涠洲6-12油田投产方式优化方法

杨炳华（中海石油（中国）有限公司湛江分公司北部湾涠洲作业公司， 广东 湛江 524057）

涠洲6-12油田投产方式优化方法

杨炳华（中海石油（中国）有限公司湛江分公司北部湾涠洲作业公司， 广东 湛江 524057）

根据ODP设计，涠洲6-12油田由5口生产井进行开发。后新增3口调整井，2口探井也转为生产井。由于受变压器、电潜泵控制柜、生产井地面流程管线供货周期的限制，无法对3口新增井进行及时排液和生产。经过对现场资料的分析、理论核算和可行性评估后，采取了优化电气设备分配、租用临时电气设备清喷、租用临时生产管汇生产、理论核算生产参数等措施使新增生产井在缺少电气设备和地面配套设施的条件下，得到及时排液和稳产。

排液；动态曲线；水头损失；ODP

0 引言

涠洲6-12油田位于南海西部海域北部湾盆地涠西南凹陷东区，为中海石油（中国）有限公司湛江分公司和洛克石油公司合作开发的油田。油田构造受断层影响主要分为南北两个区块，南北两区块压力系统独立，均为正常压力系统。油田主要依靠边水驱动，具有一定的溶解气驱能量。ODP方案设计为5口生产井进行油田开发，南块生产井4口，北块生产井1口，另外预留5个井槽备用。构造北块领眼井A5H井完钻后， 新发现W3Ⅲ油组。经论证评估，决定北块新增A8、A9、A10H井3口生产井，南块A3、A7井2口探井也转为生产井开发。10口生产井全部采用电动潜油泵进行举升开采。

1 工艺流程及问题

1.1 工艺流程简介

涠洲6-12平台为无人驻守井口平台，该井口平台的简要生产流程为：生产井产出的井液汇总进入多路阀，多路阀将某一单井井液导入多相流量计进行单井油气水的计量，其它井的井液直接进入12寸9.6km外输海管，外输到中心油气处理平台进行油气水处理。该井口平台的工程设计是根据产量调整前的ODP方案进行的，生产井地面配套系统按照5口生产井进行设计，多路阀只有8个进液口（考虑到下游多相流量计故障、检修工作和新增生产井需要制作手动控制生产测试管汇接入多相流量计的需要，多路阀必须预留一个空位，因此，最多允许7口生产井接入多路阀系统）。因此，钻完井工作结束时，新增生产井缺少地面生产配套系统而无法完成排液清喷和生产。

1.2 存在问题

根据钻完井方案，该油田的钻完井顺序为：A5H—A2—A1—A4—A6—A8—A10H—A9—A7—A3井，A8、A9、A10H 3口调整井的变压器、电潜泵控制柜、生产井地面流程管线等基础设施受供货周期的制约而无法及时竣工，3口调整井完井后无法及时清喷生产。直接危害有：1）加剧完井液对近井壁地带地层的污染，降低近井壁地带渗透率，使生产井无法达到预期产能。2）造成产量损失，直接影响油田经济效益。

2 现场实施的投产优化措施

2.1 优化利用现场资源

该油田钻完井顺序为A8-A10H-A9-A7-A3井， A7、A3井是2口由探井转为的生产井，其变压器、电潜泵控制柜、地面流程等设施由洛克石油公司独资进行设备材料采购和安装施工，由于这两口探井转为生产井进行开发的开发方案制订比较早，因此，该两口生产井的地面配套系统材料已经准备完备，而A8、A10H、A9井3口调整井的地面系统材料受供货周期的制约，预计完井后5个月才能完成地面配套设备竣工。这就造成了先结束完井工作的2口生产井不能及时排液和生产，而最后进行完井的2口生产井地面系统闲置。通过对A8、A10H、A7、A3井电潜泵参数、变压器和变频器容量、ESD逻辑、现场施工工作量等因素的综合分析，制定了将A7井地面配套设施用于A8井、将A3井地面配套设施用于A10H井的工作方案。具体调整方案为：

（1）地面流程管线安装时，将A7、A3井的4寸地面工艺管线和井口控制盘到生产井单井的高低压开关、井下安全阀、地面安全阀的液控管线分别接入A8、A10H井。需要考虑现场施工整改的工作量和现有地面工艺管线材料数量是否满足整改要求。

（2）调整原A3、A7井变压器的变比，使与A8、A10H井电潜泵的额定电压吻合。调整前需要核对变压器的额定容量是否满足调整后电潜泵的要求。

（3）调整电潜泵控制柜变频器额定电压设置、额定电流设置、过电压保护、过电流保护、欠电压保护、欠电流保护等参数，调整前需要确认电潜泵控制柜的容量满足电动潜油泵的需要。

（4）将井口控制盘单井模块到ESP控制柜的ESD信号线、中控PLC系统到ESP控制柜的ESD信号线在相应两口井之间做相应对换，切换后要进行功能试验。

（5）将ESP的电流、电压、频率、运行状态等参数在中控监控电脑的显示状态做相应改变。启井后注意观察中控界面显示的参数是否与现场一致。

2.2 临时地面配套设施排液

A9、A7、A3井完井后，各井变压器、电潜泵控制柜、地面流程管线等设备材料需5个月以后才能到油田现场。在这3口生产井缺少地面配套系统的情况下，为了及时完成生产井排液清喷和基础资料录取，现场经过研究和论证，决定租用一套临时变压器、电潜泵控制柜，地面排液管线采用高压软管，完成了生产井的排液清喷，清喷后，将单井通过高压软管接入多相流量计进行单井计量，并完成生产井的深度清喷。

深度清喷结束后，停生产井电潜泵，发现3口生产井都具有自喷能力。通过钢丝作业，将3口生产井的Y堵头分别捞出，使其更好的保持自喷能力。

2.3 临时生产管汇自喷生产

通过对临时地面配套设施的排液清喷、生产测试和生产井基础资料进行分析，确认A3、A7、A9井投产初期具备充足的自喷能力。为了不延误油井的生产，保护油气层，现场提出了采用临时生产管汇保持此3口生产井自喷生产的构想。由于12寸原油外输下海管主管线只有一个预留口，A3、A7、A9井的井液必然需要汇流后进入外输海管。由于用油壬连接的管线材料现场只有2寸管线和3寸管线，3口生产井的产量配产要求为：A3井50方/天，A7井50方/天，A9井300方/天。A3、A7井配产产量较低，A9井配产产量虽然较高，但根据测试结果，该井自喷产量为100方/天左右，产量也不是特别高，综合考虑，现场决定A3、A7、A9井单井出来的生产管线用2寸管，3口生产井汇流总管线用3寸管。管线流程图如下：

图1 A3、A7、A9井临时生产管线图

A3、A7、A9井临时生产管线的配管方案是否满足生产需要，现场通过油气混输水力计算公式杜克勒Ⅱ法进行了理论校核。杜克勒Ⅱ法水力计算公式为：

12寸外输海管的下海管压力基本维持在1.5MPa左右，利用杜克勒Ⅱ法水力计算软件得

3寸直管段的压力损耗为0.02MPa，A3、A7、A9井两寸管段的压力损分别为：A3井0.005MPa，A7井0.005MPa，A9井0.007MPa。

对于管线弯头、变径管产生的水头损失，可以用以下公式计算：

计算得A3、A7、A9井的局部水头损失累计为：A3井0.065bar，A7井0.065bar，A9井0.26bar。 综上所述，A3、A7、A9井采用临时地面生产管线的水头损失为：A3井0.315bar，A7井0.315bar，A9井0.53bar。

A3、A7、A9井进生产主管汇的压力为15bar左右，临时管线的水头损失很小，故通过油嘴调控自喷产量，油嘴后临时管线的压力为16bar左右。现场临时管线的允许承受压力为100bar。由此可见，A3、A7、A9井单井出口采用2寸临时管线，汇管采用3寸油壬连接临时管线的配管方案能够满足3口生产井自喷生产的需求。

2.4 理论核算生产参数

A3、A7、A9井采用临时管汇进行自喷生产后，由于3口井是汇流后接入外输主海管的，因此，3口井自喷生产后无法进行单井产量计量。随着油井自喷生产的进行，以及台风停产的影响，各生产井的井底流压和油压不断发生变化。这就需要推算正确的油嘴尺寸，确保各生产井尽可能保持配产产量生产，避免开采速度过快而导致地层伤害和产能下降过快。

对于给定的油嘴尺寸，产量与压力的关系曲线通常可当做一条直线，称为油嘴动态关系曲线（Choke Performance Relationship，简称CPR曲线）。根据A3、A7、A9井的油嘴动态关系曲线，调整油嘴尺寸，根据各井油嘴前压力和油嘴后压力情况（油嘴后压力≈外输下海管压力+各井水头损失），可以基本估算各井产液情况，据此可以选择出A3、A7、A9各井油嘴尺寸，使其尽量符合油井配产方案要求。当台风关停、钢丝作业地层测压停井再恢复等引起井底压力发生变化的情况发生时，可以据此及时分析并选择合适的油嘴开度，确保生产井实际产量尽量符合油井配产方案要求。

3 优化措施效果总结

油田投产期间，针对现场遇到的实际问题，现场通过深入地分析研讨，创新工作思路，采取了以上四种调整优化措施，取得了很好的经济效益，具体如下：

①A8、A10井得到了及时清喷，减轻了钻完井液对油层的伤害；②A3、A7、A9井在地面配套设施未竣工的情况下得到及时清喷；③A3、A7、A9井在无法进行单井计量的情况下按照配产方案要求自喷生产，保护了油气层；④通过理论计算，确保了A3、A7、A9井地面流程临时管线生产的安全；⑤A3、A7、A9井在配套设施未竣工的情况下，稳产4个月，产油2.4万方，避免了油田产量损失。

4 结语

该油田投产期间采取的四项措施是在受到客观条件限制的情况下采取的临时资源优化措施，能否成功的应用，受到地面临时设备的准备情况和地层能量是否充足等条件的制约。当油井失去自喷能力时，油田产量会受到直接影响。采用的临时生产方案，无法对三口生产井进行产液量和产气量计量，单井产量只能靠理论推算大约估计，有导致地层能量下降过快或破坏地层胶结的风险。

建议工艺生产中遇到类似问题时，可以考虑利用该油田这种创新的工作思路，结合现场实际情况寻求问题的解决方案。但要注意，措施采取前应进行周密详细的分析、评估、论证和理论核算，避免发生损害设备或影响安全的事件发生。

［1］涠洲12-8W/6-12油田总体开发方案［M］.中海油研究总院.2010，11.

［2］刘建军，等.流体力学［J］.北京大学出版社，2006.01.

杨炳华，2006年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，采油工艺高级技师，现就职于中海石油（中国）有限公司湛江分公司涠洲作业公司，从事海洋石油开发工作。