單管通球集油工藝在大慶油田的應(yīng)用效果分析

張娜（大慶油田工程有限公司）

單管通球集油工藝可以實現(xiàn)采出液的不加熱集輸，適用于含水率超過80%的油田老區(qū)開發(fā)。該工藝已經(jīng)從實驗階段發(fā)展到了推廣應(yīng)用階段，隨著該工藝的投入使用，使油田地面建設(shè)投資及運行成本進一步降低，經(jīng)濟效益進一步提高，為大慶油田的可持續(xù)發(fā)展奠定了堅實的基礎(chǔ)。經(jīng)統(tǒng)計，該工藝在大慶油田已經(jīng)應(yīng)用了1373口油井，主要應(yīng)用在大慶油田老區(qū)第一至第六采油廠聚驅(qū)和高濃度油井。

1 單管通球集油工藝模式

1.1 單井單管通球集油工藝

該工藝為單井單管直接接入閥組間，每口油井井口設(shè)發(fā)球裝置1套，在閥組間設(shè)收球裝置，依靠井口回壓集油至轉(zhuǎn)油站。

1.2 井井串接單管通球集油工藝

該工藝為多井串聯(lián)支線接入閥組間，每口油井或每個集油串設(shè)發(fā)球裝置1套，在閥組間設(shè)收球裝置，依靠井口回壓集油至轉(zhuǎn)油站。

1.3 叢式井單干管通球集油工藝

該工藝為叢式井組單管接入閥組間，以叢式井組為單位各設(shè)發(fā)球裝置1套，在閥組間設(shè)收球及發(fā)球裝置，依靠井口回壓集油至轉(zhuǎn)油站。

2 單管通球集油工藝運行情況及效果分析

2.1 運行情況

本次對大慶油田第一至第四及第六采油廠的6個單管通球集油區(qū)塊實際運行情況進行了調(diào)查，具體情況見表1。

表1 單管通球集油工藝油井運行情況調(diào)查表

根據(jù)表1數(shù)據(jù)，總結(jié)如下:

1）產(chǎn)量及含水率。平均單井產(chǎn)液量在23.5～74.5t/d之間；平均含水率在85.9%～97.1%之間。從統(tǒng)計情況看，上述油井產(chǎn)液量及含水率均較高，適合采用單管通球集油工藝。

2）原油凝固點及油井產(chǎn)液進間溫度。原油凝固點在26.3～34.0℃之間；油井進集油間溫度在24.6～31.0℃之間，進間溫度與凝點間的差異在-5.8～1.8℃之間。

3）管道埋深分別為1m和2m，其中埋深1m油井和埋深2m的油井各占一半。

4）保駕方式多采用井口電加熱器。

5）從井口回壓分布看，井口回壓大于1.5MPa的油井占總井數(shù)的6.9%，井口回壓大于2.5MPa的油井占總數(shù)的1.1%。通過在高壓井井口設(shè)電熱器或加降黏劑等措施，使高壓井所占的比例降了5.3個百分點。

6）應(yīng)用對象大慶長垣老區(qū)第一至第六采油廠聚驅(qū)和高濃度油井[1]。

2.2 運行效果分析

從整體調(diào)查情況看來，上述單管通球集油工藝油井平均井口回壓全部低于1.5MPa，均在設(shè)計壓力范圍內(nèi)；高回壓油井占的比例較小，占總井數(shù)的6.9%；油井平均進間溫度與凝點間的差異在-5.8～1.8℃之間，多數(shù)都在合理運行參數(shù)范圍內(nèi)。上述調(diào)查結(jié)果說明已投產(chǎn)的單管通球集油油井目前運行情況較好。

3 單管通球集油工藝存在的問題

根據(jù)調(diào)查結(jié)果，目前單管通球集油工藝最突出的問題有以下2個。

3.1 投球后，丟球現(xiàn)象時有發(fā)生

目前采用的通球方式有2種，分別是手動發(fā)球和自動發(fā)球，已投產(chǎn)的區(qū)塊多數(shù)采用的是手動發(fā)球方式，即將橡膠球采取手動的方式從井口發(fā)射，在閥組間統(tǒng)一接收，來達到清除管道淤積物，保障管道暢通目的。但在實際生產(chǎn)過程中所投球不能夠全部回收到收球筒，而且部分區(qū)塊丟球現(xiàn)象比較嚴重，如在杏1-3區(qū)西部Ⅱ塊的2座通球閥組間31口油井上投球43個，投球后2座閥組間只收回橡膠球17個，丟球率達到60.5%。

3.2 對于部分高回壓油井，投球后壓力反彈較快

個別井口回壓較高的油井，通球后壓力明顯下降，但短時間內(nèi)又恢復到高壓狀態(tài)，如北三西西塊的1口油井通球后壓力下降至0.8MPa，但在4h內(nèi)又升到2.3MPa，壓力反彈較快。

4 單管通球集油工藝的成效

采用單管通球集油工藝與雙管摻水集油工藝相比，生產(chǎn)成本和運行能耗得到了大幅度降低。

4.1 單井投資及運行費用對比

1）工程量及投資的差異采用單管通球集油工藝后，單井集油管道數(shù)量可降低近一半，站內(nèi)新增建設(shè)規(guī)?？山档退姆种?，此外相應(yīng)增加收發(fā)球裝置、計量裝置、活動井口電加熱器等。綜合計算采用該集油工藝，平均單井投資降低約2.3萬元。

2）能耗對比采用單管通球集油工藝油井每年節(jié)約摻水耗氣1.64×104m3，節(jié)約摻水耗電0.31×104kWh，以標準煤計綜合能耗降低2.2×104kg，單井運行費用降低1.78萬元。為了防止井口凍堵采用井口安裝活動電加熱器保駕，單井增加年耗電0.86×104kWh，綜合能耗增加0.1×104kg標準煤，單井運行費用增加0.51萬元。

綜合節(jié)能效果：采用該集油工藝，平均單井綜合能耗降低2.1×104kg/a（以標準煤計），單井運行費用降低1.27萬元。

4.2 經(jīng)濟效益與節(jié)能效果

大慶油田目前有1373口油井采用單管通球集油工藝，可節(jié)約建設(shè)投資16216萬元以上，節(jié)省年運行費用5089萬元，綜合能耗降低8130×104kg/a（經(jīng)標準煤計），經(jīng)濟效益和節(jié)能效果顯著。

5 結(jié)論及認識

1）從整體調(diào)查情況看來，已投產(chǎn)的單管通球集油工藝油井平均井口回壓在0.44～1.2MPa之間，均在設(shè)計壓力范圍內(nèi)；高回壓油井占的比例較小，只占總井數(shù)的5%；油井平均進間溫度與凝點間的差異在-5.8～1.8℃之間，多在合理設(shè)計參數(shù)范圍內(nèi)，上述調(diào)查結(jié)果顯示已投產(chǎn)的單管通球集油工藝油井目前運行狀況較好。

2）從目前存在問題看，針對投球不能全部回收以及部分高回壓井通球后壓力反彈較快的問題，需進一步研究解決措施，而對于地面設(shè)施容易凍堵的問題，則要進一步完善配套設(shè)施的配備。

3）采用單管通球集油工藝后，地面工程投資及運行費用得到了有效地降低，經(jīng)濟效益得到了有效地提高。

[1]趙雪峰.單管集油工藝在大慶油田的應(yīng)用實踐.油氣田地面工程,2012,31(5):54-56.