64口油井采用單管串聯(lián)不加熱流程，2個集油環(huán)5口油井采用單管環(huán)狀摻水流程。

葡北9#站于2010年9月底投產(chǎn)，投產(chǎn)后有13個集油串36口油井出現(xiàn)回壓較高的情況，油井井口回壓高達7.55MPa，化清周期最短的僅為4天。

針對葡北9#站出現(xiàn)的問題，積極進行現(xiàn)場調(diào)研、取樣化驗，尋找出現(xiàn)問題的原因及相應(yīng)的解決措施。最終發(fā)現(xiàn)導(dǎo)致葡北9#站地區(qū)部分油井回壓升高的主要原因有以下3方面：

1）由于葡北9#站地區(qū)油井大部分位于水泡子及低洼地中，管線施工時，無法保證深埋2.0m的要求；同時，管線周圍的土壤濕度較大，而管線未做保溫處理，導(dǎo)致管內(nèi)熱介質(zhì)與冷管壁的徑向溫差較大，致使管線內(nèi)壁結(jié)蠟嚴重，流通口徑變小。對此，已在2011年的改造項目中將情況類似的葡北6#站與葡北11#站地區(qū)的冷輸單井管線改為保溫管，目前2個站的油井已投產(chǎn)運行，尚未出現(xiàn)回壓升高現(xiàn)象。

2）集油間設(shè)計采用標準化，集油串進間管線規(guī)格有DN80、DN100，而間內(nèi)閥組規(guī)格均為DN50，造成節(jié)流憋壓，使油井回壓上升。針對這種情況，已將葡北9#站地區(qū)存在以上問題的集油間內(nèi)閥組安裝了旁通（圖4），目前葡北9#站地區(qū)油井回壓均已在正常范圍內(nèi)。

圖4 葡北9#站站內(nèi)集油閥組流程改造示意圖

3）施工過程中個別管線對接的地方開口較小，造成節(jié)流憋壓，使油井回壓上升。針對這種情況，結(jié)合回壓高的油井出現(xiàn)的位置，排除其他可能造成回壓升高的原因，重新將管線切開進行開孔（圖5），改造后，部分油井的回壓恢復(fù)到正常范圍內(nèi)。

圖5 管線對接處開孔尺寸示意圖

目前葡北9#站的69口油井回油壓力均在設(shè)計壓力1.5MPa以內(nèi)，回油溫度范圍在12～32℃之間，部分油井出液溫度小于原油的凝固點25℃，仍能正常生產(chǎn)。

1.3 葡北6#站、11#站

2010—2011年對葡北6#站地區(qū)分2年進行系統(tǒng)調(diào)整改造，同時2011年對葡北11#站地區(qū)進行了系統(tǒng)調(diào)整改造。

葡北6#站地區(qū)將10座計量間合并為5座集油間、1座巡井間，共改造油井105口。布置不摻水單管冷輸集油串12個，轄油井44口；集油鏈1個，轄油井22口；布置環(huán)狀摻水集油環(huán)10個，轄油井39口。

葡北11#站地區(qū)將8座計量間合并為5座集油間，改造油井46口。布置不摻水單管冷輸集油串12個，轄油井38口；布置環(huán)狀摻水集油環(huán)2個，轄油井8口。

葡北6#站、11#站地區(qū)油井于2011年9月陸續(xù)投產(chǎn)，投產(chǎn)至今生產(chǎn)運行平穩(wěn)，油井的回油壓力均在設(shè)計壓力1.5MPa以內(nèi)，回油溫度在16～33℃。

2010年首次在葡北6#站地區(qū)開展高寒地區(qū)二級布站試驗，取消計量間，將原607計量間改造為2號巡井間，使油井產(chǎn)出液直接集輸至轉(zhuǎn)油站。為了避免二級布站試驗出現(xiàn)問題影響生產(chǎn)，保留原607計量間至葡北6#轉(zhuǎn)油站的摻水管線，若冬季回油溫度過低，影響集輸效果時，可以恢復(fù)站間摻水，保證冬季生產(chǎn)；同時，為了避免單井停井造成這個集油鏈的停產(chǎn)，在每個小集油串與集油鏈對接的地方安裝切斷閥，將停井的影響減到最?。▓D6）。

圖6 葡北6#站二級布站流程示意圖

葡北6#站2號集油鏈于2010年8月31日投產(chǎn)，投產(chǎn)至今，只有2口油井（93-47、92-47）的回油壓力超過設(shè)計壓力1.5MPa，最高時達到3.8MPa。分析原因是因為這2口井因為作業(yè)措施，液量上升至178t/d，而初期設(shè)計液量僅為78t/d，導(dǎo)致設(shè)計管線管徑偏小而憋壓，目前已采取相應(yīng)措施處理，能夠正常生產(chǎn)，其他油井的回油壓力均在正常范圍內(nèi)（表1）。

表1 2號集油鏈的生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計

續(xù)表1 2號集油鏈的生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計

從目前的生產(chǎn)情況來看，2號集油鏈的各項生產(chǎn)參數(shù)基本都在正常范圍以內(nèi)，由此可以推斷，在單井產(chǎn)液量高、含水高且地理環(huán)境較好的區(qū)域，若選擇合適的集輸管徑，采取管線深埋的敷設(shè)方式，可以推廣應(yīng)用二級布站的集輸模式，在集油工藝簡化及節(jié)能方面具有非常好的前景。

2 葡北油田系統(tǒng)調(diào)整改造的效益分析

葡北油田開展系統(tǒng)調(diào)整改造工程以來，將6座轉(zhuǎn)油站合并為5座（葡北12#站與葡北10#站合并為新葡北10#站），將49座計量間合并為26座集油間，將葡北地區(qū)6個采油隊的404口雙管摻水流程的油井調(diào)整為327口采用單管冷輸集油工藝井、77口采用環(huán)狀摻水集油工藝井。這不僅解決了老站腐蝕嚴重的問題，還消除了生產(chǎn)中存在的安全隱患，更提高了系統(tǒng)的運行效率，簡化了站外系統(tǒng)的集油工藝，使耗電量、耗氣量明顯降低。

通過合站、合間的方式對站外集油系統(tǒng)重新布局，通過集油工藝的調(diào)整，將雙管摻水集油流程調(diào)整為單管冷輸與單管環(huán)狀摻水集油工藝相結(jié)合，比全部采用環(huán)狀摻水集油工藝節(jié)省一次性投資1899萬元。取消單井摻水后，站內(nèi)耗電量、耗氣量明顯減少，大幅降低了生產(chǎn)運行成本，平均降低成本18.29元/t。

為了對比葡北油田系統(tǒng)調(diào)整改造前后的經(jīng)濟效益，對每個站的生產(chǎn)參數(shù)進行了統(tǒng)計對比（表2）。葡北8#站、10#站、9#站的參數(shù)均取自改造前當年的11月份與改造后當年的11月份生產(chǎn)報表。葡北6#站、11#站由于投產(chǎn)時間較晚，故生產(chǎn)參數(shù)取自改造前當年的10月份與改造后當年的10月份生產(chǎn)報表。

從表2可以看出，葡北油田系統(tǒng)調(diào)整改造后比改造前日摻水量平均降低810m3，年節(jié)省摻水量97.19×104m3；考慮油井出液溫度及含水率的變化，摻水溫度及閥組間回油溫度均有所下調(diào)；轉(zhuǎn)油站日耗氣量比改造前平均節(jié)省了3068m3，預(yù)計年可節(jié)氣368.15×104m3；日耗電量比改造前平均節(jié)省了1245.8kWh，預(yù)計年可節(jié)電147.47×104kWh；轉(zhuǎn)油站外輸液量比改造前平均降低了248.8m3/d，外輸油量基本保持平穩(wěn)；預(yù)計年節(jié)省運行費用485.74萬元，降低噸油成本18.29元。其中葡北6#站采用“二級布站”的22口油井日減少摻水360m3，日可節(jié)約電量231kWh，日節(jié)約天然氣844.8m3。截至目前，累計減少摻水9.8×104m3，節(jié)約電量6.31×104kWh，節(jié)約天然氣23.063×104m3，節(jié)省運行費用41.1萬元。

表2 葡北油田系統(tǒng)調(diào)整改造前后參數(shù)對比

3 葡北油田系統(tǒng)調(diào)整改造的整體認識

通過4年的摸索及經(jīng)驗積累，總結(jié)出一套適用葡北油田的集油模式，既能簡化工藝，降低投資，實現(xiàn)節(jié)能降耗的目標，又能保證生產(chǎn)平穩(wěn)。

◇用產(chǎn)液量高的油井帶動產(chǎn)液量低的油井，實現(xiàn)低產(chǎn)液井的不摻水單管冷輸集輸，降低能耗。

◇產(chǎn)液量低的油井形成叢式平臺，提高產(chǎn)液量，可以作為首端井，帶動周圍低產(chǎn)液井，擴大冷輸工藝的應(yīng)用范圍。

◇針對產(chǎn)液量不低于18t、含水大于80%、地勢復(fù)雜不適于串聯(lián)掛接的冷輸油井，采用樹狀掛接的方式。

◇對于油井相對分散，產(chǎn)液量及含水均較低的油井，采用單管環(huán)狀摻水工藝，以少量摻水保證多口油井的集輸。

◇對于葡北油田冷輸工藝中個別產(chǎn)液量及含水偏低的油井，輔助以井口電加熱的方式，確保單井集油順利進入系統(tǒng)。

◇低洼地及水泡子周圍的油井不適合采用不摻水單管冷輸工藝，宜采用環(huán)狀摻水集油工藝。

◇井口采用絕熱保溫立管，配備電磁解凍裝置等配套工藝，能保證冷輸油井的冬季運行。

◇通過葡北6#站2號集油鏈的試驗，證明外圍油田高含水油井可以實現(xiàn)二級布站，采用不摻水單管冷輸工藝，目前轄井數(shù)可以達到22口，但每個小集油分支需要安裝切斷閥。