油田集輸系統(tǒng)和注水系統(tǒng)優(yōu)化簡化技術(shù)

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(chǎn)量約占我國原油產(chǎn)量的70%，是國家能源安全的重要組成部分。油田日常生產(chǎn)中，油田集輸系統(tǒng)負(fù)責(zé)將油井生產(chǎn)的原油輸送至煉油廠；注水系統(tǒng)為儲層補(bǔ)充能源，提高采收率。集水井系統(tǒng)是油田開發(fā)建設(shè)的重要組成部分，也是安全環(huán)保的重要組成部分。工程投資和日常維護(hù)費(fèi)用高，管理難度大。提高集水井技術(shù)水平，可以提高油田生產(chǎn)管理水平，從而提高油田開發(fā)的綜合效益，確保原油安全高效供應(yīng)。

1 油井軟件計量技術(shù)

長期以來，油井計量主要的方式方法還是傳統(tǒng)意義的人工測量，而且地表的石油匯集系統(tǒng)的工藝流程，以及現(xiàn)場布置情況等均與油井計量方式緊密相關(guān)。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(shù)。

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

性能譜測量的技術(shù)原理是將泵系統(tǒng)看作復(fù)雜的振動系統(tǒng)。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(zhuǎn)換為泵動力卡，建立鉆探系統(tǒng)的力學(xué)數(shù)學(xué)模型，將給定系統(tǒng)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(yáng)程，計算基礎(chǔ)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(fù)雜井況，對不同儲層類型進(jìn)行了功率圖計量先導(dǎo)試驗。目的是將液量計算模型與實際生產(chǎn)相結(jié)合，進(jìn)一步修改和完善數(shù)學(xué)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(shù)學(xué)模型進(jìn)行了優(yōu)化和完善，自動測量的相對誤差小于±10%，滿足生產(chǎn)要求。

在油井產(chǎn)量自動測量的基礎(chǔ)上，開發(fā)了集測量方法、測試技術(shù)、計算機(jī)技術(shù)和通信技術(shù)于一體的油井自動測量與監(jiān)控系統(tǒng)，實現(xiàn)了油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)的實時采集、工況監(jiān)測、數(shù)據(jù)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(jī)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(jī)的載荷和位移數(shù)據(jù)。數(shù)據(jù)傳輸?shù)竭h(yuǎn)程終端設(shè)備(RTU)，傳輸方式可以是無線傳輸或有線傳輸。RTU通過移動網(wǎng)絡(luò)將接收到的油井?dāng)?shù)據(jù)傳輸?shù)椒?wù)器。服務(wù)器配有數(shù)據(jù)接收軟件、系統(tǒng)監(jiān)控軟件和油井計量軟件，對采集到的數(shù)據(jù)進(jìn)行分析處理，獲得油井產(chǎn)量。

對于螺桿泵井，采用“速度法”、“系統(tǒng)能量分解法”和“溫度平衡法”相結(jié)合的方法，綜合考慮電參數(shù)、轉(zhuǎn)矩等影響因素，逐步將螺桿泵井產(chǎn)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(jié)流壓差法和電泵特性曲線修正法相結(jié)合，解決了油氣比敏感性強(qiáng)的問題，取得了良好的效果。

通過對計算模型的不斷改進(jìn)和現(xiàn)場試驗的應(yīng)用，最終形成了適應(yīng)不同提升工藝的油井軟件測量技術(shù)，可以取代傳統(tǒng)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(chǎn)。該技術(shù)突破了油田集輸系統(tǒng)優(yōu)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(zhuǎn)變

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

2 注水井智能控制技術(shù)

注水是成熟油田提高采收率的重要手段。注水井的計量調(diào)節(jié)方式?jīng)Q定了注水系統(tǒng)的工藝流程和布局。只有掌握注水井智能控制技術(shù)，才能取消配水站，簡化注水系統(tǒng)。

在注水系統(tǒng)優(yōu)化簡化初期，注水井采用恒流配水技術(shù)，從而將針對于注井的流量控制和生產(chǎn)數(shù)據(jù)的全自動遠(yuǎn)程采集變成了現(xiàn)實，但是，對于實現(xiàn)其閉環(huán)控制和遠(yuǎn)程控制的目的，這還遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠。為提高注水井自動控制水平，開發(fā)了注水井遠(yuǎn)程監(jiān)控系統(tǒng)，實現(xiàn)了注水井的閉環(huán)控制和遠(yuǎn)程控制。注水井遠(yuǎn)程監(jiān)控系統(tǒng)包括井口數(shù)據(jù)采集與控制裝置、數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)和注水管理平臺。注水井井內(nèi)安裝智能流量控制器和無線壓力變送器，注水井現(xiàn)場設(shè)置RTU。數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)可以采用有線或無線通信。在終端計算機(jī)上安裝注水井管理平臺，實現(xiàn)注水井產(chǎn)量的遠(yuǎn)程調(diào)整。

用戶通過注水管理平臺遠(yuǎn)程設(shè)置注水井的注水量和報警參數(shù)，并通過網(wǎng)絡(luò)將信息發(fā)送至RTU進(jìn)行識別和處理。RTU向智能流量控制器發(fā)送法律指令，智能流量控制器采用自動進(jìn)程識別算法自動調(diào)節(jié)閥門開度，并將瞬時流量、累計流量等相關(guān)數(shù)據(jù)傳送給RTU。無線壓力變送器將測量的壓力發(fā)送到RTU。RTU通過網(wǎng)絡(luò)將生產(chǎn)數(shù)據(jù)或異常報警數(shù)據(jù)(如累計流量、瞬時流量、油壓、套管壓力等)發(fā)送給數(shù)據(jù)處理服務(wù)器，并在服務(wù)器端自動生成實時數(shù)據(jù)及相關(guān)報表，通過局域網(wǎng)發(fā)布。注水井遠(yuǎn)程監(jiān)測調(diào)整過程如圖2所示。

圖2 注水井遠(yuǎn)程監(jiān)控調(diào)整流程

注水井遠(yuǎn)程監(jiān)控系統(tǒng)的構(gòu)建，不光對注井的注水量實現(xiàn)了控制精細(xì)化，并且大大減少了職工的工作強(qiáng)度，注水井的管理水平也隨之顯著提升，促進(jìn)了注水系統(tǒng)的簡化。目前，注水井智能控制技術(shù)已在某油田全面應(yīng)用，覆蓋率達(dá)到100%，日注水流量控制在日設(shè)定流量的±3%以內(nèi)。注水系統(tǒng)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(yùn)行成本。

2.1 油井不加熱輸送技術(shù)

油田進(jìn)入高含水開發(fā)期后，水力、熱力特性發(fā)生變化。通過采用特殊管道和工藝調(diào)整，可以實現(xiàn)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(qū)塊油井的常溫運(yùn)移極限。

2.2 非加熱運(yùn)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(jù)。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(guī)律。試驗結(jié)果表明，隨著含水量的增加，表觀黏度逐漸增大；當(dāng)超過相變點(diǎn)時，表觀黏度迅速下降，有利于實現(xiàn)非熱輸運(yùn)。表觀黏度與含水率的關(guān)系如圖3所示。

圖3 表觀黏度與含水率的關(guān)系

通過對X油田28個關(guān)鍵區(qū)塊的分析，98個典型單井水流變分析及單井集水井限值優(yōu)化，掌握了不同原油性質(zhì)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(shù)限值，為現(xiàn)場實施過程優(yōu)化和集輸系統(tǒng)簡化提供科學(xué)依據(jù)。確定了油田各油井未加熱輸送技術(shù)的技術(shù)界限，為簡化集輸系統(tǒng)提供了科學(xué)依據(jù)。

以油井井口背壓為控制條件，對集輸界限進(jìn)行了設(shè)置。當(dāng)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(jìn)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(jìn)行加熱和輸送。必須采取適當(dāng)?shù)拇胧缁瘜W(xué)轉(zhuǎn)化或管道轉(zhuǎn)化。

2.3 原油低溫輸送

原油凝固點(diǎn)是油氣集輸?shù)闹匾獏?shù)。大多數(shù)規(guī)范要求集熱溫度高于冰點(diǎn)；如果低于冰點(diǎn)，就會發(fā)生事故。然而，隨著油田開發(fā)的深入和含水率的不斷提高，出現(xiàn)了原油在冰點(diǎn)以下正常集輸?shù)默F(xiàn)象，這促使研究人員探討能否將新的溫度參數(shù)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(jié)構(gòu)研究和高凝高粘原油低溫運(yùn)移邊界研究，探索了低溫運(yùn)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(dāng)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(diǎn)，即粘壁溫度。結(jié)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(diǎn)36 ℃，通過粘壁試驗發(fā)現(xiàn)，粘壁溫度比冰點(diǎn)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(jìn)一步優(yōu)化原油輸送參數(shù)、降低集輸能耗提供了研究方向。下一步將繼續(xù)進(jìn)行粘壁試驗，促進(jìn)高凝高粘原油不加熱。

3 管網(wǎng)優(yōu)化與工藝流程簡化

隨著站場模式的改變，地面管網(wǎng)的布局也得到了優(yōu)化和簡化。單井集輸管線接油干線，根據(jù)產(chǎn)油量、含水率、原油物性等參數(shù)，采取高產(chǎn)液油井配低產(chǎn)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(wǎng)實現(xiàn)了徑向管網(wǎng)向分支管網(wǎng)的轉(zhuǎn)換，形成了油水井工藝模式的標(biāo)準(zhǔn)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(tǒng)管網(wǎng)變化如圖5所示。

圖5 注水系統(tǒng)管網(wǎng)變更

4 結(jié)語

通過關(guān)鍵技術(shù)的探討和應(yīng)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(tǒng)，減少了管網(wǎng)和工藝流程。這不僅降低了生產(chǎn)成本和運(yùn)行維護(hù)成本，而且節(jié)約了建設(shè)投資，對節(jié)能降耗有顯著影響；探索了提高老油田開發(fā)效率和可持續(xù)發(fā)展的新途徑。