壓差計量技術(shù)在XB 油田FY 油層采油井應用試驗研究

張庚（大慶油田有限責任公司第四采油廠）

在油田開發(fā)生產(chǎn)過程中，采油井日產(chǎn)液量的計量是非常重要的一項基礎(chǔ)工作。能否準確地計量采油井日產(chǎn)液量，直接影響著油田開發(fā)方案和調(diào)整方案的編制，同時也影響著油田技術(shù)人員對采油井生產(chǎn)動態(tài)的掌握和對油田開發(fā)措施效果的評價，因此，準確地對采油井日產(chǎn)液量進行計量對油田開發(fā)生產(chǎn)具有重要意義[1-3]。

1 目前計量方式

目前，XB 油田采用的主要計量方式為“氣液兩相分離器+磁翻板液位計”。采用這種計量方式進行采油井日產(chǎn)液量計量時，需關(guān)閉摻水并在計量間導通計量流程。當采油井產(chǎn)出液從井底到達井口后[4-5]，首先通過單井集油管道集輸?shù)接嬃块g，然后通過計量間內(nèi)計量管道進入氣液兩相分離器，在氣液兩相分離器內(nèi)將氣體和液體分開，氣體從分離器上部排出后進入站間集油管道，油水混合液不斷聚集在分離器下部。根據(jù)連通器原理，氣液兩相分離器液面高度和磁翻板液位計液面高度相同，因此氣液兩相分離器內(nèi)液面高度可通過磁翻板液位計進行讀取，同時記錄分離器內(nèi)聚集一定體積液體所消耗的時間，然后通過計算即可得到采油井的日產(chǎn)液量。這種計量方式對于日產(chǎn)液量較高的薩爾圖油層、葡萄花油層和高臺子油層的采油井，可操作性強且計量結(jié)果準確可靠，但對于日產(chǎn)液量較低的FY 油層采油井，單次計量時間較長，工作效率較低。因此，有必要在XB 油田FY 油層采油井開展壓差計量技術(shù)應用試驗，探索其可行性[6-8]。

2 物性參數(shù)及存在的問題

XB 油田FY 油層為低孔隙度特低滲透率儲層，平均有效孔隙度14.6% ， 平均空氣滲透率4.06×10-3μm2，平均含油飽和度57.8%，平均原油密度0.864 7 g/cm3，平均原油黏度33.50 mPa·s，原油凝固點約39 ℃。

采油井日產(chǎn)液量普遍低于10 m3，初期綜合含水率約40%，原始氣油比約20。由于FY 油層采油井日產(chǎn)液量和含水率均較低，原油黏度和凝固點均較高，采用目前的“氣液兩相分離器+磁翻板液位計”計量方式進行采油井日產(chǎn)液量計量時存在以下問題：

1）當FY 油層采油井日產(chǎn)液量低于1.0 t 時，單井單次計量時間將大于8 h，計量時間長，工作效率低。

2）對于掛接的FY 油層采油井來說，當需對其中某1 口采油井進行計量時，其余采油井需停井，既影響了正常生產(chǎn)，又增加了員工的工作量。

3 壓差計量技術(shù)

3.1 工作原理

針對以上問題，提出一種適合XB 油田FY 油層采油井計量的技術(shù)，即壓差計量技術(shù)。該技術(shù)采用壓差實時計量裝置，屬于一種容積式計量方式，利用液體在管道中流動的壓力差進行液量計量。在油井生產(chǎn)放空閥門安裝計量管段，在計量管段中安裝止回閥，在止回閥前后各安裝一個壓力變送器，當計量管段上游壓力大于下游壓力時，表明采油井有液體產(chǎn)出，即通過利用止回閥前后兩端壓差與集輸過程中液體流動和井筒中柱塞位置變化進行關(guān)聯(lián)測試，同時在抽油機曲柄軸上安裝電磁傳感器，抽油機每運行一個沖次，傳感器記錄一次電信號，從而計量出采油井每個沖次的產(chǎn)液量，進而可計量出日產(chǎn)液、周產(chǎn)液、月產(chǎn)液等數(shù)據(jù)[9-10]。壓差計量技術(shù)裝置示意圖見圖1。

圖1 壓差計量技術(shù)裝置示意圖Fig.1 Schematic diagram of differential pressure measurement technology device

3.2 壓差計量技術(shù)特點

1）能夠計量采油井每個沖次的產(chǎn)液量，有利于實時掌握采油井生產(chǎn)動態(tài)。

2）產(chǎn)液數(shù)據(jù)和壓力曲線等可在現(xiàn)場終端屏幕顯示，可視化程度高。

3）一次調(diào)試后可長期使用，操作簡單，使用方便。

4）如有需要可將數(shù)據(jù)遠傳至后臺，符合油田數(shù)字化建設(shè)的趨勢。

5）裝置體積小，可重復利用，便于拆裝。

6）可實時、自動、連續(xù)計量，減少了工人的勞動強度[11-12]。

4 壓差計量技術(shù)應用試驗

4.1 XBFY1-1 井應用試驗

4.1.1 基本情況

XBFY1-1 井位于XB 油田中西部，屬于抽油機采油井，采用直接進間的雙管摻水伴熱地面集輸工藝，其集輸半徑為240 m，管徑為?60 mm×3.5 mm。

XBFY1-1 井于2023 年3 月完成壓差計量裝置的安裝，至今該裝置一直平穩(wěn)運行。

4.1.2 壓差計量裝置調(diào)參情況

2023 年5 月對XBFY1-1 井壓差計量裝置進行調(diào)參，同一時間段內(nèi)，分別應用計量間氣液兩相分離器和壓差計量裝置進行計量。計量結(jié)束后，以計量間氣液兩相分離器計量數(shù)據(jù)為準，調(diào)整壓差計量裝置參數(shù)。

第一階段：關(guān)摻水計量。為減少摻水影響，首先選擇關(guān)摻水計量的方式，關(guān)摻水閥門20 min 后開始計量，同時記錄壓差計量裝置液量底數(shù)，計量前初始井口回壓0.34 MPa，回油溫度40 ℃，計量結(jié)束后計算所得日產(chǎn)液量為1.44 m3。關(guān)摻水氣液兩相分離器計量過程數(shù)據(jù)見表1。

表1 關(guān)摻水氣液兩相分離器計量過程數(shù)據(jù)Tab.1 Measurement process data of shutoff water blending gas-liquid two phase separator

受FY 油層采出液油品性質(zhì)的影響，停摻集輸后回油溫度降至原油凝固點以下，管道內(nèi)液體流動阻力增加，流速減慢，計量4.2 h 后井口回壓逐漸升高至1.10 MPa，回油溫度下降到31 ℃。隨著井口回壓逐漸升高，產(chǎn)液量逐漸下降。尤其是當回壓升高至0.80 MPa 以后，產(chǎn)液量下降明顯。經(jīng)分析，當回壓升高后，會使深井泵的泵液過程變得更加困難，使得深井泵的漏失量增加，引起泵的進液量和泵的排出液量均有所降低，導致采油井產(chǎn)液量減少；此外，由于XBFY1-1 井平時均為帶摻水運行，關(guān)摻水計量無法體現(xiàn)該井正常生產(chǎn)情況，因此接下來開展開摻水計量。

第二階段：開摻水計量。仍采用該裝置與計量間氣液兩相分離器同時間段計量的方式，計量過程中井口回壓均為0.34 MPa，回油溫度均為38 ℃，摻水量穩(wěn)定在0.42 m3/h，用時26.37 min，分離器計量產(chǎn)液量為3.52 m3/h。以計量間分離器計量數(shù)據(jù)為準，調(diào)整壓差計量裝置參數(shù)。

對壓差計量裝置重新調(diào)參后，在同時間段內(nèi)，用壓差計量裝置和計量間氣液兩相分離器共同計量8 次，計量過程中井口回壓及回油溫度均無明顯變化，經(jīng)計算，8 次計量結(jié)果平均差異率為0.5%，單次計量最大差異率在10%以內(nèi)。現(xiàn)場開摻水計量情況見表2。

表2 開摻水計量情況Tab.2 Measurement situation of open water blending

4.2 XBFY1-2 井應用試驗

4.2.1 基本情況

XBFY1-2 井位于XB 油田西南部，屬于抽油機采油井，采用雙管摻水伴熱地面集輸工藝，與XBFY1-3 井同平臺，其集輸半徑為340 m，管徑為?60 mm×3.5 mm。

XBFY1-2 井于2022 年7 月完成壓差計量裝置的安裝，裝置安裝時單井產(chǎn)液量1.48 m3/d，含水率85.5%；2023 年3 月對該井開展納米黑卡解堵實驗，措施后單井產(chǎn)液量10.8 m3/d，含水率79.1%；2023年4 月初發(fā)現(xiàn)兩個壓力變送器數(shù)值一致，前后無壓差，產(chǎn)液量為零。壓差計量裝置歷史運行數(shù)據(jù)見表3。

表3 壓差計量裝置歷史運行數(shù)據(jù)Tab.3 Historical operating data of differential pressure measurement device

4.2.2 問題分析與措施

1） 憋泵情況。2023 年4 月初發(fā)現(xiàn)問題后，開展憋泵試驗三次，憋泵情況均不理想，初步判斷井下有漏失?，F(xiàn)場憋泵情況見表4。

表4 現(xiàn)場憋泵情況Tab.4 Onsite pump holding situation

2）示功圖情況。4 月初發(fā)現(xiàn)問題后，開展示功圖測量2 次，示功圖均顯示該井有一定程度的供液不足。XBFY1-2 井示功圖見圖2。

圖2 XBFY1-2 井示功圖Fig.2 Indicator diagram of well XBFY1-2

3） 動液面情況。開展動液面測量3 次，結(jié)果顯示該井動液面均不在井口。動液面情況見表5。

表5 動液面情況Tab.5 Dynamic liquid level

4）壓差實時計量裝置問題排查。針對XBFY1-2井無產(chǎn)量問題，經(jīng)現(xiàn)場檢查，設(shè)備設(shè)施完好，電纜信號線連接牢靠，沒發(fā)現(xiàn)壓差計量裝置問題。

同時對比抽油機變頻運行和工頻運行情況下壓差計量裝置顯示情況，發(fā)現(xiàn)當抽油機變頻運行時，沖次為2 次/min，上游壓力始終小于下游壓力，壓差計量裝置始終顯示無產(chǎn)量；但當抽油機工頻運行時，沖次為4.5 次/min，每個沖次都有一小部分時段上游壓力大于下游壓力，壓差計量裝置顯示有少量產(chǎn)量。經(jīng)分析認為，當抽油機變頻運行時，抽吸量小于漏失量，故壓差計量裝置無產(chǎn)量，當抽油機工頻運行時，抽吸量大于漏失量，因此壓差計量裝置顯示有少量產(chǎn)量。同時當抽油機工頻運行時，壓差計量裝置有產(chǎn)量且能夠正產(chǎn)運行，說明壓差計量裝置無問題。壓差計量裝置變頻/工頻模式運行情況見表6。

表6 壓差計量裝置變頻/工頻模式運行情況Tab.6 Operating situation of pressure differential metering equipment in variable frequency or power frequency mode

5）高壓熱洗情況。針對以上問題，對XBFY1-2井開展了高壓熱洗，共用熱洗水2 罐，抽油機以沖次4.5 次/min 運轉(zhuǎn)，2 罐水分別在35 min 左右洗完，洗井時高壓熱洗車壓力2 MPa，水很順利進入井底，洗井8 min 后井口一次生產(chǎn)及組合閥開始升溫，洗井20 min 后井口一次生產(chǎn)及組合閥溫度最大，此時計量間回油溫度顯示62 ℃。憋泵抽憋起始壓力0.3 MPa，25 個沖次后壓力上升到1.2 MPa，停憋2 min 后壓力降為0.95 MPa。兩相分離器帶摻水計量結(jié)果為1.03 m3/d。

6）作業(yè)施工情況。作業(yè)起泵后，經(jīng)檢查，發(fā)現(xiàn)泵下尾管脫落，泥沙進入泵內(nèi)，導致法爾座不嚴，致使該井無產(chǎn)量。施工完成后，該井產(chǎn)量恢復正常。

5 結(jié)論及認識

1）對于XB 油田FY 油層采油井，回壓升高會影響采油井產(chǎn)液量，而壓差計量裝置安裝在井口，可避免采出液集輸過程中管道回壓的影響，從而提高了計量的準確性。

2）由于計量間氣液兩相分離器計量需要減摻水，現(xiàn)場摻水存在微小波動，在同時間段內(nèi)與壓差計量裝置連續(xù)對比8 次后平均差異率為0.5%，最大差異率不超10%，因此，可以認為壓差計量技術(shù)計量結(jié)果具有較高的可信度。

3） 壓差計量技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)實時在線、自動、連續(xù)計量，一次調(diào)參后可長期使用，有利于實時掌握采油井生產(chǎn)動態(tài)，如有需要可將數(shù)據(jù)遠傳至后臺，符合油田數(shù)字化建設(shè)的趨勢；此外，掛接井計量時無需停井，不影響生產(chǎn)，也減輕了工人的工作量，提高了工作效率。

4）當壓差計量裝置顯示產(chǎn)液量為零時，通過分析與落實，確定存在井下問題，因此，壓差計量裝置能在一定程度上輔助現(xiàn)場技術(shù)人員分析井下問題。