对潭口新区工程方案编制与实践的认识

2014-12-23侯广成董晓军

江汉石油职工大学学报 2014年1期

关键词：杆柱油杆集输

刘影，张炜，侯广成，董晓军

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北潜江433123）

潭口是江汉油田近年新增的产油区块，在潭口新区的采油工程和地面工程方案编制中采用了集成工艺技术方案。方案编制体现了 “优化系统布局，提高运行效率，降低操作成本”的总体原则，注重各个生产环节的优化设计，在方案实施后，见到了较好的效果。

1 井筒举升工艺设计

潭口新区投产的20口油井根据油藏方案提供资料，通过油井最低允许流动压力公式计算，确定潭口新区最低允许井底流压2.8MPa。在满足产量的条件下，采用小泵径、长冲程、慢冲次的组合方式，设计油井合理的生产参数。

目前，潭口新区投产的20口油井平均泵深2 165.4 m，平均泵径38.30mm，平均冲程3.87m，平均冲次4.05次／分，各项生产参数趋于合理，平均泵效48.4%，比全厂平均泵效45.9%高2.5%。20口油井抽油杆柱组合全部采用能耗最低的设计方法设计，平均抽油机悬点最大负荷80.2kN，与传统的设计方法相比，平均悬点载荷减少12.5 kN；杆管防偏磨设计全部进行抽油杆侧向力大小分布模拟，根据模拟结果进行扶正器安装位置确定。

油井投入生产后，油井分类管理工况合理区的比例为70%（见图1），抽油杆平均折算应力74.9MPa、平衡井比例90%、系统效率29.3%。以潭71斜－3井设计为例。

图1 潭71井区抽油机井宏观控制图

1.1 绘制IPR曲线，确定井底流压和产量

根据试油过程中获得的井底流动压力与抽汲液量资料，绘制出潭71斜－3井IPR曲线（见图2），从IPR曲线上看，在井底流压为3.0MPa的情况下，潭71斜－3井初期产量为8.8m3。

图2 潭71斜－3井IPR曲线图

1.2 能耗最低杆柱设计

在保证一定的产液量目标的前提下，采用能耗最低机采系统设计新方法进行机采系统设计。通过RODSTARD斜井能耗最低有杆泵设计软件优化杆柱设计，从设计结果来看，为两级杆组合:7／8〃＋3／4〃＋1〃加重（见表1）。

1.3 合理配置扶正器

根据侧向力计算斜井抽油杆扶正器间距，其设计原则是:两扶正器间的抽油杆最大变形不得大于油管内径和抽油杆接箍的直径之差的一半乘调整系数。利用RODSTAR－D斜井有杆泵设计软件，通过输入任意斜井实际井眼参数（见图3），模拟杆柱侧向力随井深的变化（见图4），计算任意斜井抽油杆扶正器的安装位置和安装间距。

根据潭71斜－3井全角变化率在井筒的变化情况，绘出抽油杆柱侧向力大小分布随井眼深度以及井斜的变化情况示意图，从图中的数据可以看出，潭71斜－3井抽油杆柱侧向力在1 500m～1 950m井段出现异常变大的显示。针对这种情况，改变了在1 000m～2 000 m井段均匀设置抽油杆扶正器的一贯做法，取而代之的是在1 500m～1 950m井段安装抽油杆扶正器，根据计算结果，其间距设计值为6.5m。

表1 潭71斜－3井最低能耗杆柱设计结果

图3 全角变化率变化情况

图4 杆柱侧向力随井深变化

1.4 油井生产情况

潭71斜－3井投产后，初期日产液量9.2m3，现场实测功图与根据工艺参数摸拟的功图非常吻合（见图5，6）。与常规设计方法对比，抽油机最大悬点负荷下降13.5kN，机采效率由20.62% 上升到29.62%，电耗下降42kw·h／d。

图5 软件模拟示功图

图6 实测示功图

2 注水地面工艺设计

潭口新区注水开发对象主要是潜4油组，预测注水压力25MPa，考虑井区注水井分布相对集中，注水半径不足1km，结合多压力节点注水系统能耗特征研究成果，在潭口新区的注水工艺设计上，地面注水管网布局采用由王19站低压输送至潭71站集中增压的方式，潭71站至注水单井采用35MPa高压管网，确定注水水源采用王一污水站处理后的合格污水。精处理后的水质可以满足低渗透油藏的注水要求，潭71区块目前执行低渗透油藏的水质标准（见表2）。

表2 王一系统水质状况及潭71注水水质标准

工艺方案实施后，潭71井区7口注水井正常生产，平均注水压力25.6MPa，平均单井日注水量24m3，高压注水单耗6.2kw·h／m3。相比低压输水至井口，然后再进行增压的设计模式，降低地面投资30万元。

3 集输工艺设计

按照技术规范，对单井集油管线进行了优化设计。单井集油管线的水力计算和热力计算依据以下相应公式。

混输水力模拟计算采用水平管双相流动压降的半经验公式:

式中:P1，P2－起、终点压力（绝对），Mpa；η0－气液比，m3／t；G－液相流量，t／d；L－管线长，km；d－管线内径，m。

热力模拟计算采用热油管路的轴向温降公式:

式中t1、t2－管线起点终点温度℃；－管外环境温度，℃；D－管线外径，m；L－管线长度，m；Gm－原油质量流量，kg／s。

潭71－7－4井原油密度为0.803 6g／cm3，凝点为28℃，油气比15m3／t，日产液量3.9t／d，油气输送距离1.52km。通过计算得出，该井在单管常温集输状态下，单井油气进潭71站压力保持在0.2MPa，井口回压0.9 MPa。按照采出液井口温度42℃计算，到潭71站末点温度为30℃。根据此计算方法，核算其它8口进潭71站的油井采用Φ60mm钢制管线，单管常温集输可以满足油气集输的需要。同时，经过核算，潭70－1点、潭62点附近21口油井在计量点加热后，单管集输到潭71站，其末点温降和压降都可以满足油气集输的需要。根据计算结果，这两个计量点的21口油井全部实现自压进潭71系统。为了保证伴热系统的正常运行，根据对潭口新区的油井套管气测试调查结果，建立了伴生气回收利用管网，在井排集中加热、计量，实现单管油气密闭集输；潭70－1、潭62井区油井采用串接工艺建立套管气回收管网，在潭62点、潭70－1点增加2台加热炉，实现21口油井加热后安全集输至潭71站。

在伴生气的收集利用过程中，为了满足油井掺水解盐的需要，实施了地面掺水系统的调整（见图7）。单井采用串接掺凉水工艺管网，由潭71站统一供给。

经过系统配套，潭71站年密闭输送原油8万吨，回收伴生气110×104m3，供王场发电机组发电112×104kw·h，降低拉运费用110万元，减少原油损耗336t，停用井口电加热器4台，年创效850万元。