對潭口新區(qū)工程方案編制與實踐的認識

劉 影，張 煒，侯廣成，董曉軍

（中國石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江433123）

潭口是江漢油田近年新增的產油區(qū)塊，在潭口新區(qū)的采油工程和地面工程方案編制中采用了集成工藝技術方案。方案編制體現了 “優(yōu)化系統(tǒng)布局，提高運行效率，降低操作成本”的總體原則，注重各個生產環(huán)節(jié)的優(yōu)化設計，在方案實施后，見到了較好的效果。

1 井筒舉升工藝設計

潭口新區(qū)投產的20口油井根據油藏方案提供資料，通過油井最低允許流動壓力公式計算，確定潭口新區(qū)最低允許井底流壓2.8MPa。在滿足產量的條件下，采用小泵徑、長沖程、慢沖次的組合方式，設計油井合理的生產參數。

目前，潭口新區(qū)投產的20口油井平均泵深2 165.4 m，平均泵徑38.30mm，平均沖程3.87m，平均沖次4.05次／分，各項生產參數趨于合理，平均泵效48.4%，比全廠平均泵效45.9%高2.5%。20口油井抽油桿柱組合全部采用能耗最低的設計方法設計，平均抽油機懸點最大負荷80.2kN，與傳統(tǒng)的設計方法相比，平均懸點載荷減少12.5 kN；桿管防偏磨設計全部進行抽油桿側向力大小分布模擬，根據模擬結果進行扶正器安裝位置確定。

油井投入生產后，油井分類管理工況合理區(qū)的比例為70%（見圖1），抽油桿平均折算應力74.9MPa、平衡井比例90%、系統(tǒng)效率29.3%。以潭71斜－3井設計為例。

圖1 潭71井區(qū)抽油機井宏觀控制圖

1.1 繪制IPR曲線，確定井底流壓和產量

根據試油過程中獲得的井底流動壓力與抽汲液量資料，繪制出潭71斜－3井IPR曲線（見圖2），從IPR曲線上看，在井底流壓為3.0MPa的情況下，潭71斜－3井初期產量為8.8m3。

圖2 潭71斜－3井IPR曲線圖

1.2 能耗最低桿柱設計

在保證一定的產液量目標的前提下，采用能耗最低機采系統(tǒng)設計新方法進行機采系統(tǒng)設計。通過RODSTARD斜井能耗最低有桿泵設計軟件優(yōu)化桿柱設計，從設計結果來看，為兩級桿組合:7／8〃＋3／4〃＋1〃加重（見表1）。

1.3 合理配置扶正器

根據側向力計算斜井抽油桿扶正器間距，其設計原則是:兩扶正器間的抽油桿最大變形不得大于油管內徑和抽油桿接箍的直徑之差的一半乘調整系數。利用RODSTAR－D斜井有桿泵設計軟件，通過輸入任意斜井實際井眼參數（見圖3），模擬桿柱側向力隨井深的變化（見圖4），計算任意斜井抽油桿扶正器的安裝位置和安裝間距。

根據潭71斜－3井全角變化率在井筒的變化情況，繪出抽油桿柱側向力大小分布隨井眼深度以及井斜的變化情況示意圖，從圖中的數據可以看出，潭71斜－3井抽油桿柱側向力在1 500m～1 950m井段出現異常變大的顯示。針對這種情況，改變了在1 000m～2 000 m井段均勻設置抽油桿扶正器的一貫做法，取而代之的是在1 500m～1 950m井段安裝抽油桿扶正器，根據計算結果，其間距設計值為6.5m。

表1 潭71斜－3井最低能耗桿柱設計結果

圖3 全角變化率變化情況

圖4 桿柱側向力隨井深變化

1.4 油井生產情況

潭71斜－3井投產后，初期日產液量9.2m3，現場實測功圖與根據工藝參數摸擬的功圖非常吻合（見圖5，6）。與常規(guī)設計方法對比，抽油機最大懸點負荷下降13.5kN，機采效率由20.62% 上升到29.62%，電耗下降42kw·h／d。

圖5 軟件模擬示功圖

圖6 實測示功圖

2 注水地面工藝設計

潭口新區(qū)注水開發(fā)對象主要是潛4油組，預測注水壓力25MPa，考慮井區(qū)注水井分布相對集中，注水半徑不足1km，結合多壓力節(jié)點注水系統(tǒng)能耗特征研究成果，在潭口新區(qū)的注水工藝設計上，地面注水管網布局采用由王19站低壓輸送至潭71站集中增壓的方式，潭71站至注水單井采用35MPa高壓管網，確定注水水源采用王一污水站處理后的合格污水。精處理后的水質可以滿足低滲透油藏的注水要求，潭71區(qū)塊目前執(zhí)行低滲透油藏的水質標準（見表2）。

表2 王一系統(tǒng)水質狀況及潭71注水水質標準

工藝方案實施后，潭71井區(qū)7口注水井正常生產，平均注水壓力25.6MPa，平均單井日注水量24m3，高壓注水單耗6.2kw·h／m3。相比低壓輸水至井口，然后再進行增壓的設計模式，降低地面投資30萬元。

3 集輸工藝設計

按照技術規(guī)范，對單井集油管線進行了優(yōu)化設計。單井集油管線的水力計算和熱力計算依據以下相應公式。

混輸水力模擬計算采用水平管雙相流動壓降的半經驗公式:

式中:P1，P2－起、終點壓力（絕對），Mpa；η0－氣液比，m3／t；G－液相流量，t／d；L－管線長，km；d－管線內徑，m。

熱力模擬計算采用熱油管路的軸向溫降公式:

式中t1、t2－管線起點終點溫度℃；－管外環(huán)境溫度，℃；D－管線外徑，m；L－管線長度，m；Gm－原油質量流量，kg／s。

潭71－7－4井原油密度為0.803 6g／cm3，凝點為28℃，油氣比15m3／t，日產液量3.9t／d，油氣輸送距離1.52km。通過計算得出，該井在單管常溫集輸狀態(tài)下，單井油氣進潭71站壓力保持在0.2MPa，井口回壓0.9 MPa。按照采出液井口溫度42℃計算，到潭71站末點溫度為30℃。根據此計算方法，核算其它8口進潭71站的油井采用Φ60mm鋼制管線，單管常溫集輸可以滿足油氣集輸的需要。同時，經過核算，潭70－1點、潭62點附近21口油井在計量點加熱后，單管集輸到潭71站，其末點溫降和壓降都可以滿足油氣集輸的需要。根據計算結果，這兩個計量點的21口油井全部實現自壓進潭71系統(tǒng)。為了保證伴熱系統(tǒng)的正常運行，根據對潭口新區(qū)的油井套管氣測試調查結果，建立了伴生氣回收利用管網，在井排集中加熱、計量，實現單管油氣密閉集輸；潭70－1、潭62井區(qū)油井采用串接工藝建立套管氣回收管網，在潭62點、潭70－1點增加2臺加熱爐，實現21口油井加熱后安全集輸至潭71站。

在伴生氣的收集利用過程中，為了滿足油井摻水解鹽的需要，實施了地面摻水系統(tǒng)的調整（見圖7）。單井采用串接摻涼水工藝管網，由潭71站統(tǒng)一供給。

經過系統(tǒng)配套，潭71站年密閉輸送原油8萬噸，回收伴生氣110×104m3，供王場發(fā)電機組發(fā)電112×104kw·h，降低拉運費用110萬元，減少原油損耗336t，停用井口電加熱器4臺，年創(chuàng)效850萬元。

圖7 油井密閉摻水示意圖

4 主要認識

1）新區(qū)建設要堅持技術進步，積極推廣應用新工藝新技術，降低一次性投資及后期維護投入。

2）新區(qū)建設堅持整體優(yōu)化，要制定優(yōu)化調整的總體規(guī)劃方案，將老區(qū)技改納入系統(tǒng)考慮，做到整體規(guī)劃、分步實施、區(qū)別對待、有序調整，并為油田開發(fā)調整留有余地。

3）新區(qū)建設要突出降低能耗和運行成本。規(guī)模應用成熟技術，降低區(qū)塊的能耗水平，減少油田開發(fā)中后期生產運行成本，提高開發(fā)效益。

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