试析井区增产及地面输送设备配套升级的可行性

李建强 李永梅 刘赛(大港油田公司第五采油厂， 天津 300283)

试析井区增产及地面输送设备配套升级的可行性

李建强 李永梅 刘赛(大港油田公司第五采油厂， 天津 300283)

油田在生产过程中，随着油井提液增产，井区的总产液量不断提升，其配套的输送设备也要随之升级，这样才能满足油井产出液与外输量的平衡，也就是采输平衡。

油井；增产；输送设备；配套升级；可行性

1 前言

在油田开发过程中，保持油井产液量与地面输送能力相匹配是保证产输平衡的基本条件。油田各类场站的建设规模，是根据油田开发设计的要求来确定的，一般该工程的适应期与油田调整期相协调一致，一般为5-10年。即在配套地面输送设备时，其输送能力也要考虑到油井产液变化，特别是在有增产需求或有提液潜能的地区，必须使地面输送能力满足现有以及未来增产后油井产液量的需求。

下面就某井区的提液增产潜力与其地面配套输送泵升级的可行性进行分析，使升级后的混输泵满足该井区产液外输的需求。

2 井区站场基本概况

目前， 1号井区目前生产油井数量为10口，开井数量为9口，日产液量320m3/d，日产油量30.5吨，综合含水90.6%；水井数量为4口，开井数量为2口，日注水量60m3/d。2号井区日产液量120方。另有地面工程配套的接转站一座，该站有双螺杆混输油泵2台，承担2个井区油井产出液的中转外输任务。

3 井区增产分析

(1)10-1井，泵升级提液60 m3/d。提液依据如下：①剩余可采储量大：含油面积：0.028km2，地质储量：16.68×104t，剩余可采储量： 3.74×104t。②地层能量充足。泵深1401.39m，动液面240m，沉没度1161m，沉没度较大，有提液潜力。③邻井提液后供液良好：港10-1井自2010年投产(不防砂)以来，至今未作业，取样化验无砂；邻井港10-2，不防砂生产，2009年投产以来稳产至2016年10月，因措施才实施作业，作业过程中，杆管无偏磨，冲砂作业只有0.096方地层砂。④提液后含水不会大幅上升。

(2)10-3井，换泵提液40 m3/d。提液依据如下：①砂体发育厚度大，单井控制剩余储量多。含油面积：0.07km2，砂体厚度：15.7m地质储量：14.8×104t，剩余可采储量： 3.44×104t。②位于构造底部位邻井，含水较低。③地层能量充足，有提液潜力④沉没度较大，供液充足。泵深1338.2m，动液面71m，沉没度1267.2m。

(3)自喷井10-5井补层转抽油机生产。①压力显示：该井开井初期，油压回压压差在0.3左右，中期压差在0.15左右，自喷生产至末期后，油压回压基本持平。2016年10月20日关井4h，压力上升到1.8MPa，开井后压力迅速下降致与回压基本持平。②历次清蜡经验：该井自喷生产清蜡初期，清蜡周期3次/周，中期时2次/周，生产至末期时1次/周，且清蜡速度较快。③冬季生产时，由于该井开井初期气量较大，不能直接进外输泵生产，所以，该井单井铺设一条越站管线，管线长度在600m，由于目前该井处于放喷状态，油压回压基本持平，不能保证该井正常出液，管线极易发生冻堵，造成损失。该井目前自喷生产能量低，补层合采生产，由此可提液50m3。

除上述措施外，目前已明确的措施如：10-6提液至100 方(地质设计已出)，增加70方，两口井措施后液量净增加130 m3/d。 还有10-7、10-8要视这两口井提液效果实施相同提液措施，预计2口井净增液240 m3/d左右。

4 接转站混输泵配套升级分析

(1)地面工程基本概况。该地区地面工程配套接转站1座，承担2个井区油井产液的中转输送任务。该接转站输送方式采用油气混输的方式，即在不进行油气分离的前提下，通过油气混输泵将油井产出液及气相成份提升压力后一同输送至下游站。该站外输泵采用的是2LYQB型双螺杆混输泵。该螺杆泵的特点：流量连续均匀、工作平稳、脉动小、流量随压力变化很小。具有良好的自吸性能，即使在含气量很高时也不影响排量，适用于输送高粘度的油品。且由于其无离心泵存在的汽蚀问题，故在油田广泛用于油气混输。

该站两台混输泵的运行方式为一运一备，均采用变频控制，其变频器的对比值信号采集自混输泵泵前的进口压力值，通过对比差值来调整混输泵排量的大小，从而保证泵前来液压力稳定在0.3MPa以下。其中，1#双螺杆混输泵的额定排量为50m3/h，2#双螺杆混输泵的额定排量为39m3/h。日常生产时运转1#泵。2#作为备用泵，只在1#泵修保时运行。目前两个井区总的日产液量在450-550m3，最高达到600m3，瞬时流量达到了27m3/h。

(2)输送泵升级的可靠性分析。通过前面对1号井区所属油井提液可行性的分析，预计1号井区在原有产液量的基础上，可再提液：300m3/d。既而两个井区总的产液量将达到900m3/ d。若在提液后，运行额定排量为50m3/h 的1#混输泵时，进口压力可在0.26MPa，出口压力达到1.3 MPa，运行电流为53A，运行频率为32Hz。该仍可满足该地区外输生产的需要。

但2#混输泵的情况就不同了。在目前未提液的条件下，若1#混输泵维护保养，启用运行额定排量为39m3/h的2#混输泵，其进口压力将会升至0.4 MPa(最高到0.7 MPa)，出口压力仍为1.3MPa，运行电流76A，运行频率将达到50Hz满频运转。显然，该泵不能满足该地区外输生产需要。在这种情况下，2#混输泵排量已达到满负荷运转，其外输能力已捉襟见肘。若随后期开发油井日产液量逐渐上升，运行该泵将制约了油井提液措施的实施。

经上述井区提液及目前地面输送泵现状等问题的分析，对2#混输泵进行升级，其额定排量由目前的39m3/h升级至50m3/ h，可满足该地区提液后900-1100m3/d左右液量的外输任务。

5 结语

通过对油井潜在提液能力的分析，将其未来总产液量与现有输送设备的输送能力进行对比分析，确定地面输送设备配套升级方案。保证输送能力满足未来增产后总产液量的外输需要，达到产输平衡。