大港南部油田集油工艺优化研究

李青 李智慧 任连财 刘平 谢焜

1大港油田采油工艺研究院 2渤海钻探井下技术服务分公司3大港油田采油三厂

大港南部油田集油工艺优化研究

李青1李智慧1任连财2刘平3谢焜1

1大港油田采油工艺研究院 2渤海钻探井下技术服务分公司3大港油田采油三厂

随着大港南部油田综合含水的不断上升，地面系统生产设施经过多年的运行，加热集输负荷大，系统能耗呈现大幅上升趋势。结合南部油田掺水井的产液、含水、温度等生产参数，优化出适合高凝高黏油田高含水期的四种集油工艺，分别为单管串接常温输送、高温电泵井反带掺水、远端井掺水串带和油井就地切水回掺。在对集油工艺技术的优化研究及试验区试验成功的基础上，通过应用效果的跟踪分析总结认为，大港南部油田高含水开发期优化的四种集油工艺，比目前南部油田运行的掺水工艺有较大的优势，即在满足正常生产的前提下，运行费用减少，系统规模缩小，工人劳动强度下降。

常温输送；掺水；电泵井；高凝原油

1 集油系统现状

大港南部油田主要由枣园、王官屯、小集、舍女寺等七个油田组成，目前日产液量约46 022 m3（含掺水），产油量约4 351 t/d，掺水量约11 729 m3/d。南部油田原油物性较差，主要表现为高凝、高黏和高含蜡（平均凝固点为31.3℃，凝固点最高的达到50℃；平均黏度为813 mPa·s，黏度最大达到18 000 mPa·s；平均含蜡22.6%，含蜡量最高的达到31.7%）。开发30余年来，地面集油一直采用的是双管掺热活性水工艺，目前已建掺水点12座，集油干线193.3 km，掺水干线159.4 km，单井集油管道405.83 km，单井掺水管道396.27 km。

随着南部油田综合含水的不断上升（目前平均综合含水达88%左右），地面系统生产设施经过多年的运行，加热集输负荷大[1]，系统能耗呈现大幅上升趋势，年掺水量约493×104m3，年耗气约396×104m3，年耗油984 t，年耗电330×104kW·h。

2 集油工艺优化

大港油田南部油田原油大部分属于高凝原油，集输难度大[2]。根据原油黏度，将其划分为高凝稠油、高凝高黏、高凝中黏及高凝低黏原油。

南部油田高凝原油能否正常集输的判定标准以单井至计量站外输干线之间的摩阻损失0.7 MPa为界线（目前计量站的平均输送压力为0.5 MPa，控制井口回压不大于0.7 MPa）：①小于0.7 MPa认为可以正常集输；②大于0.7 MPa为困难集输，需要采取措施，如定期通球清蜡、化学改性及“串接”等措施。

南部油田有31口掺水井可直接采用单管常温输送工艺。针对剩余掺水井，在室内实验的基础上，结合南部油田掺水井的产液、含水、温度等生产参数，优化出适合高凝高黏油田高含水期的四种集油工艺，分别为单管串接常温输送、高温电泵井反带掺水、远端井掺水串带和油井就地切水回掺。

2.1 单管串接常温输送

枣2、9、20站试验区所辖计量站3座，生产油井29口，日输液1 640 m3，平均综合含水高达92%，原油物性属于高凝稠油（密度0.907 g/cm3，50℃时原油黏度300～800 mPa·s，凝固点为30～37℃，胶质沥青含量为26.5%～35%）。油井含水范围较宽：含水在20%～65%的有9口井，占开井数的31%；含水在65%以上的有20口井，占开井数的69%。管线设施腐蚀老化：计量站运行近20年，站内部分设施已不同程度腐蚀，高温掺水加剧了管线腐蚀程度，导致漏失频繁，污染严重[3]。

（1）工艺方案部署。该试验区应用新型计量技术停运计量站，通过工艺优化实现单管常温，停掉掺水系统，改造单井管线6.9 km，井口流程29口。

（2）实施效果。数据跟踪显示，投产后生产运行正常，单井回压平均值由0.75 MPa下降到0.65 MPa，管网长度减少了22.3 km，管网月漏失次数减少24次，日掺水量减少240 m3，年节约费用77万元。

2.2 高温电泵井反带掺水

小集油田建有集中处理站1座，计量站12座，生产油井81口，其中电泵井56口，占总井数的69%；日产液量6 300 m3，日产油504 t，日掺水量1 000 m3，平均综合含水88%，系统来液进站温度平均72℃。该油田地面系统暴露的主要问题就是掺水系统管网漏失严重，仅2006年造成的污染赔偿费达到22万元，而且小集联合站配套的掺水系统运行能耗高。

（1）工艺方案部署。该试验区以每座计量站为单元，应用电泵反带掺水系统工艺技术，就地切水为本地油井伴掺集输，新建电泵液分离装置8套，更新电泵井管网8 km，并安装电泵井井口计量装置11套，实现了小集联合站掺水系统以及供掺水干线的停运。

（2）实施效果。数据跟踪显示，油井基本正常生产，反带掺水的电泵井回压平均上升0.1～0.3 MPa，减少掺水量500 m3/d，减少系统掺水管道20.9 km，减少系统掺水管道月漏失16.4次，减少更换管道4.6 km，年节约费用209万元。

2.3 远端井掺水串带

自2站试验区所辖计量站2座，生产油井20口，日输液1 469 m3，日掺水560 m3，原油物性属于高凝稠油（密度0.907 g/cm3，50℃原油黏度3 195 mPa·s，凝固点为30℃，含蜡量为10.9%）。油井地层产液含水范围较大，其中含水为40%以下的有6口井，占总井数30%；含水为40%～60%的有11口，占总井数55%；含水为60%以上的有3口，占总井数15%。该站地面设施腐蚀老化严重，管道漏失频繁，造成严重的污染情况。

（1）工艺方案部署。该试验区应用新型计量技术停运计量站；通过工艺优化减少掺水生产井，缩小掺水系统规模。20口单井采用串接或T接方式，形成3个串井和6口T接井进系统干线生产，串井的源头井由于产液低、物性差伴掺生产。该工程更新集油管道DN150复合管1.1 km，新建集油延伸管道0.45 km；改造单井集油管道2.2 km、掺水管道1.6 km和20口井的井口流程。

（2）实施效果。数据跟踪显示，投产后生产运行正常，单井回压均值由0.55 MPa下降到0.43 MPa，简化后减少单井油水管线9.03 km，减少日掺水量245 m3，减少单井月漏失次数20次，年节约费用55万元。

2.4 油井就地切水回掺

王14站位于官104油田西南端，是该油田西南最远的1座计量接转站。该站所辖生产油井12口，掺水由官二联掺水系统供应，目前日外输液量617 m3，掺水量100 m3/d，掺水温度67℃。该站系统掺水管道为2001年12月投产的Ø114 mm×6 mm泡沫保温钢管，自2006年即开始漏失，至今已累计漏失28次。频繁的漏失不仅严重影响油井生产，而且对周边耕地造成严重污染，污染赔偿费用高。

（1）工艺方案部署。该试验区在王14站新建切水分离装置（利用计量分离器行改造），掺水泵和掺水加热炉，进站来液首先去分离器进行三相分离，分离后的含水油通过混输泵外输，切出的污水经过掺水泵提压、加热炉加热后进入邻近掺水管网，气至加热炉作为燃气。

（2）实施效果预测。该工程预计减少掺水量100 m3/d，减少系统掺水管道3.4 km，减少系统掺水管道月漏失7次，年节约费用36万元。

3 结语

在对集油工艺技术的优化研究及试验区试验成功的基础上，通过应用效果的跟踪分析总结认为，大港南部油田高含水开发期优化的四种集油工艺，比目前南部油田运行的掺水工艺有较大的优势，即在满足正常生产的前提下，运行费用减少，系统规模缩小，工人劳动强度下降，但是四种技术的适用条件和范围存在一定差异，具体为：

（1）单管串接常温输送工艺最佳，可以停运掺水系统，关停计量站，地面配套管网最少，运行费用最低，油井回压降低，工人劳动强度最低；但是投资相对较高，组织管理模式需要进行同步优化，才可以有效优化人力资源，而且适用范围要求最高，即油井分布应尽量密集，远端源头井需高产液、高含水。因此符合该技术应用条件的地区较少，该工艺可以在官80老区、官195和官3等部分区域实施。

（2）高温电泵井反带掺水技术是以原计量站为单元进行工艺优化，停运了联合站掺水系统和供掺水干线，运行费用最低，改造投资相对最低，劳动管理模式不需要改变；但是单井双管掺水集油工艺没有改变，计量站仍然运行，地面管网规模依然较大，而且反带掺水的电泵井回压有所升高。该工艺技术适用条件是需要计量站所辖生产油井中有1～2口高含水或高温电泵井，作为就地切水的“水源井”。该工艺可在相对独立的区块，而且具有高温、高液电泵井生产的女7、官13等计量站单元实施。

（3）远端井掺水串带集输工艺仍保留了掺水系统，通过工艺优化关停计量站，油井回压降低，工人劳动强度低，处理事故较为方便，而且适用范围最广；但是地面配套管网相对较多，投资最高，运行费用最高，组织管理模式需进行同步优化，才可以有效优化人力资源。该工艺在井网较为稀疏、远端源头井产液量低或含水低的区块以及新开发的产能区块中实施。

（4）油井就地切水反带掺水工艺也是以原计量站为单元进行工艺优化，停运了联合站掺水系统和供、掺水干线。该工艺的适用范围最广，但需在计量站增加掺水泵和掺水加热炉，运行费用相对来说最高，也增加了生产管理难度。该工艺可以在南部油田油井较为分散且产液量相对不高的区域应用。

[1]陈良．稠油不加热集输技术现状与应用探讨[J]．天然气与石油，2010，28（1）：6-9.

[2]雷西娟，王鸿膺．稠油降黏输送方法[J]．油气田地面工程，2002，21（2）：37-38.

[3]敬加强，罗平亚．稠油特性及其输送技术研究[J]．特种油气藏，2001，8（2）： 53-55.

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.11.019

李青：2005年毕业于大庆石油学院石油工程专业，获学士学位，现从事油田地面建设工艺规划方案和新技术的研究工作。

（022）63957032、dg_liqing@163.com

（栏目主持 张秀丽）