重质稠油生产井的工艺降压实践

倪威（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳518000）

某油田原油为高密度、高粘度、重质稠油，原油流动性差，出现多口油井电潜泵电机温度过高（电泵电机温度＞150 ℃TAHH)，井口无井液产出的状况。经诊断，主要原因为油藏地层压力低，地层能量不足；电潜泵选型不合适，排量大压头低，电泵长时间在低能效区运转，电泵工况变差等问题。该平台通过降低油井生产背压，间歇将油井导入平台低压闭排罐，以维持该平台正常生产。本文从油田地面工艺角度出发，开展地面工艺降压的设计评估，并进行现场工艺试验验证，提出工艺降压生产的操作方式，解决相关问题。

1 地面工艺系统降压设计与评估

（1）工艺管线校核，包括对生产/测试管汇、分离器进/出口管线流速校核。经校核，各单井和各管汇内的流速均低于冲蚀流速，单井出油管线、生产/测试管汇及管汇汇总管线满足降压操作需求。

（2）生产分离器校核，包括对生产分离器油、气、水三相处理流程校核。生产分离器原始设计压力为750Kpa，油处理能力为7850m3/d，气处理能力为2500Sm3/d，水处理能力为24000 m3/d。经校核，2019年及2022年降压操作，均满足生产分离器油、气、水处理需求。

（3）原油外输泵校核，包括对外输泵压头、排量，有效汽蚀余量校核。原油外输泵的处理量及外输压力、工艺管线和设备均满足降压生产要求(如图1所示)。

图1 原油外输泵性能曲线校核

在工艺评估基础上，油田开展针对生产工艺降压运行的MOC设计变更、TRA安全风险评估和SOP标准操作程序。

表1 降压前后产量对比

2 降压生产工艺测试

在保证平台安全生产前提下，将平台生产工艺系统整体压力阶梯式降低，压力每次降低20kpa，及时记录确保油井和生产系统各项参数数据，正常后再进行下一压力试验，经过前后两星期左右的阶梯式工艺测试，最终生产分离器操作操作压力由750Kp逐步降400Kpa。

测试效果明显，生产各油井回压均有降低，产液量有所上升（如表1所示），电机温度下降，含水保持稳定，各井电泵工况均有改善。

3 降压生产实践

3.1 降压生产计划

（1）至2018 年初降压工艺测试至今，平台生产分离器维持400-450KPa操作压力，正常生产运行。（2）该平台生产水系统投运前（约2020年以前），平台生产分离器生产操作压力继续降至200KPa-300KPa，与同类配置外输泵、生产水增压泵的该油田的另两个钻采平台工艺操作压力基本相同。（3）平台生产水系统投运后（约2020年以后），该平台通过增设生产增压水泵，以实现生产分离器维持永久性低压操作工况。

3.2 增设生产水泵调研

增设3 台生产水增压泵（2 用1 备）及相关配管的工程投资概算400万，先在平台生产水系统管线上改造预留水泵接入口，结合平台预测产水量，逐步配置生产水泵。

3.3 当前效果

（1）维持平台低产井正常生产运行：成功将A11H、A9H、A6H井（需要导入平台闭排罐生产）的油井导入正常生产流程，减少至停用平台闭排罐（事故储罐）正常进井液处理的工况。

（2）减少电潜泵故障率：平台周期性出现电潜泵温度高温问题，得到缓解，电潜泵温度下降并保持在较低合理状态，油井电泵设备运行状态得到改善，避免因电泵故障导致的修井作业。

（3）提高设施原油产量：经降压前后对比，生产工艺降压运行后，平台外输总液量提升约10%，每天贡献液量约合50-60方，贡献产油量20-25方/天。

（4）改善设施腐蚀环境：平台工艺系统降压后，生产分离器操作压力降低，增加原油脱气量，减少CO2腐蚀因子，改善生产分离器、海管内腐蚀环境。

3.4 经济价值

直接经济价值：平台工艺系统压力下降，各生产各油井回压均有降低，且产能提升。平台外输总液量提升约10%，每天多贡献产量约合60方，外输平均含水60%，折合原油24方。按照现在油价平均约70 美元/桶。每年的经济效益，按每年生产350天计算，折合2514万人民币/年。自2018年初降压生产，半年时间已产生经济价值近1257万元。

间接经济价值：减少平台电潜泵因高温故障，产生修井作业费用，单次作业费约150 万元估算，以目前4 口（A11H/A9H/A6H/A12H)，间接影响费用总计150*4=600万元

4 结语

生产工艺系统整体降压生产实践效果显著，解决某油田多口油井产能低，多口油井无法正常生产运行的困局。开展生产工艺系统整体降压实践，在稠油油田及类似品质油田具有应用前景。

近年来（2013 年以后），因经济评价，海上油田新项目多采用全压设计。全压设计无外输泵也无生产水增压泵的油气混输模式，或有外输泵但无生产水增压泵，设施生产分离器处于相对高压的操作状态，造成井下电潜泵、和地面溶解气过多，内腐蚀加剧等问题。建议尝试生产工艺系统整体降压的方案，解决海上油气生产的相关问题。