劉 影，張 煒，侯廣成，董曉軍

（中國(guó)石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江433123）

潭口是江漢油田近年新增的產(chǎn)油區(qū)塊，在潭口新區(qū)的采油工程和地面工程方案編制中采用了集成工藝技術(shù)方案。方案編制體現(xiàn)了 “優(yōu)化系統(tǒng)布局，提高運(yùn)行效率，降低操作成本”的總體原則，注重各個(gè)生產(chǎn)環(huán)節(jié)的優(yōu)化設(shè)計(jì)，在方案實(shí)施后，見到了較好的效果。

1 井筒舉升工藝設(shè)計(jì)

潭口新區(qū)投產(chǎn)的20口油井根據(jù)油藏方案提供資料，通過(guò)油井最低允許流動(dòng)壓力公式計(jì)算，確定潭口新區(qū)最低允許井底流壓2.8MPa。在滿足產(chǎn)量的條件下，采用小泵徑、長(zhǎng)沖程、慢沖次的組合方式，設(shè)計(jì)油井合理的生產(chǎn)參數(shù)。

目前，潭口新區(qū)投產(chǎn)的20口油井平均泵深2 165.4 m，平均泵徑38.30mm，平均沖程3.87m，平均沖次4.05次／分，各項(xiàng)生產(chǎn)參數(shù)趨于合理，平均泵效48.4%，比全廠平均泵效45.9%高2.5%。20口油井抽油桿柱組合全部采用能耗最低的設(shè)計(jì)方法設(shè)計(jì)，平均抽油機(jī)懸點(diǎn)最大負(fù)荷80.2kN，與傳統(tǒng)的設(shè)計(jì)方法相比，平均懸點(diǎn)載荷減少12.5 kN；桿管防偏磨設(shè)計(jì)全部進(jìn)行抽油桿側(cè)向力大小分布模擬，根據(jù)模擬結(jié)果進(jìn)行扶正器安裝位置確定。

油井投入生產(chǎn)后，油井分類管理工況合理區(qū)的比例為70%（見圖1），抽油桿平均折算應(yīng)力74.9MPa、平衡井比例90%、系統(tǒng)效率29.3%。以潭71斜－3井設(shè)計(jì)為例。

圖1 潭71井區(qū)抽油機(jī)井宏觀控制圖

1.1 繪制IPR曲線，確定井底流壓和產(chǎn)量

根據(jù)試油過(guò)程中獲得的井底流動(dòng)壓力與抽汲液量資料，繪制出潭71斜－3井IPR曲線（見圖2），從IPR曲線上看，在井底流壓為3.0MPa的情況下，潭71斜－3井初期產(chǎn)量為8.8m3。

圖2 潭71斜－3井IPR曲線圖

1.2 能耗最低桿柱設(shè)計(jì)

在保證一定的產(chǎn)液量目標(biāo)的前提下，采用能耗最低機(jī)采系統(tǒng)設(shè)計(jì)新方法進(jìn)行機(jī)采系統(tǒng)設(shè)計(jì)。通過(guò)RODSTARD斜井能耗最低有桿泵設(shè)計(jì)軟件優(yōu)化桿柱設(shè)計(jì)，從設(shè)計(jì)結(jié)果來(lái)看，為兩級(jí)桿組合:7／8〃＋3／4〃＋1〃加重（見表1）。

1.3 合理配置扶正器

根據(jù)側(cè)向力計(jì)算斜井抽油桿扶正器間距，其設(shè)計(jì)原則是:兩扶正器間的抽油桿最大變形不得大于油管內(nèi)徑和抽油桿接箍的直徑之差的一半乘調(diào)整系數(shù)。利用RODSTAR－D斜井有桿泵設(shè)計(jì)軟件，通過(guò)輸入任意斜井實(shí)際井眼參數(shù)（見圖3），模擬桿柱側(cè)向力隨井深的變化（見圖4），計(jì)算任意斜井抽油桿扶正器的安裝位置和安裝間距。

根據(jù)潭71斜－3井全角變化率在井筒的變化情況，繪出抽油桿柱側(cè)向力大小分布隨井眼深度以及井斜的變化情況示意圖，從圖中的數(shù)據(jù)可以看出，潭71斜－3井抽油桿柱側(cè)向力在1 500m～1 950m井段出現(xiàn)異常變大的顯示。針對(duì)這種情況，改變了在1 000m～2 000 m井段均勻設(shè)置抽油桿扶正器的一貫做法，取而代之的是在1 500m～1 950m井段安裝抽油桿扶正器，根據(jù)計(jì)算結(jié)果，其間距設(shè)計(jì)值為6.5m。

表1 潭71斜－3井最低能耗桿柱設(shè)計(jì)結(jié)果

圖3 全角變化率變化情況

圖4 桿柱側(cè)向力隨井深變化

1.4 油井生產(chǎn)情況

潭71斜－3井投產(chǎn)后，初期日產(chǎn)液量9.2m3，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)功圖與根據(jù)工藝參數(shù)摸擬的功圖非常吻合（見圖5，6）。與常規(guī)設(shè)計(jì)方法對(duì)比，抽油機(jī)最大懸點(diǎn)負(fù)荷下降13.5kN，機(jī)采效率由20.62% 上升到29.62%，電耗下降42kw·h／d。

圖5 軟件模擬示功圖

圖6 實(shí)測(cè)示功圖

2 注水地面工藝設(shè)計(jì)

潭口新區(qū)注水開發(fā)對(duì)象主要是潛4油組，預(yù)測(cè)注水壓力25MPa，考慮井區(qū)注水井分布相對(duì)集中，注水半徑不足1km，結(jié)合多壓力節(jié)點(diǎn)注水系統(tǒng)能耗特征研究成果，在潭口新區(qū)的注水工藝設(shè)計(jì)上，地面注水管網(wǎng)布局采用由王19站低壓輸送至潭71站集中增壓的方式，潭71站至注水單井采用35MPa高壓管網(wǎng)，確定注水水源采用王一污水站處理后的合格污水。精處理后的水質(zhì)可以滿足低滲透油藏的注水要求，潭71區(qū)塊目前執(zhí)行低滲透油藏的水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)（見表2）。

表2 王一系統(tǒng)水質(zhì)狀況及潭71注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)

工藝方案實(shí)施后，潭71井區(qū)7口注水井正常生產(chǎn)，平均注水壓力25.6MPa，平均單井日注水量24m3，高壓注水單耗6.2kw·h／m3。相比低壓輸水至井口，然后再進(jìn)行增壓的設(shè)計(jì)模式，降低地面投資30萬(wàn)元。

3 集輸工藝設(shè)計(jì)

按照技術(shù)規(guī)范，對(duì)單井集油管線進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)。單井集油管線的水力計(jì)算和熱力計(jì)算依據(jù)以下相應(yīng)公式。

混輸水力模擬計(jì)算采用水平管雙相流動(dòng)壓降的半經(jīng)驗(yàn)公式:

式中:P1，P2－起、終點(diǎn)壓力（絕對(duì)），Mpa；η0－氣液比，m3／t；G－液相流量，t／d；L－管線長(zhǎng)，km；d－管線內(nèi)徑，m。

熱力模擬計(jì)算采用熱油管路的軸向溫降公式:

式中t1、t2－管線起點(diǎn)終點(diǎn)溫度℃；－管外環(huán)境溫度，℃；D－管線外徑，m；L－管線長(zhǎng)度，m；Gm－原油質(zhì)量流量，kg／s。

潭71－7－4井原油密度為0.803 6g／cm3，凝點(diǎn)為28℃，油氣比15m3／t，日產(chǎn)液量3.9t／d，油氣輸送距離1.52km。通過(guò)計(jì)算得出，該井在單管常溫集輸狀態(tài)下，單井油氣進(jìn)潭71站壓力保持在0.2MPa，井口回壓0.9 MPa。按照采出液井口溫度42℃計(jì)算，到潭71站末點(diǎn)溫度為30℃。根據(jù)此計(jì)算方法，核算其它8口進(jìn)潭71站的油井采用Φ60mm鋼制管線，單管常溫集輸可以滿足油氣集輸?shù)男枰?。同時(shí)，經(jīng)過(guò)核算，潭70－1點(diǎn)、潭62點(diǎn)附近21口油井在計(jì)量點(diǎn)加熱后，單管集輸?shù)教?1站，其末點(diǎn)溫降和壓降都可以滿足油氣集輸?shù)男枰?。根?jù)計(jì)算結(jié)果，這兩個(gè)計(jì)量點(diǎn)的21口油井全部實(shí)現(xiàn)自壓進(jìn)潭71系統(tǒng)。為了保證伴熱系統(tǒng)的正常運(yùn)行，根據(jù)對(duì)潭口新區(qū)的油井套管氣測(cè)試調(diào)查結(jié)果，建立了伴生氣回收利用管網(wǎng)，在井排集中加熱、計(jì)量，實(shí)現(xiàn)單管油氣密閉集輸；潭70－1、潭62井區(qū)油井采用串接工藝建立套管氣回收管網(wǎng)，在潭62點(diǎn)、潭70－1點(diǎn)增加2臺(tái)加熱爐，實(shí)現(xiàn)21口油井加熱后安全集輸至潭71站。

在伴生氣的收集利用過(guò)程中，為了滿足油井摻水解鹽的需要，實(shí)施了地面摻水系統(tǒng)的調(diào)整（見圖7）。單井采用串接摻?jīng)鏊に嚬芫W(wǎng)，由潭71站統(tǒng)一供給。

經(jīng)過(guò)系統(tǒng)配套，潭71站年密閉輸送原油8萬(wàn)噸，回收伴生氣110×104m3，供王場(chǎng)發(fā)電機(jī)組發(fā)電112×104kw·h，降低拉運(yùn)費(fèi)用110萬(wàn)元，減少原油損耗336t，停用井口電加熱器4臺(tái)，年創(chuàng)效850萬(wàn)元。

圖7 油井密閉摻水示意圖

4 主要認(rèn)識(shí)

1）新區(qū)建設(shè)要堅(jiān)持技術(shù)進(jìn)步，積極推廣應(yīng)用新工藝新技術(shù)，降低一次性投資及后期維護(hù)投入。

2）新區(qū)建設(shè)堅(jiān)持整體優(yōu)化，要制定優(yōu)化調(diào)整的總體規(guī)劃方案，將老區(qū)技改納入系統(tǒng)考慮，做到整體規(guī)劃、分步實(shí)施、區(qū)別對(duì)待、有序調(diào)整，并為油田開發(fā)調(diào)整留有余地。

3）新區(qū)建設(shè)要突出降低能耗和運(yùn)行成本。規(guī)模應(yīng)用成熟技術(shù)，降低區(qū)塊的能耗水平，減少油田開發(fā)中后期生產(chǎn)運(yùn)行成本，提高開發(fā)效益。

［1］何生厚.油氣開采工程師手冊(cè)［M］.北京:中國(guó)石化出版社，2006:83－87.

［2］汪楠.工程流體力學(xué)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2008:105－113.

［3］羅英俊.難動(dòng)用儲(chǔ)量開發(fā)實(shí)用地面工程技術(shù)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2005:44－56，137－141.