稠油井套管气回收及应用

卢山（辽河油田公司锦州采油厂）

稠油井套管气回收及应用

卢山（辽河油田公司锦州采油厂）

锦州油田采油作业一区106中心站管理的欢17兴西南部稠油区块的油井，具有产液量低、套压高、产气量大的生产特点，这类油井若要正常生产控制好套压是关键。以往控制套压装置存在收气量少、套管气直接进站影响分离器量油、冬季容易冻堵的缺点。为解决原有工艺存在的弊端，该站依靠平台井生产的有利条件，以单井→平台→外输系统的收气模式，将每个平台的单井通过单独的回收气管线集中到平台的小型空冷器进行处理，然后通过输气管线直接回收或用于井口水套炉加热，从而解决了原有装置存在的问题，实现了平稳高效收气。

稠油井套管气回收装置改造

锦州油田采油作业一区106中心站稠油井隶属于欢17兴隆台油层，位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田西南部，为边水构造油藏，体积系数1.07、目前地层压力2.1MPa、地层温度46℃、含蜡1.99%、胶质+沥青质含量30.51%、累注汽量570.1102×104t、累计油汽比0.71、有效厚度20.8m、南北宽0.5～1.2km、东西长6km。由于地层和流体性质原因，该区块油井的生产特点是：产液量低，伴生气量大，单井套压高。

1　存在的问题

1.1生产管理方面

套压不稳定，管理难度大。该区块油井虽然普遍产气量大、套压高，但是也有部分油井存在套压和动液面不稳定等情况，由于该区块油井大部分流程为捆绑进站，套压不稳定直接影响计量工作的准确性，管理难度大。

需要不定期地测取压力并及时控套，工作量大。该站稠油井套压普遍偏高（单井平均套压0.54 MPa） ，在日常的生产管理过程中需要不定期地录取套压，然后才能采取措施；而使用球阀控套时只有当套压大于油压时套管气才会排除，这就需要不定期地开关套管阀门观察套管压力，无形中增加了工人的劳动强度。

冬季生产，易冻堵憋压。该站控套井采取的是套管与油管连通中间加控套阀与进站液直接进站的方式收气，但是该区块产出并不是纯净的天然气，而是含水量较大的伴生气，套管气不纯很容易造成闸门和中间球阀冻堵，轻者套压升高、产量下降，重者油井不出油、管线冻堵。

1.2地质开发方面

套压高影响液面及泵效。对该站套压在0.5 MPa以上的单井进行跟踪后发现，平均单井日产液为10.8t的生产井泵效仅有31%（全站平均单井日产液为15t，平均泵效46%）。分析原因：由于伴生气量大，使套管压力增高，迫使油井动液面下降，造成抽油井有效生产压差降低，产能下降；同时，一部分伴生气随液体流进入抽油泵泵腔，使吸入阀打开滞后，严重时会发生“气锁”，使抽油泵的泵效降低。

热采周期短。该区块为稠油油藏，普遍存在地层能量低和单井供液差的问题，该区块的稠油井平均热采周期316天。对该站套压在0.5MPa以上的单井进行跟踪后发现，平均套压高于0.5MPa的稠油井热采周期仅为243天，热采周期明显低于该区块低套压、低气量井。

2　可行性分析

2.1基本流程

依靠稠油井多数为平台井生产的有利条件，以单井→平台→外输系统的收气模式，先将每个平台的单井通过单独的回收气管线集中到平台的小型空冷器进行处理，然后通过输气管线直接回收或用于井口水套炉加热，从而解决了油井收气量小、空套阀冻堵的问题，实现了平稳高效收气。

2.2套压控制

由套压关系曲线和生产经验可知，套压的高低直接影响到动液面、沉没度、生产压差等。对于产气量大且套压高的单井来说，套压越低则产量和沉没度越高，反之亦然。选取该站控套前后3个月单井参数对比可知，当将油井套压控制在0.12MPa左右时，单井各项生产参数提升明显，说明降低套压生产在本站稠油井应用是可行的［1］。

2.3成本投资小，见效快

改造计划在12个生产平台实施，油井38口，需小型空冷器装置7台，井口管线350m，各类闸门、小阀门若干。按照每个平台投资2.5万元计算，则总成本为30万元。平均每个平台3口井，每口井日增气量100m3，则每个平台日增气量为300m3，本次改造的投资回收期大约需要2～3个月。

2.4优势

丛式平台井生产是该站的一大特点，捆绑进站的生产井数为52口，占开井总数的85%以上，这有利于工艺改造、现场管理和节省成本。

由于使用的是控套阀收气装置，所以在改造时只需将套管炮位末端断开后直接与收气管线连接，不必重新设计和安装井口工艺，同时还可利用井口闲置的小型空冷器装置，减少投资成本。

该站在改造过程中不需要铺设专用的收气干线，而是直接利用平台加热炉的供气管线，这样既利用了资源，又节约了成本。经过统计，该站可利用的管线长度1500m左右。

3　实施

改造以单井为基础、以平台为单位，具体细节为：勘察现场、确定方案→预设地面管线、设备→关闭油、套管闸门→套管炮位末端切断和地面管线碰头→闸门、管线验漏→投产使用。

改造后的套管气回收装置对套管气含量高的井效果明显，使套管气回收高效充分，抽油机运行更加平稳，抽油泵效明显增加。改造后的套管气回收装置既能保证油井正常生产，又能保证套管气大部分回收，降低了套管压力，使油套环形空间内液面的高度有所上升，增加了泵的充满程度，提高了泵效，从而增加了原油产量。改造后的套管气回收装置使套管气直接输入干线或用于井口加热，解决了收气困难的问题。

2011年9月开始进行地面设备改造，2012年8月全部完工，共涉及自然站2座、生产平台13个、稠油生产井38口。施工完成初期日产气量达到10000m3左右，效果显著。

4　效果评价

套管回收装置改造后，油井一些生产数据明显提高，从表1各项数据对比可以看出：平均单井套压降低了77%，已与系统压力趋平；随着平均单井套压的下降，平均单井产气量有了明显的提升，日产气量是改造前的3倍；另外，改造后单井动液面逐步增加，产液量小幅升高，热采周期进一步延长。

表1　套管气回收装置改造前后数据对比

自套管气回收装置应用以来，已累计增油2774t、增气137.8×104m3，根据经济效益成本计算，创效602.4万元

5　结论

1）通过套管气回收装置改造，原来由于套压高而引起的油套生产压差过大、抽油泵“气锁”等困扰生产的难题迎刃而解，油井产量和泵效有了显著的提高。

2）改进后的套管气回收装置，将套管气回收与进站液输送分离，避免了量油过程中气体对量油的影响，降低了生产管理难度。

3）改造后，油管闸门关闭、套管闸门常开，省去了频繁测取套管压力和开关套管闸门工序，尤其是在冬季生产过程中，套管气直接进站，减少了无控套阀冻堵现象。

［1］赵赢.稠油套管气回收研究及应用［J］.内蒙古石化，2014（10）：143-144.

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.002.009

2014-12-14）

卢山，2009年毕业于辽河职业技术学院，从事钻采工艺研究工作，E-mail：liaohejgc@126.com，地址：辽宁省凌海市锦州采油厂作业二大队，121209。