稠油井套管氣回收及應用

盧山（遼河油田公司錦州采油廠）

稠油井套管氣回收及應用

盧山（遼河油田公司錦州采油廠）

錦州油田采油作業(yè)一區(qū)106中心站管理的歡17興西南部稠油區(qū)塊的油井，具有產(chǎn)液量低、套壓高、產(chǎn)氣量大的生產(chǎn)特點，這類油井若要正常生產(chǎn)控制好套壓是關(guān)鍵。以往控制套壓裝置存在收氣量少、套管氣直接進站影響分離器量油、冬季容易凍堵的缺點。為解決原有工藝存在的弊端，該站依靠平臺井生產(chǎn)的有利條件，以單井→平臺→外輸系統(tǒng)的收氣模式，將每個平臺的單井通過單獨的回收氣管線集中到平臺的小型空冷器進行處理，然后通過輸氣管線直接回收或用于井口水套爐加熱，從而解決了原有裝置存在的問題，實現(xiàn)了平穩(wěn)高效收氣。

稠油井套管氣回收裝置改造

錦州油田采油作業(yè)一區(qū)106中心站稠油井隸屬于歡17興隆臺油層，位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡喜嶺油田西南部，為邊水構(gòu)造油藏，體積系數(shù)1.07、目前地層壓力2.1MPa、地層溫度46℃、含蠟1.99%、膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量30.51%、累注汽量570.1102×104t、累計油汽比0.71、有效厚度20.8m、南北寬0.5～1.2km、東西長6km。由于地層和流體性質(zhì)原因，該區(qū)塊油井的生產(chǎn)特點是：產(chǎn)液量低，伴生氣量大，單井套壓高。

1　存在的問題

1.1生產(chǎn)管理方面

套壓不穩(wěn)定，管理難度大。該區(qū)塊油井雖然普遍產(chǎn)氣量大、套壓高，但是也有部分油井存在套壓和動液面不穩(wěn)定等情況，由于該區(qū)塊油井大部分流程為捆綁進站，套壓不穩(wěn)定直接影響計量工作的準確性，管理難度大。

需要不定期地測取壓力并及時控套，工作量大。該站稠油井套壓普遍偏高（單井平均套壓0.54 MPa） ，在日常的生產(chǎn)管理過程中需要不定期地錄取套壓，然后才能采取措施；而使用球閥控套時只有當套壓大于油壓時套管氣才會排除，這就需要不定期地開關(guān)套管閥門觀察套管壓力，無形中增加了工人的勞動強度。

冬季生產(chǎn)，易凍堵憋壓。該站控套井采取的是套管與油管連通中間加控套閥與進站液直接進站的方式收氣，但是該區(qū)塊產(chǎn)出并不是純凈的天然氣，而是含水量較大的伴生氣，套管氣不純很容易造成閘門和中間球閥凍堵，輕者套壓升高、產(chǎn)量下降，重者油井不出油、管線凍堵。

1.2地質(zhì)開發(fā)方面

套壓高影響液面及泵效。對該站套壓在0.5 MPa以上的單井進行跟蹤后發(fā)現(xiàn)，平均單井日產(chǎn)液為10.8t的生產(chǎn)井泵效僅有31%（全站平均單井日產(chǎn)液為15t，平均泵效46%）。分析原因：由于伴生氣量大，使套管壓力增高，迫使油井動液面下降，造成抽油井有效生產(chǎn)壓差降低，產(chǎn)能下降；同時，一部分伴生氣隨液體流進入抽油泵泵腔，使吸入閥打開滯后，嚴重時會發(fā)生“氣鎖”，使抽油泵的泵效降低。

熱采周期短。該區(qū)塊為稠油油藏，普遍存在地層能量低和單井供液差的問題，該區(qū)塊的稠油井平均熱采周期316天。對該站套壓在0.5MPa以上的單井進行跟蹤后發(fā)現(xiàn)，平均套壓高于0.5MPa的稠油井熱采周期僅為243天，熱采周期明顯低于該區(qū)塊低套壓、低氣量井。

2　可行性分析

2.1基本流程

依靠稠油井多數(shù)為平臺井生產(chǎn)的有利條件，以單井→平臺→外輸系統(tǒng)的收氣模式，先將每個平臺的單井通過單獨的回收氣管線集中到平臺的小型空冷器進行處理，然后通過輸氣管線直接回收或用于井口水套爐加熱，從而解決了油井收氣量小、空套閥凍堵的問題，實現(xiàn)了平穩(wěn)高效收氣。

2.2套壓控制

由套壓關(guān)系曲線和生產(chǎn)經(jīng)驗可知，套壓的高低直接影響到動液面、沉沒度、生產(chǎn)壓差等。對于產(chǎn)氣量大且套壓高的單井來說，套壓越低則產(chǎn)量和沉沒度越高，反之亦然。選取該站控套前后3個月單井參數(shù)對比可知，當將油井套壓控制在0.12MPa左右時，單井各項生產(chǎn)參數(shù)提升明顯，說明降低套壓生產(chǎn)在本站稠油井應用是可行的［1］。

2.3成本投資小，見效快

改造計劃在12個生產(chǎn)平臺實施，油井38口，需小型空冷器裝置7臺，井口管線350m，各類閘門、小閥門若干。按照每個平臺投資2.5萬元計算，則總成本為30萬元。平均每個平臺3口井，每口井日增氣量100m3，則每個平臺日增氣量為300m3，本次改造的投資回收期大約需要2～3個月。

2.4優(yōu)勢

叢式平臺井生產(chǎn)是該站的一大特點，捆綁進站的生產(chǎn)井數(shù)為52口，占開井總數(shù)的85%以上，這有利于工藝改造、現(xiàn)場管理和節(jié)省成本。

由于使用的是控套閥收氣裝置，所以在改造時只需將套管炮位末端斷開后直接與收氣管線連接，不必重新設計和安裝井口工藝，同時還可利用井口閑置的小型空冷器裝置，減少投資成本。

該站在改造過程中不需要鋪設專用的收氣干線，而是直接利用平臺加熱爐的供氣管線，這樣既利用了資源，又節(jié)約了成本。經(jīng)過統(tǒng)計，該站可利用的管線長度1500m左右。

3　實施

改造以單井為基礎、以平臺為單位，具體細節(jié)為：勘察現(xiàn)場、確定方案→預設地面管線、設備→關(guān)閉油、套管閘門→套管炮位末端切斷和地面管線碰頭→閘門、管線驗漏→投產(chǎn)使用。

改造后的套管氣回收裝置對套管氣含量高的井效果明顯，使套管氣回收高效充分，抽油機運行更加平穩(wěn)，抽油泵效明顯增加。改造后的套管氣回收裝置既能保證油井正常生產(chǎn)，又能保證套管氣大部分回收，降低了套管壓力，使油套環(huán)形空間內(nèi)液面的高度有所上升，增加了泵的充滿程度，提高了泵效，從而增加了原油產(chǎn)量。改造后的套管氣回收裝置使套管氣直接輸入干線或用于井口加熱，解決了收氣困難的問題。

2011年9月開始進行地面設備改造，2012年8月全部完工，共涉及自然站2座、生產(chǎn)平臺13個、稠油生產(chǎn)井38口。施工完成初期日產(chǎn)氣量達到10000m3左右，效果顯著。

4　效果評價

套管回收裝置改造后，油井一些生產(chǎn)數(shù)據(jù)明顯提高，從表1各項數(shù)據(jù)對比可以看出：平均單井套壓降低了77%，已與系統(tǒng)壓力趨平；隨著平均單井套壓的下降，平均單井產(chǎn)氣量有了明顯的提升，日產(chǎn)氣量是改造前的3倍；另外，改造后單井動液面逐步增加，產(chǎn)液量小幅升高，熱采周期進一步延長。

表1　套管氣回收裝置改造前后數(shù)據(jù)對比

自套管氣回收裝置應用以來，已累計增油2774t、增氣137.8×104m3，根據(jù)經(jīng)濟效益成本計算，創(chuàng)效602.4萬元

5　結(jié)論

1）通過套管氣回收裝置改造，原來由于套壓高而引起的油套生產(chǎn)壓差過大、抽油泵“氣鎖”等困擾生產(chǎn)的難題迎刃而解，油井產(chǎn)量和泵效有了顯著的提高。

2）改進后的套管氣回收裝置，將套管氣回收與進站液輸送分離，避免了量油過程中氣體對量油的影響，降低了生產(chǎn)管理難度。

3）改造后，油管閘門關(guān)閉、套管閘門常開，省去了頻繁測取套管壓力和開關(guān)套管閘門工序，尤其是在冬季生產(chǎn)過程中，套管氣直接進站，減少了無控套閥凍堵現(xiàn)象。

［1］趙贏.稠油套管氣回收研究及應用［J］.內(nèi)蒙古石化，2014（10）：143-144.

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.002.009

2014-12-14）

盧山，2009年畢業(yè)于遼河職業(yè)技術(shù)學院，從事鉆采工藝研究工作，E-mail：liaohejgc@126.com，地址：遼寧省凌海市錦州采油廠作業(yè)二大隊，121209。