葡北油田系統調整改造的整體認識與效果分析

仇偉（大慶油田有限責任公司第七采油廠規劃設計研究所）

葡北油田于1979年投入開發，是第七采油廠的主力油田，經過30年的開發建設，綜合含水已達到90%以上。自1988年一次加密以來，建成聯合站2座，轉油站13座，計量間87座，管轄油井1207口、水井593口，單井產液量16.86t/d，單井產油量1.55t/d。由于注采關系的調整，使得計量間轄井數減少，地面設施腐蝕老化嚴重，安全隱患突出，嚴重影響了油田的正常運行。另外，雙管摻水流程集輸能耗較高，需外引氣補充，增大了油田運行成本。針對葡北油田存在的以上問題，對葡北油田進行系統調整改造，采取單管冷輸集油模式，總體規劃，分步實施，優化布局，簡化工藝，大幅度地降低投資和能耗。

1 葡北油田系統調整改造實施情況及現場應用效果

隨著油田開發的深入，綜合含水不斷上升，為了降低生產能耗，第七采油廠陸續開展了井口出液溫度普查、管輸介質流動狀態觀測、延長清蠟周期試驗、井口回壓與產液量的關系分析、油井降溫集輸參數控制，以及地層溫度實際監測等一系列試驗，通過對試驗結果的總結分析，2006年選取了葡萄花油田北部區塊具有代表性的809計量間7口油井開展了單管冷輸技術現場試驗。對不同產液量及含水率、深埋保溫與不保溫做了實驗對比，通過現場試驗情況，結合理論計算，初步確定了不摻水單管冷輸工藝的選井條件及適用原則：將首端井的選井界限設定為產液量大于18t/d，含水率大于80%；將管線埋深設定為深埋2.0m，確保管線在凍土層以下，即使冬季最冷時，仍能保證管線所在處地溫不小于2℃；取消摻水后，為了保證井口回壓在合理范圍內，每一個集油串都嚴格結合葡北油田井口出液溫度，嚴格計算集油半徑，每個串的井數不超過5口；保留轉油站至集油間的摻水管線，確保油井產出液的流動性，保證集油系統穩定。

1.1 葡北8#站、10#站地區

冷輸試驗油井成功越冬后，2008年在葡北8#站、10#站、12#站地區進行系統調整改造，推廣應用不摻水單管冷輸集油工藝。采用單管多井串聯不加熱流程與單管環狀摻水流程相結合的集油工藝，將10#站與12#站合并為新葡北10#站，24座計量間合并為11座集油間，21個集油串78口井采用單管串聯不加熱流程（圖1），24個集油串82口井采用單管樹狀不加熱流程（圖2），7個集油環25口油井采用單管環狀摻水流程（圖3）。

圖1 單管多井串聯不加熱集油流程示意圖

葡北8#站、10#站改造后，生產運行基本平穩。葡北8#站2008年11月3日投產至今，油井都在設計回壓1.5MPa范圍內運行，油井回油溫度范圍在17～32℃之間，部分油井出液溫度小于原油的凝固點25℃，仍能正常生產。葡北10#站2008年9月15日投產后，只有8口井的井口回壓超過了設計回壓1.5MPa，最高達到了2.38MPa，分析原因是油井產液量較高，集油管線管徑小，導致管道內輸送壓力高；將管線擴徑后，8口油井的回壓均恢復到正常范圍內，油井的回油溫度最高能達到43℃，最低為19℃，只有9口油井的出液溫度小于原油凝固點25℃，油井均能正常運行。

圖2 單管多井樹狀不加熱集油流程示意圖

圖3 單管環狀摻水集油流程示意圖

1.2 葡北9#站地區

2009年對葡北9#站地區開展系統調整改造，采用單管多井串聯不加熱流程與單管環狀摻水流程相結合的集油工藝，將7座計量間合并為5座集油間，24個集油串64口油井采用單管串聯不加熱流程，2個集油環5口油井采用單管環狀摻水流程。

葡北9#站于2010年9月底投產，投產后有13個集油串36口油井出現回壓較高的情況，油井井口回壓高達7.55MPa，化清周期最短的僅為4天。

針對葡北9#站出現的問題，積極進行現場調研、取樣化驗，尋找出現問題的原因及相應的解決措施。最終發現導致葡北9#站地區部分油井回壓升高的主要原因有以下3方面：

1）由于葡北9#站地區油井大部分位于水泡子及低洼地中，管線施工時，無法保證深埋2.0m的要求；同時，管線周圍的土壤濕度較大，而管線未做保溫處理，導致管內熱介質與冷管壁的徑向溫差較大，致使管線內壁結蠟嚴重，流通口徑變小。對此，已在2011年的改造項目中將情況類似的葡北6#站與葡北11#站地區的冷輸單井管線改為保溫管，目前2個站的油井已投產運行，尚未出現回壓升高現象。

2）集油間設計采用標準化，集油串進間管線規格有DN80、DN100，而間內閥組規格均為DN50，造成節流憋壓，使油井回壓上升。針對這種情況，已將葡北9#站地區存在以上問題的集油間內閥組安裝了旁通（圖4），目前葡北9#站地區油井回壓均已在正常范圍內。

圖4 葡北9#站站內集油閥組流程改造示意圖

3）施工過程中個別管線對接的地方開口較小，造成節流憋壓，使油井回壓上升。針對這種情況，結合回壓高的油井出現的位置，排除其他可能造成回壓升高的原因，重新將管線切開進行開孔（圖5），改造后，部分油井的回壓恢復到正常范圍內。

圖5 管線對接處開孔尺寸示意圖

目前葡北9#站的69口油井回油壓力均在設計壓力1.5MPa以內，回油溫度范圍在12～32℃之間，部分油井出液溫度小于原油的凝固點25℃，仍能正常生產。

1.3 葡北6#站、11#站

2010—2011年對葡北6#站地區分2年進行系統調整改造，同時2011年對葡北11#站地區進行了系統調整改造。

葡北6#站地區將10座計量間合并為5座集油間、1座巡井間，共改造油井105口。布置不摻水單管冷輸集油串12個，轄油井44口；集油鏈1個，轄油井22口；布置環狀摻水集油環10個，轄油井39口。

葡北11#站地區將8座計量間合并為5座集油間，改造油井46口。布置不摻水單管冷輸集油串12個，轄油井38口；布置環狀摻水集油環2個，轄油井8口。

葡北6#站、11#站地區油井于2011年9月陸續投產，投產至今生產運行平穩，油井的回油壓力均在設計壓力1.5MPa以內，回油溫度在16～33℃。

2010年首次在葡北6#站地區開展高寒地區二級布站試驗，取消計量間，將原607計量間改造為2號巡井間，使油井產出液直接集輸至轉油站。為了避免二級布站試驗出現問題影響生產，保留原607計量間至葡北6#轉油站的摻水管線，若冬季回油溫度過低，影響集輸效果時，可以恢復站間摻水，保證冬季生產；同時，為了避免單井停井造成這個集油鏈的停產，在每個小集油串與集油鏈對接的地方安裝切斷閥，將停井的影響減到最小（圖6）。

圖6 葡北6#站二級布站流程示意圖

葡北6#站2號集油鏈于2010年8月31日投產，投產至今，只有2口油井（93-47、92-47）的回油壓力超過設計壓力1.5MPa，最高時達到3.8MPa。分析原因是因為這2口井因為作業措施，液量上升至178t/d，而初期設計液量僅為78t/d，導致設計管線管徑偏小而憋壓，目前已采取相應措施處理，能夠正常生產，其他油井的回油壓力均在正常范圍內（表1）。

表1 2號集油鏈的生產參數統計

續表1 2號集油鏈的生產參數統計

從目前的生產情況來看，2號集油鏈的各項生產參數基本都在正常范圍以內，由此可以推斷，在單井產液量高、含水高且地理環境較好的區域，若選擇合適的集輸管徑，采取管線深埋的敷設方式，可以推廣應用二級布站的集輸模式，在集油工藝簡化及節能方面具有非常好的前景。

2 葡北油田系統調整改造的效益分析

葡北油田開展系統調整改造工程以來，將6座轉油站合并為5座（葡北12#站與葡北10#站合并為新葡北10#站），將49座計量間合并為26座集油間，將葡北地區6個采油隊的404口雙管摻水流程的油井調整為327口采用單管冷輸集油工藝井、77口采用環狀摻水集油工藝井。這不僅解決了老站腐蝕嚴重的問題，還消除了生產中存在的安全隱患，更提高了系統的運行效率，簡化了站外系統的集油工藝，使耗電量、耗氣量明顯降低。

通過合站、合間的方式對站外集油系統重新布局，通過集油工藝的調整，將雙管摻水集油流程調整為單管冷輸與單管環狀摻水集油工藝相結合，比全部采用環狀摻水集油工藝節省一次性投資1899萬元。取消單井摻水后，站內耗電量、耗氣量明顯減少，大幅降低了生產運行成本，平均降低成本18.29元/t。

為了對比葡北油田系統調整改造前后的經濟效益，對每個站的生產參數進行了統計對比（表2）。葡北8#站、10#站、9#站的參數均取自改造前當年的11月份與改造后當年的11月份生產報表。葡北6#站、11#站由于投產時間較晚，故生產參數取自改造前當年的10月份與改造后當年的10月份生產報表。

從表2可以看出，葡北油田系統調整改造后比改造前日摻水量平均降低810m3，年節省摻水量97.19×104m3；考慮油井出液溫度及含水率的變化，摻水溫度及閥組間回油溫度均有所下調；轉油站日耗氣量比改造前平均節省了3068m3，預計年可節氣368.15×104m3；日耗電量比改造前平均節省了1245.8kWh，預計年可節電147.47×104kWh；轉油站外輸液量比改造前平均降低了248.8m3/d，外輸油量基本保持平穩；預計年節省運行費用485.74萬元，降低噸油成本18.29元。其中葡北6#站采用“二級布站”的22口油井日減少摻水360m3，日可節約電量231kWh，日節約天然氣844.8m3。截至目前，累計減少摻水9.8×104m3，節約電量6.31×104kWh，節約天然氣23.063×104m3，節省運行費用41.1萬元。

表2 葡北油田系統調整改造前后參數對比

3 葡北油田系統調整改造的整體認識

通過4年的摸索及經驗積累，總結出一套適用葡北油田的集油模式，既能簡化工藝，降低投資，實現節能降耗的目標，又能保證生產平穩。

◇用產液量高的油井帶動產液量低的油井，實現低產液井的不摻水單管冷輸集輸，降低能耗。

◇產液量低的油井形成叢式平臺，提高產液量，可以作為首端井，帶動周圍低產液井，擴大冷輸工藝的應用范圍。

◇針對產液量不低于18t、含水大于80%、地勢復雜不適于串聯掛接的冷輸油井，采用樹狀掛接的方式。

◇對于油井相對分散，產液量及含水均較低的油井，采用單管環狀摻水工藝，以少量摻水保證多口油井的集輸。

◇對于葡北油田冷輸工藝中個別產液量及含水偏低的油井，輔助以井口電加熱的方式，確保單井集油順利進入系統。

◇低洼地及水泡子周圍的油井不適合采用不摻水單管冷輸工藝，宜采用環狀摻水集油工藝。

◇井口采用絕熱保溫立管，配備電磁解凍裝置等配套工藝，能保證冷輸油井的冬季運行。

◇通過葡北6#站2號集油鏈的試驗，證明外圍油田高含水油井可以實現二級布站，采用不摻水單管冷輸工藝，目前轄井數可以達到22口，但每個小集油分支需要安裝切斷閥。