潿洲6-12油田投產(chǎn)方式優(yōu)化方法

楊炳華（中海石油（中國）有限公司湛江分公司北部灣潿洲作業(yè)公司， 廣東 湛江 524057）

潿洲6-12油田投產(chǎn)方式優(yōu)化方法

楊炳華（中海石油（中國）有限公司湛江分公司北部灣潿洲作業(yè)公司， 廣東 湛江 524057）

根據(jù)ODP設(shè)計，潿洲6-12油田由5口生產(chǎn)井進(jìn)行開發(fā)。后新增3口調(diào)整井，2口探井也轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井。由于受變壓器、電潛泵控制柜、生產(chǎn)井地面流程管線供貨周期的限制，無法對3口新增井進(jìn)行及時排液和生產(chǎn)。經(jīng)過對現(xiàn)場資料的分析、理論核算和可行性評估后，采取了優(yōu)化電氣設(shè)備分配、租用臨時電氣設(shè)備清噴、租用臨時生產(chǎn)管匯生產(chǎn)、理論核算生產(chǎn)參數(shù)等措施使新增生產(chǎn)井在缺少電氣設(shè)備和地面配套設(shè)施的條件下，得到及時排液和穩(wěn)產(chǎn)。

排液；動態(tài)曲線；水頭損失；ODP

0 引言

潿洲6-12油田位于南海西部海域北部灣盆地潿西南凹陷東區(qū)，為中海石油（中國）有限公司湛江分公司和洛克石油公司合作開發(fā)的油田。油田構(gòu)造受斷層影響主要分為南北兩個區(qū)塊，南北兩區(qū)塊壓力系統(tǒng)獨立，均為正常壓力系統(tǒng)。油田主要依靠邊水驅(qū)動，具有一定的溶解氣驅(qū)能量。ODP方案設(shè)計為5口生產(chǎn)井進(jìn)行油田開發(fā)，南塊生產(chǎn)井4口，北塊生產(chǎn)井1口，另外預(yù)留5個井槽備用。構(gòu)造北塊領(lǐng)眼井A5H井完鉆后， 新發(fā)現(xiàn)W3Ⅲ油組。經(jīng)論證評估，決定北塊新增A8、A9、A10H井3口生產(chǎn)井，南塊A3、A7井2口探井也轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井開發(fā)。10口生產(chǎn)井全部采用電動潛油泵進(jìn)行舉升開采。

1 工藝流程及問題

1.1 工藝流程簡介

潿洲6-12平臺為無人駐守井口平臺，該井口平臺的簡要生產(chǎn)流程為：生產(chǎn)井產(chǎn)出的井液匯總進(jìn)入多路閥，多路閥將某一單井井液導(dǎo)入多相流量計進(jìn)行單井油氣水的計量，其它井的井液直接進(jìn)入12寸9.6km外輸海管，外輸?shù)街行挠蜌馓幚砥脚_進(jìn)行油氣水處理。該井口平臺的工程設(shè)計是根據(jù)產(chǎn)量調(diào)整前的ODP方案進(jìn)行的，生產(chǎn)井地面配套系統(tǒng)按照5口生產(chǎn)井進(jìn)行設(shè)計，多路閥只有8個進(jìn)液口（考慮到下游多相流量計故障、檢修工作和新增生產(chǎn)井需要制作手動控制生產(chǎn)測試管匯接入多相流量計的需要，多路閥必須預(yù)留一個空位，因此，最多允許7口生產(chǎn)井接入多路閥系統(tǒng)）。因此，鉆完井工作結(jié)束時，新增生產(chǎn)井缺少地面生產(chǎn)配套系統(tǒng)而無法完成排液清噴和生產(chǎn)。

1.2 存在問題

根據(jù)鉆完井方案，該油田的鉆完井順序為：A5H—A2—A1—A4—A6—A8—A10H—A9—A7—A3井，A8、A9、A10H 3口調(diào)整井的變壓器、電潛泵控制柜、生產(chǎn)井地面流程管線等基礎(chǔ)設(shè)施受供貨周期的制約而無法及時竣工，3口調(diào)整井完井后無法及時清噴生產(chǎn)。直接危害有：1）加劇完井液對近井壁地帶地層的污染，降低近井壁地帶滲透率，使生產(chǎn)井無法達(dá)到預(yù)期產(chǎn)能。2）造成產(chǎn)量損失，直接影響油田經(jīng)濟效益。

2 現(xiàn)場實施的投產(chǎn)優(yōu)化措施

2.1 優(yōu)化利用現(xiàn)場資源

該油田鉆完井順序為A8-A10H-A9-A7-A3井， A7、A3井是2口由探井轉(zhuǎn)為的生產(chǎn)井，其變壓器、電潛泵控制柜、地面流程等設(shè)施由洛克石油公司獨資進(jìn)行設(shè)備材料采購和安裝施工，由于這兩口探井轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井進(jìn)行開發(fā)的開發(fā)方案制訂比較早，因此，該兩口生產(chǎn)井的地面配套系統(tǒng)材料已經(jīng)準(zhǔn)備完備，而A8、A10H、A9井3口調(diào)整井的地面系統(tǒng)材料受供貨周期的制約，預(yù)計完井后5個月才能完成地面配套設(shè)備竣工。這就造成了先結(jié)束完井工作的2口生產(chǎn)井不能及時排液和生產(chǎn)，而最后進(jìn)行完井的2口生產(chǎn)井地面系統(tǒng)閑置。通過對A8、A10H、A7、A3井電潛泵參數(shù)、變壓器和變頻器容量、ESD邏輯、現(xiàn)場施工工作量等因素的綜合分析，制定了將A7井地面配套設(shè)施用于A8井、將A3井地面配套設(shè)施用于A10H井的工作方案。具體調(diào)整方案為：

（1）地面流程管線安裝時，將A7、A3井的4寸地面工藝管線和井口控制盤到生產(chǎn)井單井的高低壓開關(guān)、井下安全閥、地面安全閥的液控管線分別接入A8、A10H井。需要考慮現(xiàn)場施工整改的工作量和現(xiàn)有地面工藝管線材料數(shù)量是否滿足整改要求。

（2）調(diào)整原A3、A7井變壓器的變比，使與A8、A10H井電潛泵的額定電壓吻合。調(diào)整前需要核對變壓器的額定容量是否滿足調(diào)整后電潛泵的要求。

（3）調(diào)整電潛泵控制柜變頻器額定電壓設(shè)置、額定電流設(shè)置、過電壓保護(hù)、過電流保護(hù)、欠電壓保護(hù)、欠電流保護(hù)等參數(shù)，調(diào)整前需要確認(rèn)電潛泵控制柜的容量滿足電動潛油泵的需要。

（4）將井口控制盤單井模塊到ESP控制柜的ESD信號線、中控PLC系統(tǒng)到ESP控制柜的ESD信號線在相應(yīng)兩口井之間做相應(yīng)對換，切換后要進(jìn)行功能試驗。

（5）將ESP的電流、電壓、頻率、運行狀態(tài)等參數(shù)在中控監(jiān)控電腦的顯示狀態(tài)做相應(yīng)改變。啟井后注意觀察中控界面顯示的參數(shù)是否與現(xiàn)場一致。

2.2 臨時地面配套設(shè)施排液

A9、A7、A3井完井后，各井變壓器、電潛泵控制柜、地面流程管線等設(shè)備材料需5個月以后才能到油田現(xiàn)場。在這3口生產(chǎn)井缺少地面配套系統(tǒng)的情況下，為了及時完成生產(chǎn)井排液清噴和基礎(chǔ)資料錄取，現(xiàn)場經(jīng)過研究和論證，決定租用一套臨時變壓器、電潛泵控制柜，地面排液管線采用高壓軟管，完成了生產(chǎn)井的排液清噴，清噴后，將單井通過高壓軟管接入多相流量計進(jìn)行單井計量，并完成生產(chǎn)井的深度清噴。

深度清噴結(jié)束后，停生產(chǎn)井電潛泵，發(fā)現(xiàn)3口生產(chǎn)井都具有自噴能力。通過鋼絲作業(yè)，將3口生產(chǎn)井的Y堵頭分別撈出，使其更好的保持自噴能力。

2.3 臨時生產(chǎn)管匯自噴生產(chǎn)

通過對臨時地面配套設(shè)施的排液清噴、生產(chǎn)測試和生產(chǎn)井基礎(chǔ)資料進(jìn)行分析，確認(rèn)A3、A7、A9井投產(chǎn)初期具備充足的自噴能力。為了不延誤油井的生產(chǎn)，保護(hù)油氣層，現(xiàn)場提出了采用臨時生產(chǎn)管匯保持此3口生產(chǎn)井自噴生產(chǎn)的構(gòu)想。由于12寸原油外輸下海管主管線只有一個預(yù)留口，A3、A7、A9井的井液必然需要匯流后進(jìn)入外輸海管。由于用油壬連接的管線材料現(xiàn)場只有2寸管線和3寸管線，3口生產(chǎn)井的產(chǎn)量配產(chǎn)要求為：A3井50方/天，A7井50方/天，A9井300方/天。A3、A7井配產(chǎn)產(chǎn)量較低，A9井配產(chǎn)產(chǎn)量雖然較高，但根據(jù)測試結(jié)果，該井自噴產(chǎn)量為100方/天左右，產(chǎn)量也不是特別高，綜合考慮，現(xiàn)場決定A3、A7、A9井單井出來的生產(chǎn)管線用2寸管，3口生產(chǎn)井匯流總管線用3寸管。管線流程圖如下：

圖1 A3、A7、A9井臨時生產(chǎn)管線圖

A3、A7、A9井臨時生產(chǎn)管線的配管方案是否滿足生產(chǎn)需要，現(xiàn)場通過油氣混輸水力計算公式杜克勒Ⅱ法進(jìn)行了理論校核。杜克勒Ⅱ法水力計算公式為：

12寸外輸海管的下海管壓力基本維持在1.5MPa左右，利用杜克勒Ⅱ法水力計算軟件得

3寸直管段的壓力損耗為0.02MPa，A3、A7、A9井兩寸管段的壓力損分別為：A3井0.005MPa，A7井0.005MPa，A9井0.007MPa。

對于管線彎頭、變徑管產(chǎn)生的水頭損失，可以用以下公式計算：

計算得A3、A7、A9井的局部水頭損失累計為：A3井0.065bar，A7井0.065bar，A9井0.26bar。 綜上所述，A3、A7、A9井采用臨時地面生產(chǎn)管線的水頭損失為：A3井0.315bar，A7井0.315bar，A9井0.53bar。

A3、A7、A9井進(jìn)生產(chǎn)主管匯的壓力為15bar左右，臨時管線的水頭損失很小，故通過油嘴調(diào)控自噴產(chǎn)量，油嘴后臨時管線的壓力為16bar左右。現(xiàn)場臨時管線的允許承受壓力為100bar。由此可見，A3、A7、A9井單井出口采用2寸臨時管線，匯管采用3寸油壬連接臨時管線的配管方案能夠滿足3口生產(chǎn)井自噴生產(chǎn)的需求。

2.4 理論核算生產(chǎn)參數(shù)

A3、A7、A9井采用臨時管匯進(jìn)行自噴生產(chǎn)后，由于3口井是匯流后接入外輸主海管的，因此，3口井自噴生產(chǎn)后無法進(jìn)行單井產(chǎn)量計量。隨著油井自噴生產(chǎn)的進(jìn)行，以及臺風(fēng)停產(chǎn)的影響，各生產(chǎn)井的井底流壓和油壓不斷發(fā)生變化。這就需要推算正確的油嘴尺寸，確保各生產(chǎn)井盡可能保持配產(chǎn)產(chǎn)量生產(chǎn)，避免開采速度過快而導(dǎo)致地層傷害和產(chǎn)能下降過快。

對于給定的油嘴尺寸，產(chǎn)量與壓力的關(guān)系曲線通?？僧?dāng)做一條直線，稱為油嘴動態(tài)關(guān)系曲線（Choke Performance Relationship，簡稱CPR曲線）。根據(jù)A3、A7、A9井的油嘴動態(tài)關(guān)系曲線，調(diào)整油嘴尺寸，根據(jù)各井油嘴前壓力和油嘴后壓力情況（油嘴后壓力≈外輸下海管壓力+各井水頭損失），可以基本估算各井產(chǎn)液情況，據(jù)此可以選擇出A3、A7、A9各井油嘴尺寸，使其盡量符合油井配產(chǎn)方案要求。當(dāng)臺風(fēng)關(guān)停、鋼絲作業(yè)地層測壓停井再恢復(fù)等引起井底壓力發(fā)生變化的情況發(fā)生時，可以據(jù)此及時分析并選擇合適的油嘴開度，確保生產(chǎn)井實際產(chǎn)量盡量符合油井配產(chǎn)方案要求。

3 優(yōu)化措施效果總結(jié)

油田投產(chǎn)期間，針對現(xiàn)場遇到的實際問題，現(xiàn)場通過深入地分析研討，創(chuàng)新工作思路，采取了以上四種調(diào)整優(yōu)化措施，取得了很好的經(jīng)濟效益，具體如下：

①A8、A10井得到了及時清噴，減輕了鉆完井液對油層的傷害；②A3、A7、A9井在地面配套設(shè)施未竣工的情況下得到及時清噴；③A3、A7、A9井在無法進(jìn)行單井計量的情況下按照配產(chǎn)方案要求自噴生產(chǎn)，保護(hù)了油氣層；④通過理論計算，確保了A3、A7、A9井地面流程臨時管線生產(chǎn)的安全；⑤A3、A7、A9井在配套設(shè)施未竣工的情況下，穩(wěn)產(chǎn)4個月，產(chǎn)油2.4萬方，避免了油田產(chǎn)量損失。

4 結(jié)語

該油田投產(chǎn)期間采取的四項措施是在受到客觀條件限制的情況下采取的臨時資源優(yōu)化措施，能否成功的應(yīng)用，受到地面臨時設(shè)備的準(zhǔn)備情況和地層能量是否充足等條件的制約。當(dāng)油井失去自噴能力時，油田產(chǎn)量會受到直接影響。采用的臨時生產(chǎn)方案，無法對三口生產(chǎn)井進(jìn)行產(chǎn)液量和產(chǎn)氣量計量，單井產(chǎn)量只能靠理論推算大約估計，有導(dǎo)致地層能量下降過快或破壞地層膠結(jié)的風(fēng)險。

建議工藝生產(chǎn)中遇到類似問題時，可以考慮利用該油田這種創(chuàng)新的工作思路，結(jié)合現(xiàn)場實際情況尋求問題的解決方案。但要注意，措施采取前應(yīng)進(jìn)行周密詳細(xì)的分析、評估、論證和理論核算，避免發(fā)生損害設(shè)備或影響安全的事件發(fā)生。

［1］潿洲12-8W/6-12油田總體開發(fā)方案［M］.中海油研究總院.2010，11.

［2］劉建軍，等.流體力學(xué)［J］.北京大學(xué)出版社，2006.01.

楊炳華，2006年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）石油工程專業(yè)，采油工藝高級技師，現(xiàn)就職于中海石油（中國）有限公司湛江分公司潿洲作業(yè)公司，從事海洋石油開發(fā)工作。