单管通球集油工艺在大庆油田的应用效果分析

2014-04-10张娜大庆油田工程有限公司

石油石化节能 2014年5期

张娜（大庆油田工程有限公司）

单管通球集油工艺可以实现采出液的不加热集输，适用于含水率超过80%的油田老区开发。该工艺已经从实验阶段发展到了推广应用阶段，随着该工艺的投入使用，使油田地面建设投资及运行成本进一步降低，经济效益进一步提高，为大庆油田的可持续发展奠定了坚实的基础。经统计，该工艺在大庆油田已经应用了1373口油井，主要应用在大庆油田老区第一至第六采油厂聚驱和高浓度油井。

1 单管通球集油工艺模式

1.1 单井单管通球集油工艺

该工艺为单井单管直接接入阀组间，每口油井井口设发球装置1套，在阀组间设收球装置，依靠井口回压集油至转油站。

1.2 井井串接单管通球集油工艺

该工艺为多井串联支线接入阀组间，每口油井或每个集油串设发球装置1套，在阀组间设收球装置，依靠井口回压集油至转油站。

1.3 丛式井单干管通球集油工艺

该工艺为丛式井组单管接入阀组间，以丛式井组为单位各设发球装置1套，在阀组间设收球及发球装置，依靠井口回压集油至转油站。

2 单管通球集油工艺运行情况及效果分析

2.1 运行情况

本次对大庆油田第一至第四及第六采油厂的6个单管通球集油区块实际运行情况进行了调查，具体情况见表1。

表1 单管通球集油工艺油井运行情况调查表

根据表1数据，总结如下:

1）产量及含水率。平均单井产液量在23.5～74.5t/d之间；平均含水率在85.9%～97.1%之间。从统计情况看，上述油井产液量及含水率均较高，适合采用单管通球集油工艺。

2）原油凝固点及油井产液进间温度。原油凝固点在26.3～34.0℃之间；油井进集油间温度在24.6～31.0℃之间，进间温度与凝点间的差异在-5.8～1.8℃之间。

3）管道埋深分别为1m和2m，其中埋深1m油井和埋深2m的油井各占一半。

4）保驾方式多采用井口电加热器。

5）从井口回压分布看，井口回压大于1.5MPa的油井占总井数的6.9%，井口回压大于2.5MPa的油井占总数的1.1%。通过在高压井井口设电热器或加降黏剂等措施，使高压井所占的比例降了5.3个百分点。

6）应用对象大庆长垣老区第一至第六采油厂聚驱和高浓度油井[1]。

2.2 运行效果分析

从整体调查情况看来，上述单管通球集油工艺油井平均井口回压全部低于1.5MPa，均在设计压力范围内；高回压油井占的比例较小，占总井数的6.9%；油井平均进间温度与凝点间的差异在-5.8～1.8℃之间，多数都在合理运行参数范围内。上述调查结果说明已投产的单管通球集油油井目前运行情况较好。

3 单管通球集油工艺存在的问题

根据调查结果，目前单管通球集油工艺最突出的问题有以下2个。

3.1 投球后，丢球现象时有发生

目前采用的通球方式有2种，分别是手动发球和自动发球，已投产的区块多数采用的是手动发球方式，即将橡胶球采取手动的方式从井口发射，在阀组间统一接收，来达到清除管道淤积物，保障管道畅通目的。但在实际生产过程中所投球不能够全部回收到收球筒，而且部分区块丢球现象比较严重，如在杏1-3区西部Ⅱ块的2座通球阀组间31口油井上投球43个，投球后2座阀组间只收回橡胶球17个，丢球率达到60.5%。

3.2 对于部分高回压油井，投球后压力反弹较快

个别井口回压较高的油井，通球后压力明显下降，但短时间内又恢复到高压状态，如北三西西块的1口油井通球后压力下降至0.8MPa，但在4h内又升到2.3MPa，压力反弹较快。

4 单管通球集油工艺的成效

采用单管通球集油工艺与双管掺水集油工艺相比，生产成本和运行能耗得到了大幅度降低。

4.1 单井投资及运行费用对比

1）工程量及投资的差异采用单管通球集油工艺后，单井集油管道数量可降低近一半，站内新增建设规模可降低四分之一，此外相应增加收发球装置、计量装置、活动井口电加热器等。综合计算采用该集油工艺，平均单井投资降低约2.3万元。

2）能耗对比采用单管通球集油工艺油井每年节约掺水耗气1.64×104m3，节约掺水耗电0.31×104kWh，以标准煤计综合能耗降低2.2×104kg，单井运行费用降低1.78万元。为了防止井口冻堵采用井口安装活动电加热器保驾，单井增加年耗电0.86×104kWh，综合能耗增加0.1×104kg标准煤，单井运行费用增加0.51万元。

综合节能效果：采用该集油工艺，平均单井综合能耗降低2.1×104kg/a（以标准煤计），单井运行费用降低1.27万元。