降低油井摻水量措施效果分析

朱楓 （大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

降低油井摻水量措施效果分析

朱楓 （大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

摻常溫水是油井實現(xiàn)常溫輸送的常見方法，摻水系統(tǒng)壓力是決定油井實現(xiàn)常溫輸送的關(guān)鍵，而為保證摻水溫度所需要的能耗也是油田生產(chǎn)能耗的重要組成部分。筆者對影響油井摻水量不合理因素進(jìn)行分析，通過調(diào)控單井摻水量、調(diào)整摻水泵排量以及改變摻水方式，采取綜合治理措施，降低了油井單井摻水量，經(jīng)大面積推廣應(yīng)用，達(dá)到了節(jié)能降耗的目的。

降低；油井摻水量；措施；效果

摻水系統(tǒng)壓力與摻水量成反比，只有每口油井的摻水量科學(xué)合理，才能保證整個摻水系統(tǒng)壓力控制在合理的范圍。油田進(jìn)入高含水期開采后，油井產(chǎn)液、含水逐漸上升，油井回油溫度也逐漸升高，可不摻水生產(chǎn)的油井也逐漸增多，而且不同環(huán)境溫度下不摻水的井?dāng)?shù)也不同；但油井生產(chǎn)所需的摻水總量隨著油井回油溫度和環(huán)境溫度的升高是逐漸減少的。由于不能及時更換相應(yīng)參數(shù)的泵，導(dǎo)致所用的摻水泵排量相對過大，容易造成載荷過低現(xiàn)象，降低了泵效，浪費了電能。

1 影響油井摻水量因素分析

某采油隊位于喇嘛甸油田南塊，管理油田面積3.54 km2，油水井128口，計量間7座，配水間3座，轉(zhuǎn)油站1座。2012年，全隊平均單井摻水量0.79 m3/h；2013年，油田公司下達(dá)的油井單井摻水量指標(biāo)為0.7 m3/h，全隊實際單井產(chǎn)水量比該指標(biāo)高0.09 m3/h。通過分析，以下情況是影響油井摻水量不合理的主要因素。

1.1單井摻水量調(diào)控不合理

從2004年開始，大慶采油六廠為降低原油集輸噸油自耗氣，在前期試驗的基礎(chǔ)上，全面實施了井、站、間常溫輸送，即由加熱集輸改成不加熱集輸。崗位工人為了保證自己所管油井正常生產(chǎn)，防止出現(xiàn)管線凍、堵，常將單井摻水開大，造成摻水量和電能的浪費。根據(jù)采油六廠常溫輸送經(jīng)驗，油井回油溫度達(dá)26℃以上就能保證正常生產(chǎn)。2013年2月19日，抽查8口摻水油井，回油溫度都在30℃以上（表1）。

表1 油井摻水量調(diào)控不合理井統(tǒng)計

1.2摻水泵排量不能隨油井摻水需求變化及時調(diào)整

隨著大慶油田進(jìn)入高含水期開采，油井生產(chǎn)所需的摻水總量隨著回油溫度和環(huán)境溫度的升高而逐漸減少。多余的摻水量需要摻水泵控制，由于不能根據(jù)油井摻水需求變化及時更換相應(yīng)參數(shù)的泵，使所用的摻水泵排量相對過大，需要用閘門控制，閘門控制太大泵易損壞，只能通過中轉(zhuǎn)站打站內(nèi)循環(huán)來降低泵壓，造成摻水和電能的浪費（圖1）。2012年4月，全隊摻水生產(chǎn)油井21口，占油井總數(shù)的31.3%。中轉(zhuǎn)站摻水泵理論排量100 m3/h，是為了滿足66口油井摻水生產(chǎn)設(shè)計的，若不開站內(nèi)循環(huán)，摻水泵將不能正常運行。

1.3摻水方式單一

采油六廠主要油井摻水方式是季節(jié)性摻常溫水，即每年5月—9月停摻水油井摻水，其他月份摻水。如果這種做法不能根據(jù)油井生產(chǎn)動態(tài)和環(huán)境溫度變化，采取合理保證油井正常集輸?shù)姆绞剑蜁斐蓳剿碗娔艿睦速M。

圖1 轉(zhuǎn)油站摻水流程簡圖

2 降低油井摻水量措施

2.1合理摻水量確定及調(diào)控方法

2.1.1 確定單井合理摻水量

單井合理摻水量的理論計算方法是應(yīng)用熱力學(xué)中的熱油管線沿軸向溫降公式和能量平衡方程。決定摻水量大小的有油井產(chǎn)液、含水、油井出液自溫、摻水后混合液溫度、管線長度、直徑、環(huán)境溫度等因素，靠手工計算每口油井摻水量，工作量大，準(zhǔn)確度低。為了解決這個問題，研究編制了計算摻水量的程序。用計算機(jī)計算單井摻水量速度快，準(zhǔn)確度高。選擇某計量間的6口油井進(jìn)行計算后，現(xiàn)場用便攜式超聲波流量計對理論計算結(jié)果進(jìn)行驗證。通過驗證，理論計算與實際誤差在7%以下（表2），基本可滿足實際生產(chǎn)需要。

表2 摻水量驗證

2.1.2 單井摻水的合理調(diào)控方法

以往，油井摻水量是通過井口25.4 mm閘板閥進(jìn)行調(diào)整的，易受人為影響，誤差大。針對這個問題研制了可調(diào)式水嘴（圖2）。井口通過安裝可調(diào)式水嘴來調(diào)控單井摻水量，可以有效避免人工調(diào)控的誤差，減輕員工勞動強(qiáng)度，確保單井摻水量科學(xué)合理。

2.2變頻器合理調(diào)控方法

2.2.1 安裝變頻裝置

針對摻水泵排量不能隨油井摻水需求變化及時調(diào)整的問題，在摻水泵上安裝變頻裝置，能夠使摻水泵隨著摻水量的變化而調(diào)整，保證其始終在高效區(qū)運行，提高摻水泵的運行效率。根據(jù)摻水井在不同環(huán)境溫度下所需摻水總量，由摻水總量控制摻水泵變頻頻率及排量。為了摸索頻率與摻水壓力、摻水流量、摻水電流之間的關(guān)系，在摻水井?dāng)?shù)不變的條件下，通過調(diào)整變頻器頻率來摸索它們之間的關(guān)系。發(fā)現(xiàn)隨著頻率的降低，摻水壓力、摻水量、摻水電流隨之降低，摻水電流下降幅度最大，說明摻水泵安裝變頻器的節(jié)電效果明顯，但頻率在46 Hz以上時，節(jié)電效果不明顯。

2.2.2 改進(jìn)摻水泵葉輪流道寬度

在使用變頻器調(diào)節(jié)的同時，針對摻水泵排量偏大問題，將流量由100 m3/h改為65 m3/h，揚(yáng)程不變。改造方法是將原泵4個次級葉輪流道寬度由14 mm減到11 mm。改造后摻水泵電流由190 A降到160 A，平均每日節(jié)電242 kWh。

2.3改變單一摻水方式

針對摻水方式單一的問題，根據(jù)環(huán)境溫度不同，探索不同的集輸方式，進(jìn)行了高回油溫度油井帶低回油溫度油井摻水和油井間歇摻水試驗。

2.3.1 高回油溫度油井帶低回油溫度油井摻水

將高回油溫度油井產(chǎn)液倒入計量間摻水匯管，達(dá)到給低回油溫度油井摻水，保證低回油溫度油井正常生產(chǎn)，達(dá)到節(jié)能降耗的目的。試驗于3月18日在某計量間實施，高回油溫度油井帶低回油溫度油井摻水生產(chǎn)，計量間內(nèi)摻水油井生產(chǎn)正常，摻水溫度由36℃升至41℃，單井油壓下降，回油溫度上升，摻水泵平均日節(jié)電263 kWh。2013年4月20日，開始在全礦11座計量間推廣，平均每日可節(jié)電1397 kWh。

2.3.2 油井間歇摻水試驗

隨著環(huán)境溫度的變化，進(jìn)行了摻水集輸試驗，從而摸索油田冬季摻水集輸?shù)目尚行訹1]。對整個采油隊油井分別采取摻水18 h、停摻6 h和摻水6 h、停摻18 h 2種方式。間歇摻水試驗于4月6日—30日進(jìn)行，4月6日—15日采取摻水18 h、停摻6 h的方式，可實現(xiàn)日節(jié)電288 kWh；4月15日—30日采取摻水6 h、停摻18 h的方式，可實現(xiàn)日節(jié)電1188 kWh。

3 降低油井摻水量效果評價

3.1質(zhì)量效益

全隊年平均單井摻水量0.41 m3/h，比油公司標(biāo)準(zhǔn)低0.29 m3/h，達(dá)到指標(biāo)要求。

3.2經(jīng)濟(jì)效益

1）經(jīng)轉(zhuǎn)油站電表計量，節(jié)電達(dá)23.8×104kWh,電價按0.64元/kWh計算，獲效益15.23萬元。

2）提高摻水系統(tǒng)壓力，各計量間摻水系統(tǒng)壓力都維持在1.1 MPa以上，與上年同期相比高0.3～0.5 MPa，確保了油井冬季常溫輸送工作的順利開展；減少通地面管線112井次，每次通井2 h，耗電120 kWh，可節(jié)電13440 kWh,電價按0.64元/kWh計算，獲得效益0.86萬元。

3）投入費用：油井水嘴36元/個，全隊安裝65個；安裝全隊油井水嘴需耗時24 h，臺班費用132元/h；轉(zhuǎn)油站安裝變頻器及費用6.2萬元，小組活動投入費用6.75萬元。

全隊可獲得的經(jīng)濟(jì)效益為9.34萬元。

全礦有851口油井安裝了可調(diào)式水嘴，平均水嘴直徑2.65 mm，單井摻水量0.59 m3/h，占全礦油井總數(shù)的90%。1座轉(zhuǎn)油站安裝了摻水泵變頻器，年節(jié)電135.8×104kWh，年獲效益86.65萬元；全礦11座計量間推廣高回油溫度油井帶低回油溫度油井摻水，實現(xiàn)日節(jié)電1397 kWh，年獲效益32.54萬元。

4 結(jié)束語

通過安裝可調(diào)式水嘴和改進(jìn)摻水泵葉輪流道寬度，根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)變化及時計算、調(diào)整單井摻水量和摻水壓力，靈活改變摻水方式，避免摻水量的浪費。管理人員還需對每口油井的摻水量、溫度、電流曲線等參數(shù)進(jìn)行詳細(xì)記錄，逐步總結(jié)出摻水規(guī)律，不斷優(yōu)化摻水效率[2]。以上措施對保證冬季常溫輸送工作順利進(jìn)行，節(jié)約生產(chǎn)用電和提高油田經(jīng)濟(jì)效益意義重大。

[1]劉霞,石婧,何登龍.油田輸油系統(tǒng)節(jié)能降耗措施[J].石油石化節(jié)能,2012，2（6）:34-36.

[2]王忠濱,崔海亮，林秋民.孤島油田稠油井動態(tài)“一井一策”管理技術(shù)[J].內(nèi)蒙古石油化工,2012（5）:101-102.

（編輯 李發(fā)榮）

遼河油田公司成功研制我國首臺高溫潛油電泵

到8月11日，首臺國產(chǎn)高溫潛油電泵在遼河油田SAGD油井200℃高溫環(huán)境下平穩(wěn)運行26 d，措施井日產(chǎn)油49.6 t，比措施前提升10 t。

據(jù)悉，該臺高溫潛油電泵核心技術(shù)研發(fā)歷時6年。因為耐溫材質(zhì)久攻不克，國內(nèi)高溫潛油電泵采油技術(shù)長期依賴進(jìn)口。為滿足SAGD高溫蒸汽吞吐采油技術(shù)的工業(yè)化需求，遼河油田公司SAGD開發(fā)項目管理部和曙光采油廠聯(lián)合，與國內(nèi)高等院校合作，共同立項開展了國產(chǎn)高溫潛油電泵采油技術(shù)的研究與攻關(guān)。針對SAGD開發(fā)的實際需要，技術(shù)人員突破了6項關(guān)鍵技術(shù)，并創(chuàng)新研制了耐高溫電動機(jī)、高溫離心泵、高溫高壓密封盒、耐高溫電纜等技術(shù)，并對同步捆綁式溫壓監(jiān)測系統(tǒng)、管柱配套工具、多通道穿越結(jié)構(gòu)高溫電泵井口，管柱配套工具及地面模擬試驗裝置等整體配套技術(shù)進(jìn)行了改進(jìn)完善。

幾年來，科研人員歷經(jīng)多次地面模擬試驗，對整套系統(tǒng)進(jìn)行了創(chuàng)新設(shè)計并不斷改進(jìn)完善。目前SAGD水平井高溫潛油電泵采油技術(shù)的耐溫能力可達(dá)250℃，對比國內(nèi)現(xiàn)有的耐高溫電泵，耐溫能力提高了70℃，對比目前進(jìn)口的國外高溫電泵，耐溫能力提高32℃。

為了確保高溫潛油電泵取得試驗成功，制造了特殊的大型地面試驗裝置，最大程度模擬井下真實環(huán)境進(jìn)行地面試驗。7月10日，該項技術(shù)在杜84館平K58-1井進(jìn)入現(xiàn)場試驗并取得一次性成功，15日開井投產(chǎn)。目前，井下溫度198℃，油井日產(chǎn)液290 t，日產(chǎn)油40 t。

從運行情況看，該技術(shù)完全符合方案設(shè)計要求。該項工藝無桿柱機(jī)械傳動，排量范圍大、揚(yáng)程高，為進(jìn)一步擴(kuò)大SAGD油井的生產(chǎn)規(guī)模和攜油能力，提供了技術(shù)支撐。

馬強(qiáng)

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.04.016

2015-11-04

朱楓，2012年畢業(yè)于東北林業(yè)大學(xué)（機(jī)械設(shè)計制造及其自動化專業(yè)），從事機(jī)采井技術(shù)管理工作，E-mail：zhufeng270@sina.com,地址：黑龍江省大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠一礦,163318。