浅析串井流程应用现状及调整措施

2015-12-17王春阳

化工设计通讯 2015年1期

关键词：改进节能应用

王春阳

(大庆油田第七采油厂第一油矿，大庆市　163517)

浅析串井流程应用现状及调整措施

王春阳

(大庆油田第七采油厂第一油矿，大庆市163517)

摘要：随着葡萄花油田葡北区块采出液含水的增加，集输系统流动液体的流变性发生变化。为了进一步节能降耗，第七采油厂第一油矿在2013年夏末对某采油队三座计量间共36口油井进行单管冷输试验性改造，从1a多的管网运行情况看，取得了一定的节能效果，但也遇到了一些具体问题。就现阶段改造成果与问题进行分析，进一步探索出适用于本地区管网改造的具体参数界限与允许条件，为日后新流程推广做出积极探索。

关键词：串井流程；应用；节能；改进

前言

葡萄花油田葡北地区已进入中高含水期，区块采油速度低，含水高，开采成本剧增，开采难度加大，挖潜增效成为油田可持续发展和油田生产经营的重要课题。随着葡北油田采出液含水的增加，集输系统流动液体的流变性发生变化。为了进一步节能降耗，2013年第七采油厂第一油矿对某采油队共36口油井进行单管冷输及环状不掺水油井流程改造。

1基本概况

该采油队地处葡北四断块，管理面积11.5km2，辖有中转站一座、注水站一座、计量间6座、配水间6座，2013年改造前有油井78口，正常开井59口，水井48口，正常开井44口，改造前日产液504t，日产油56.2t，队属中转站平均回油压力0.52MPa，平均回油温度38℃。日平均掺水量1783m3，日平均自耗气量5137m3。

2串井流程改造后现状

跟踪对比3座计量间2013年8月新管网投产后至2014年10月生产运行情况，将产液量、含水率、管线总长度作为关键指标，可以看出：1#计量间1号串(3口井)及3号串(2口井)、4#计量间2号串(2口井)及5号串(3口井)管线运行正常，4个串总产液量较少(平均液量54t/d)，含水率正常(平均值82%)，平均长度不超过800m；而1#计量间2号串(4口井)、2#计量间1号串(7口井)、4#计量间1号串(3口井)、3号串(6口井)及4号串(4口井)管线运行异常，主要表现在油井井口回压升高较快，回油温度不稳定，管线容易卡堵等，5个串总产液量较大(115.4t/d)，含水率正常(平均值87%)，平均长度为1070m。

3串井应用优缺点

3.1　串井的适用条件

(1)油田进入高含水后期，含水原油转相成为水包油型乳状液，粘度大幅降低，流动性能变好，有利于低温集输。随着原油含水升高，管壁结蜡量降低，有利于低温输送。

(2)由于高含水时管壁形成水膜，阻碍了蜡晶体在管壁上的附着。因此，这一现象说明，原油达到高含水后，对管壁结蜡有抑制作用，有利于实现低温集油[1]。

3.2　技术优势

3.2.1节约建设资金

串井流程为单管回油流程，管线敷设为单根管线，在整体施工上节约管线成本，减少施工难度，可以大幅度节约建设资金。

3.2.2节约掺水量，节省站内自耗气

串井流程为不掺水回油流程，整个流程不掺水，节约管网掺水量，可有效节省站内加热炉负荷，节省站内自耗气。统计36口油井，与2012年同期对比两年累计节气1.15万m3，节电6.38万千瓦时。

3.3　现场存在问题

经过一年多的运行，串井流程主要问题即体现在管线压力不稳定，回压上升较快，使油井现场管理难度加大，增加打干线次数，甚至直接影响油井产量。

跟踪对比9个串井流程的运行情况，将回压上升速度、平均天数增加值、打干线次数及影响产量作为关键指标，可以看出：4个运行正常的串井流程回压上升均较慢，平均3个月上升2.5MPa，全年打干线2～3次，单井影响产量32t/d；而5个运行异常的串井流程回压上升均较快，平均30d上升2.5MPa，全年打干线5次，单井影响产量127t。

以4#计量间4号冷输串流程为例，其1a内回压表现如图1所示。

图1　1#计量间4号串管线回压汇总图

4对不稳定串井流程的改进分析

4.1　将所有回压不稳定串井流程增设掺水管线，改为双管集油

①接入掺水，使干线总含水量增加，使流体远离乳状液转相点，进一步降低其黏度；②干线回油温度上升，含水原油在较高的温度下会呈牛顿流体特性，使其粘滞力减弱，流动性增强，减少蜡或胶质等附着在管壁上的几率，使干线回压能在合理的范围内保持稳定慢升；③接入掺水后，针对回压上升幅度较大，频率较快的情况，可以采取随时掺水全开冲干线的办法，一旦发现回压值接近来水压力，那么立即将掺水全开以冲干线，回压下降幅度不大的，在冲干线时间上可以延长至24h以上，以尽可能的将管道壁蜡或胶质沥青质冲洗走，使回压值降至最小，维持油井正常生产。

4.2　如回压已经超过来水压力，则改用双管回油流程，增加管径减少压力损失

当干线回压超过掺水压力，环井流程无法正常掺水时，可以将来水线停掺，倒双管回油流程。

该办法等同于放大管径，采取低速输送。管线输油压力损失与管径的4次方成反比，适当放大管径能有效地减少压力损失，相当于降低黏度。葡萄花油区原油含蜡及胶质沥青质较高，其低温流动性受流态影响较小，低速流动时，对油气水分离和原油凝点影响不大，因而能降低管线回压，也较安全。按生产经验冷输回油管线内流速一般应小于0.8m/s。

图2　1#计量间2号串管线双管回油流程改进示意图

5总结

5.1　串井流程回压升高快慢与总产量有关，而与含水量关系不大

在设计降温集输多井不掺水工艺流程时，首先要考虑产量因素，在确定将某些距离较近的油井设计成为串井流程之前，先对各单井进行产量预测，选择一个在管道运行年限内可能出现的最大总产量值，若计算得总产量大于70t/d，则应将其拆分为两组串井流程或直接改为环状掺水集油流程。

5.2　适当的放大管径能有效降低回压上升速率

在进行乳状液原油输送管道水利计算时，应根据各井产量和含水率及含水率上升速度，选择一个在管道运行年限内可能出现的最高产量及粘度值。可以采取按表观黏度范围计算管径后再适当放大的方法，当该管线内含水率较低时，适当的放大管径能有效地减少压力损失，相当于降低黏度，并提高管路剩余能力。低含水率原油的低温流动性受流态影响较小，低速流动时，对油气水分离和原油凝点影响不大，因而放大管径能降低管线回压，也更安全。按生产经验，一般中低含水率原油回油管内流速应小于0.5m/s，即将管线直径增加至DN76、DN89及以上。