油田集輸系統和注水系統優化簡化技術

張 佳，薛賽紅，李 陽，鄭 帥

(延長油田股份有限公司 七里村采油廠，陜西 延安 717100)

成熟油田產量約占我國原油產量的70%，是國家能源安全的重要組成部分。油田日常生產中，油田集輸系統負責將油井生產的原油輸送至煉油廠；注水系統為儲層補充能源，提高采收率。集水井系統是油田開發建設的重要組成部分，也是安全環保的重要組成部分。工程投資和日常維護費用高，管理難度大。提高集水井技術水平，可以提高油田生產管理水平，從而提高油田開發的綜合效益，確保原油安全高效供應。

1 油井軟件計量技術

長期以來，油井計量主要的方式方法還是傳統意義的人工測量，而且地表的石油匯集系統的工藝流程，以及現場布置情況等均與油井計量方式緊密相關。因此，全面實施在線油井測量是解決問題的“鑰匙”。某油田85%的油井為抽油井，其余油井為電泵井和螺桿泵井。因此，其主要開展抽油井的軟件測量技術。

抽油井軟件測量技術主要采用功率圖法油。通過功率圖技術、計算機技術和通信技術的結合，實現了油井容積的自動測量。功率圖法經歷了從拉絲法到有效行程法的發展過程；理論技術也從定性到定量發展。最后，結合泵漏、泵滿度、氣體影響等因素，將其發展成為目前油井測量技術的綜合診斷技術。

性能譜測量的技術原理是將泵系統看作復雜的振動系統。在一定的邊界條件和啟動條件下，通過將外部激勵(地板動力卡)轉換為泵動力卡，建立鉆探系統的力學數學模型，將給定系統的泵性能圖分割為不同的部分。計算井底攪拌條件，分析泵功率圖，確定泵的有效揚程，計算基礎的有效位移。

選取直井、斜井、出砂井、供液不足井、間歇油井、高氣井等多種復雜井況，對不同儲層類型進行了功率圖計量先導試驗。目的是將液量計算模型與實際生產相結合，進一步修改和完善數學模型，提高計算精度。在有效沖程、豐滿度、氣體影響、原油物性等因素的影響下，對數學模型進行了優化和完善，自動測量的相對誤差小于±10%，滿足生產要求。

在油井產量自動測量的基礎上，開發了集測量方法、測試技術、計算機技術和通信技術于一體的油井自動測量與監控系統，實現了油井生產數據的實時采集、工況監測、數據采集等功能，具有油井故障診斷和報警、自動生成報告等功能。

抽油機井上安裝有載荷傳感器和位移傳感器，能夠自動測量抽油機的載荷和位移數據。數據傳輸到遠程終端設備(RTU)，傳輸方式可以是無線傳輸或有線傳輸。RTU通過移動網絡將接收到的油井數據傳輸到服務器。服務器配有數據接收軟件、系統監控軟件和油井計量軟件，對采集到的數據進行分析處理，獲得油井產量。

對于螺桿泵井，采用“速度法”、“系統能量分解法”和“溫度平衡法”相結合的方法，綜合考慮電參數、轉矩等影響因素，逐步將螺桿泵井產量計算模型由體積法升級為綜合計算法，大大提高了測量精度。針對電泵井，將節流壓差法和電泵特性曲線修正法相結合，解決了油氣比敏感性強的問題，取得了良好的效果。

通過對計算模型的不斷改進和現場試驗的應用，最終形成了適應不同提升工藝的油井軟件測量技術，可以取代傳統的人工測試方法，取消計量站。員工可以掌握辦公室油井的生產。該技術突破了油田集輸系統優化簡化的瓶頸，改變了地面施工管理模式。油井測量方式變化如圖1所示。

圖1 油井計量由人工測試向自動測試轉變

目前，油田所有油井均采用油井軟件計量技術，取消了所有人工計量站。測量的相對誤差在±10%以內，滿足生產管理的需要。油井管理實現了自動化、數字化，油田建設投資和運行成本顯著降低。

2 注水井智能控制技術

注水是成熟油田提高采收率的重要手段。注水井的計量調節方式決定了注水系統的工藝流程和布局。只有掌握注水井智能控制技術，才能取消配水站，簡化注水系統。

在注水系統優化簡化初期，注水井采用恒流配水技術，從而將針對于注井的流量控制和生產數據的全自動遠程采集變成了現實，但是，對于實現其閉環控制和遠程控制的目的，這還遠遠不夠。為提高注水井自動控制水平，開發了注水井遠程監控系統，實現了注水井的閉環控制和遠程控制。注水井遠程監控系統包括井口數據采集與控制裝置、數據傳輸系統和注水管理平臺。注水井井內安裝智能流量控制器和無線壓力變送器，注水井現場設置RTU。數據傳輸系統可以采用有線或無線通信。在終端計算機上安裝注水井管理平臺，實現注水井產量的遠程調整。

用戶通過注水管理平臺遠程設置注水井的注水量和報警參數，并通過網絡將信息發送至RTU進行識別和處理。RTU向智能流量控制器發送法律指令，智能流量控制器采用自動進程識別算法自動調節閥門開度，并將瞬時流量、累計流量等相關數據傳送給RTU。無線壓力變送器將測量的壓力發送到RTU。RTU通過網絡將生產數據或異常報警數據(如累計流量、瞬時流量、油壓、套管壓力等)發送給數據處理服務器，并在服務器端自動生成實時數據及相關報表，通過局域網發布。注水井遠程監測調整過程如圖2所示。

圖2 注水井遠程監控調整流程

注水井遠程監控系統的構建，不光對注井的注水量實現了控制精細化，并且大大減少了職工的工作強度，注水井的管理水平也隨之顯著提升，促進了注水系統的簡化。目前，注水井智能控制技術已在某油田全面應用，覆蓋率達到100%，日注水流量控制在日設定流量的±3%以內。注水系統徹底取消了配水站，大大簡化了注水工藝，降低了工程投資和運行成本。

2.1 油井不加熱輸送技術

油田進入高含水開發期后，水力、熱力特性發生變化。通過采用特殊管道和工藝調整，可以實現不加熱輸送。通過對高含水原油的流變分析和水力計算，確定了不同區塊油井的常溫運移極限。

2.2 非加熱運輸極限研究

高含水原油的流變分析為原油的常溫輸送提供了理論依據。通過測定不同溫度、不同剪切速率、不同含水量下的表觀黏度，得到了表觀黏度的變化規律。試驗結果表明，隨著含水量的增加，表觀黏度逐漸增大；當超過相變點時，表觀黏度迅速下降，有利于實現非熱輸運。表觀黏度與含水率的關系如圖3所示。

圖3 表觀黏度與含水率的關系

通過對X油田28個關鍵區塊的分析，98個典型單井水流變分析及單井集水井限值優化，掌握了不同原油性質和不同含水率的流動特征，識別了某油田各油井。實施停熱輸送技術限值，為現場實施過程優化和集輸系統簡化提供科學依據。確定了油田各油井未加熱輸送技術的技術界限，為簡化集輸系統提供了科學依據。

以油井井口背壓為控制條件，對集輸界限進行了設置。當油缸背壓小于0.7 MPa的石油鉆井時，可在室溫下對單根管道進行集輸，孔頭壓力在0.70～0.76 MPa的石油鉆井可采取定期焊接等措施，對于壓降超過0.76 MPa的石油鉆井，不能進行加熱和輸送。必須采取適當的措施，如化學轉化或管道轉化。

2.3 原油低溫輸送

原油凝固點是油氣集輸的重要參數。大多數規范要求集熱溫度高于冰點；如果低于冰點，就會發生事故。然而，隨著油田開發的深入和含水率的不斷提高，出現了原油在冰點以下正常集輸的現象，這促使研究人員探討能否將新的溫度參數定義為原油安全輸送的極限值。

某油田開展了原油乳化特性研究、乳化液微觀結構研究和高凝高粘原油低溫運移邊界研究，探索了低溫運移的可行性。研究證明，高含水原油在輸送過程中，隨著溫度的降低，油層逐漸增厚。當溫度下降到一定溫度時，凝析油的厚度增大，流體的沖刷力不能沖走稠油，造成油井背壓升高。此時，溫度低于冰點，即粘壁溫度。結果表明，隨著含水量的增加，粘壁溫度逐漸降低

圖4顯示了A井的貼壁試驗。A井冰點36 ℃，通過粘壁試驗發現，粘壁溫度比冰點低6～24 ℃。

圖4 A井貼壁試驗

粘壁溫度的存在從理論上支持了低溫集輸，為進一步優化原油輸送參數、降低集輸能耗提供了研究方向。下一步將繼續進行粘壁試驗，促進高凝高粘原油不加熱。

3 管網優化與工藝流程簡化

隨著站場模式的改變，地面管網的布局也得到了優化和簡化。單井集輸管線接油干線，根據產油量、含水率、原油物性等參數，采取高產液油井配低產液油井、高含水油井配低含水油井等措施，改善不加熱輸送的水力條件。單注井管線接入干線。

集輸注水管網實現了徑向管網向分支管網的轉換，形成了油水井工藝模式的標準化工藝模式，工藝流程大大簡化，單井管平均長度減少55%；注水系統管網變化如圖5所示。

圖5 注水系統管網變更

4 結語

通過關鍵技術的探討和應用，簡化了計量流程和單井集油流程，取消了計量站，停止了摻水系統，減少了管網和工藝流程。這不僅降低了生產成本和運行維護成本，而且節約了建設投資，對節能降耗有顯著影響；探索了提高老油田開發效率和可持續發展的新途徑。