單管通球集油工藝在大慶油田的應用效果分析

張娜（大慶油田工程有限公司）

單管通球集油工藝可以實現采出液的不加熱集輸，適用于含水率超過80%的油田老區開發。該工藝已經從實驗階段發展到了推廣應用階段，隨著該工藝的投入使用，使油田地面建設投資及運行成本進一步降低，經濟效益進一步提高，為大慶油田的可持續發展奠定了堅實的基礎。經統計，該工藝在大慶油田已經應用了1373口油井，主要應用在大慶油田老區第一至第六采油廠聚驅和高濃度油井。

1 單管通球集油工藝模式

1.1 單井單管通球集油工藝

該工藝為單井單管直接接入閥組間，每口油井井口設發球裝置1套，在閥組間設收球裝置，依靠井口回壓集油至轉油站。

1.2 井井串接單管通球集油工藝

該工藝為多井串聯支線接入閥組間，每口油井或每個集油串設發球裝置1套，在閥組間設收球裝置，依靠井口回壓集油至轉油站。

1.3 叢式井單干管通球集油工藝

該工藝為叢式井組單管接入閥組間，以叢式井組為單位各設發球裝置1套，在閥組間設收球及發球裝置，依靠井口回壓集油至轉油站。

2 單管通球集油工藝運行情況及效果分析

2.1 運行情況

本次對大慶油田第一至第四及第六采油廠的6個單管通球集油區塊實際運行情況進行了調查，具體情況見表1。

表1 單管通球集油工藝油井運行情況調查表

根據表1數據，總結如下:

1）產量及含水率。平均單井產液量在23.5～74.5t/d之間；平均含水率在85.9%～97.1%之間。從統計情況看，上述油井產液量及含水率均較高，適合采用單管通球集油工藝。

2）原油凝固點及油井產液進間溫度。原油凝固點在26.3～34.0℃之間；油井進集油間溫度在24.6～31.0℃之間，進間溫度與凝點間的差異在-5.8～1.8℃之間。

3）管道埋深分別為1m和2m，其中埋深1m油井和埋深2m的油井各占一半。

4）保駕方式多采用井口電加熱器。

5）從井口回壓分布看，井口回壓大于1.5MPa的油井占總井數的6.9%，井口回壓大于2.5MPa的油井占總數的1.1%。通過在高壓井井口設電熱器或加降黏劑等措施，使高壓井所占的比例降了5.3個百分點。

6）應用對象大慶長垣老區第一至第六采油廠聚驅和高濃度油井[1]。

2.2 運行效果分析

從整體調查情況看來，上述單管通球集油工藝油井平均井口回壓全部低于1.5MPa，均在設計壓力范圍內；高回壓油井占的比例較小，占總井數的6.9%；油井平均進間溫度與凝點間的差異在-5.8～1.8℃之間，多數都在合理運行參數范圍內。上述調查結果說明已投產的單管通球集油油井目前運行情況較好。

3 單管通球集油工藝存在的問題

根據調查結果，目前單管通球集油工藝最突出的問題有以下2個。

3.1 投球后，丟球現象時有發生

目前采用的通球方式有2種，分別是手動發球和自動發球，已投產的區塊多數采用的是手動發球方式，即將橡膠球采取手動的方式從井口發射，在閥組間統一接收，來達到清除管道淤積物，保障管道暢通目的。但在實際生產過程中所投球不能夠全部回收到收球筒，而且部分區塊丟球現象比較嚴重，如在杏1-3區西部Ⅱ塊的2座通球閥組間31口油井上投球43個，投球后2座閥組間只收回橡膠球17個，丟球率達到60.5%。

3.2 對于部分高回壓油井，投球后壓力反彈較快

個別井口回壓較高的油井，通球后壓力明顯下降，但短時間內又恢復到高壓狀態，如北三西西塊的1口油井通球后壓力下降至0.8MPa，但在4h內又升到2.3MPa，壓力反彈較快。

4 單管通球集油工藝的成效

采用單管通球集油工藝與雙管摻水集油工藝相比，生產成本和運行能耗得到了大幅度降低。

4.1 單井投資及運行費用對比

1）工程量及投資的差異采用單管通球集油工藝后，單井集油管道數量可降低近一半，站內新增建設規模可降低四分之一，此外相應增加收發球裝置、計量裝置、活動井口電加熱器等。綜合計算采用該集油工藝，平均單井投資降低約2.3萬元。

2）能耗對比采用單管通球集油工藝油井每年節約摻水耗氣1.64×104m3，節約摻水耗電0.31×104kWh，以標準煤計綜合能耗降低2.2×104kg，單井運行費用降低1.78萬元。為了防止井口凍堵采用井口安裝活動電加熱器保駕，單井增加年耗電0.86×104kWh，綜合能耗增加0.1×104kg標準煤，單井運行費用增加0.51萬元。

綜合節能效果：采用該集油工藝，平均單井綜合能耗降低2.1×104kg/a（以標準煤計），單井運行費用降低1.27萬元。

4.2 經濟效益與節能效果

大慶油田目前有1373口油井采用單管通球集油工藝，可節約建設投資16216萬元以上，節省年運行費用5089萬元，綜合能耗降低8130×104kg/a（經標準煤計），經濟效益和節能效果顯著。

5 結論及認識

1）從整體調查情況看來，已投產的單管通球集油工藝油井平均井口回壓在0.44～1.2MPa之間，均在設計壓力范圍內；高回壓油井占的比例較小，只占總井數的5%；油井平均進間溫度與凝點間的差異在-5.8～1.8℃之間，多在合理設計參數范圍內，上述調查結果顯示已投產的單管通球集油工藝油井目前運行狀況較好。

2）從目前存在問題看，針對投球不能全部回收以及部分高回壓井通球后壓力反彈較快的問題，需進一步研究解決措施，而對于地面設施容易凍堵的問題，則要進一步完善配套設施的配備。

3）采用單管通球集油工藝后，地面工程投資及運行費用得到了有效地降低，經濟效益得到了有效地提高。

[1]趙雪峰.單管集油工藝在大慶油田的應用實踐.油氣田地面工程,2012,31(5):54-56.