喇嘛甸油田單管集油工藝集輸界限

大慶油田采油六廠

喇嘛甸油田單管集油工藝集輸界限

周世德

大慶油田采油六廠

針對(duì)喇南中東一區(qū)采用單管集油工藝的油井生產(chǎn)運(yùn)行情況，開展了單管集油工藝集輸界限的研究。該研究從含水率、產(chǎn)液量、產(chǎn)液溫度、含聚濃度及集輸距離五個(gè)方面分析了單管集油工藝的技術(shù)界限參數(shù)；通過理論計(jì)算、流變性分析與現(xiàn)場(chǎng)試相結(jié)合，分別給出了油井在水驅(qū)、聚驅(qū)低含聚、聚驅(qū)中含聚、聚驅(qū)高含聚四個(gè)階段的單管集油工藝適用條件。

單管集油；高壓井治理；集輸界限；生產(chǎn)參數(shù)

喇南中東一區(qū)含油面積6.51 km2，油水井319口，建成產(chǎn)能15.1×104t/a。其中132口油井采用單管通球工藝，于2009年10月投產(chǎn)，至今已運(yùn)行了3年。因此，針對(duì)喇南中東一區(qū)采用單管集油工藝的132口油井生產(chǎn)運(yùn)行情況，開展了單管集油工藝集輸界限的研究。

1 含水率的影響

原油含水率對(duì)原油集輸有以下兩方面的影響：①含水率增加管道內(nèi)液體的總熱容量，有助于維持管道中原油的溫度，抑制原油凝結(jié)；②降低原油的黏度，減小流動(dòng)阻力。

喇南中東一區(qū)油水乳狀液轉(zhuǎn)相點(diǎn)為含水率65%，含水率在轉(zhuǎn)相點(diǎn)附近及低于轉(zhuǎn)相點(diǎn)時(shí)，管道內(nèi)屬于油包水型，多處于高凝高黏狀態(tài)，黏度比較大，易形成憋壓。因此，建議采用單管集輸工藝時(shí)，管道內(nèi)原油含水率應(yīng)該高于轉(zhuǎn)相點(diǎn)。

2 產(chǎn)液量的影響

產(chǎn)液量對(duì)原油集輸主要有兩方面影響：①產(chǎn)液量的大小能夠影響其熱容量，對(duì)液體流動(dòng)過程中的溫降有明顯的影響；②產(chǎn)液量的大小會(huì)影響管道中液體的流速，流速太小會(huì)造成油水分離、原油凝附管壁及加速溫降等。通過對(duì)現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)和清管試驗(yàn)的分析，部分井產(chǎn)液量非常低，管道中的液體流速不到0.1m/s，使得管道中的溫降特別大，管道中下游流動(dòng)阻力增加非?？?，清管頻率加大，而且對(duì)于產(chǎn)液量比較低的井，井口壓力一般不大，容易造成憋壓。即產(chǎn)液量低于20 t/d的井，液體流速不到0.1m/s。

3 產(chǎn)液溫度的影響

產(chǎn)液溫度過低會(huì)造成液體流動(dòng)過程中黏度增大，易出現(xiàn)凝結(jié)及析蠟等問題。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)情況，采用單管通球工藝的油井產(chǎn)液溫度應(yīng)高于凝固點(diǎn)以上3℃。

從原油視黏度與油溫的關(guān)系可知，在同一剪切速率下隨著油溫的增大，原油視黏度不斷降低。當(dāng)油溫低于45℃時(shí)，原油視黏度隨著油溫的變化比較大，當(dāng)油溫高于45℃時(shí)，原油視黏度隨著油溫的變化不大，曲線接近直線。

4 含聚濃度的影響

油中含聚為原油集輸帶來兩個(gè)方面的問題：①含聚濃度的上升增加采出液黏度，流動(dòng)阻力增加；②含聚濃度的上升，會(huì)吸附、聚結(jié)采出液中的雜質(zhì)，增加流動(dòng)阻力。當(dāng)含聚濃度達(dá)到708、920mg/L時(shí)，轉(zhuǎn)相點(diǎn)在含水率50%左右處，轉(zhuǎn)相點(diǎn)前后乳狀液性質(zhì)并未發(fā)生改變，黏度變化規(guī)律與低含聚情況時(shí)相似。當(dāng)含聚濃度達(dá)到1 053mg/L時(shí)，根據(jù)曲線分析有兩種情況：①轉(zhuǎn)相性質(zhì)不明顯，黏度主要受含聚濃度和含水率的影響，含水較低時(shí)采出液黏度主要受油包水型乳狀液性質(zhì)影響，含水升高后，采出液黏度主要受聚合物濃度影響；②轉(zhuǎn)相點(diǎn)繼續(xù)前移，在含水率40%左右處，或者更低，黏度受乳狀液性質(zhì)和聚合物黏度共同作用影響。

5 集輸距離的影響

通過建立單井、管道、站、間等節(jié)點(diǎn)，輸入相應(yīng)參數(shù)，采用Pipephase計(jì)算軟件對(duì)2309閥組間及所轄單井按實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)模擬計(jì)算。

通過計(jì)算模擬可知，由于該項(xiàng)目依托已建站進(jìn)入老系統(tǒng)，實(shí)際進(jìn)站壓力0.25MPa，站間距離達(dá)到2.24 km，匯管管徑DN150mm，產(chǎn)液量1 071.5 t/d，計(jì)量間匯管壓力達(dá)到1.08MPa，所以各單井回壓較高。如果保持管徑和產(chǎn)液量不變，距離縮短到1 500、1 000、500m，匯管壓力分別下降到0.79、0.65、0.49MPa，各單井壓力也會(huì)明顯下降。如果保持產(chǎn)液量和距離不變，將管徑放大到DN200mm，匯管壓力下降到0.48MPa，各單井壓力下降明顯。

6 結(jié)論

通過對(duì)產(chǎn)液量、產(chǎn)液溫度、含水率、含聚濃度、集輸距離等影響因素分析，單管集油工藝對(duì)于不同單井開發(fā)階段的不同，生產(chǎn)參數(shù)的不同，工藝適應(yīng)性不盡相同，通過理論計(jì)算、流變性分析與現(xiàn)場(chǎng)試相結(jié)合，分別給出了油井在水驅(qū)、聚驅(qū)低含聚、聚驅(qū)中含聚、聚驅(qū)高含聚四個(gè)階段的單管集油工藝適用條件。

（1）對(duì)于水驅(qū)階段產(chǎn)液量大于20 t/d、含水率高于轉(zhuǎn)相點(diǎn)（65%）10個(gè)百分點(diǎn)、產(chǎn)液溫度高于凝固點(diǎn)（28℃）以上3℃的油井，可以采用單管工藝集輸。

（2）對(duì)于聚驅(qū)低含聚階段（小于500mg/L），產(chǎn)液量大于20 t/d、含水率高于轉(zhuǎn)相點(diǎn)（65%）10個(gè)百分點(diǎn)、產(chǎn)液溫度高于凝固點(diǎn)（28℃）以上3℃的油井，可以采用單管集輸工藝，但考慮含聚濃度的升高，適當(dāng)考慮提高站間匯管規(guī)格或縮短集輸距離。

（3）對(duì)于聚驅(qū)中含聚階段（500～900 mg/L），產(chǎn)液量大于20 t/d、含水率高于轉(zhuǎn)相點(diǎn)（50%）10個(gè)百分點(diǎn)、產(chǎn)液溫度高于凝固點(diǎn)（28℃）以上3℃的油井，可以采用單管集輸工藝，但考慮含聚濃度的升高，適當(dāng)考慮提高站間匯管規(guī)格或縮短集輸距離。

（4）對(duì)于聚驅(qū)高含聚階段（大于900mg/L），產(chǎn)液量大于20 t/d、含水率高于50%、產(chǎn)液溫度高于凝固點(diǎn)（28℃）以上3℃的油井，可以采用單管集輸工藝，但考慮含聚濃度的升高，適當(dāng)考慮提高站間匯管規(guī)格或縮短集輸距離。

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.9.033