亚洲欧洲精品视频在线观看|精品国产天堂|情侣大尺度激情做爰视频|久久亚洲精品中文|亚洲аv电影天堂网

李?軍

(中國石化河南油田分公司采油二廠，河南唐河  473400)

摘?要：加強自噴井末期的生產(chǎn)管理，通過優(yōu)化和改造地面生產(chǎn)工藝，延長油井自噴期，實現(xiàn)效益最大化，是自噴井研究的重要方向。本文結(jié)合河南油田自噴井的管理，通過對地面生產(chǎn)工藝進行優(yōu)化和改造，不斷延長油井的自噴期，取得了較好的效果，為類似油井的生產(chǎn)提供技術(shù)支持。

關(guān)鍵詞：自噴井；集輸優(yōu)化；油氣分輸；單井拉油流程；混輸裝置

中圖分類號：TE38 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064(2023)04-0017-03

0.引言

自噴井初期地層壓力高，隨著開采時間的增加，地層能量不斷釋放，油層壓力不斷下降，當?shù)陀谕廨斝枰膲毫r，自噴井就會停噴。停噴后需要轉(zhuǎn)變開采方式，通過安裝抽油機、電潛泵等設(shè)備生產(chǎn)，必然帶來生產(chǎn)成本的上升，因此延長油井的自噴期就能實現(xiàn)效益最大化。延長油井自噴期一般有兩種方法，一種是通過補充地層能量，比如注水注氣等方法；另一種則是通過改進地面生產(chǎn)工藝來實現(xiàn)。本文主要結(jié)合河南油田自噴井的生產(chǎn)特點，從地面生產(chǎn)工藝方面來探討延長油井自噴期的方法。

隨著開采時間的增加，油層壓力從高壓轉(zhuǎn)變?yōu)榈蛪海試娔芰Σ粩鄿p弱，緩慢進入自噴末期，直到低的無法將原油舉升至處理站（聯(lián)合站），油井就會停噴，這類井統(tǒng)一般稱為低壓井，即面臨停噴的油井。

1.低壓井的管理思路

如果保證自噴井的生產(chǎn)，就必須保證油井靠自身能量將原油舉升到地面，分為兩種情況，第一種為利用自噴井自身能量將油氣舉升至集輸系統(tǒng)，這是最節(jié)約成本的生產(chǎn)方式；另一種是靠自身能量已不能進系統(tǒng)生產(chǎn)，則考慮將在井口建設(shè)配套設(shè)施進行生產(chǎn)，降低原油輸送的阻力，也能延長油井自噴期。總體思路就是讓集輸系統(tǒng)的壓力低于自噴井壓力，也就是降壓生產(chǎn)。

1.1低壓井的生產(chǎn)參數(shù)管理

為防止低壓井停噴，要及時關(guān)注低壓井的壓力參數(shù)變化，主要為油壓和回壓，因為順北計量閥組的回壓一般在2.5MPa左右，當?shù)蛪壕蛪旱陀?MPa時，受回壓影響，油井就會面臨減產(chǎn)或停噴的風險，就必須要采取措施實行降壓生產(chǎn)，因此要隨時觀察低壓井的油壓，回壓，溫度等的參數(shù)。這里規(guī)定統(tǒng)一比較適用的標準為：當回壓為油壓的1/2時，就要采取降回壓措施。

1.2降低集輸系統(tǒng)的回壓

為降低低壓井的輸油阻力，最簡單和最有效的方式就是降低集輸系統(tǒng)的回壓。要想讓集輸系統(tǒng)的壓力處于較低的水平，就要尋找和分析影響集輸系統(tǒng)壓力的瓶頸，對整個集輸管網(wǎng)分段進行統(tǒng)計分析，找出影響壓力的瓶頸點。一般從集輸系統(tǒng)末端著手分析效果最好，集輸系統(tǒng)的末端一般為聯(lián)合站，處理站，集油站等，要首先從這些站點進行優(yōu)化和改造，就能降低整個集輸系統(tǒng)的壓力。

1.2.1對整個集輸工藝流程分析

以河南油田的生產(chǎn)流程為例，從單井井口到聯(lián)合站整個集輸系統(tǒng)進行分析，分段排查：單井產(chǎn)油氣（2.5MPa）→計量閥組（2.3MPa）→進站閥組（1.4MPa）→加熱爐(1.3MPa)→一級三相分離器（1.1MPa）分離出的伴生氣→高壓伴生氣分離器外輸（0.9MPa）→天然氣處理廠（0.5MPa）。

一級三相分離器（1.1MPa）分離出的原油→二級加熱爐→二級三相分離器（0.4MPa）→原油穩(wěn)定塔（-20KPa）→塔底泵→分離后原油去原油儲罐（常壓）。

從以上工藝流程的壓力參數(shù)可以看出，共有兩個節(jié)流較大的點（1）計量閥組至進站閥組節(jié)流0.9MPa；（2）高壓伴生氣分離器至天然氣處理廠節(jié)流0.4MPa。如果要降低油井回壓就必須要解決以上兩個節(jié)流點的壓差問題。

1.2.2首先降低集輸系統(tǒng)的回壓

解決處理站內(nèi)高壓伴生氣分離器至天然氣處理廠的節(jié)流問題。從壓力數(shù)據(jù)可以看出，處理站分離器氣相回壓較高，從而造成整個集輸系統(tǒng)的壓力居高不下。處理站高壓伴生氣分離器外輸壓力高的原因是：原設(shè)計外輸管線為DN150，輸氣能力為40萬方/a，長度200m，實際的天然氣產(chǎn)量已達到90萬方/a，已處于超負荷運行，處理站外輸氣屬于次高壓燃氣管道A級。由于現(xiàn)有的外輸管線管徑為DN150，不能滿足輸氣需要，造成瓶頸，因此需要進行改造，從經(jīng)濟性角度考慮，本次利用工程余料（φ133×5無縫鋼管）從處理站高壓分離器出口至站外配氣閥組新建高壓伴生氣外輸復線一條200m。由于高壓伴生氣分離器外輸氣出口至天然氣外輸閥組增加一條DN125復線，復線建成后，降低了管阻，分離器回壓隨之降低。改造后整個集輸系統(tǒng)的壓力明顯下降，取得了明顯的效果。

1.2.3集輸系統(tǒng)內(nèi)其他節(jié)流點的優(yōu)化和調(diào)整

由于集輸系統(tǒng)工藝較復雜，有些節(jié)流點往往被忽視，一些可能產(chǎn)生節(jié)流的重要部位，可根據(jù)前后壓差來判定。重點關(guān)注以下幾個部位。

流量計節(jié)流：一般的流量計設(shè)計都比管徑小，可考慮更換大通徑流量計或打開旁通，能降低回壓0.1MPa左右。

截止閥造成節(jié)流：由于截止閥特殊的設(shè)計，造成介質(zhì)通過截止閥阻力較大，因此節(jié)流較為明顯，有些截止閥節(jié)流在2MPa左右，這種情況可考慮打開旁通或更換截止閥。

其他部分的節(jié)流：比如大小頭，不同管徑的閥門等，都會造成節(jié)流，可根據(jù)情況進行更換。

2.建設(shè)油氣分輸流程，降低閥組的回壓

從集輸工藝流程分析可以看出計量閥組至進站閥組壓差在0.9MPa，是影響油井回壓的重要因素，根據(jù)該區(qū)井、站生產(chǎn)運行現(xiàn)狀，并結(jié)合未來幾年開發(fā)預測，隨著各井油壓逐步降低，井區(qū)內(nèi)自噴井難以實現(xiàn)低壓狀況下的密閉集輸、處理，需要地面集輸工程配套解決。油氣在混輸過程中由于分子間碰撞、段塞流等因素造成外輸阻力大，因此采用油氣分輸可以實現(xiàn)降低油井回壓。

流程描述：各閥組站管轄的單井，經(jīng)進站選井計量閥組輪換選井計量后，進入新建的三相分離器進行油氣分離。分離后的原油經(jīng)過加熱后外輸。伴生氣經(jīng)計量、調(diào)壓后外輸。

采用油氣分輸后油井的降回壓效果顯著。

該方案的優(yōu)點是：①降回壓效果好，平均降低閥組回壓1/2左右；②適用范圍廣，閥組內(nèi)所有的油井均能降壓。缺點是：投資較大。

由于低壓井生產(chǎn)數(shù)據(jù)各不相同，有些可以進系統(tǒng)生產(chǎn)，有些已經(jīng)不能進系統(tǒng)生產(chǎn)，對于難以進系統(tǒng)生產(chǎn)的油井，可以采用建設(shè)簡易單井拉油流程進行生產(chǎn)，降壓效果更好，通過統(tǒng)計的各低壓井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，即回壓高于油壓的1/2的低壓井，隨時會面臨停噴，就要考慮建設(shè)單井拉油流程。同時還要考慮自噴井末期生產(chǎn)數(shù)據(jù)不穩(wěn)定，防止油井壓力突然升高，從安全性考慮，設(shè)計出了一套拉油流程。

流程描述：在井場內(nèi)安裝拉油流程一套（簡易組裝式），單井產(chǎn)油氣首先進入高壓分離器進行閃蒸分離，分離出的天然氣放空或安裝壓縮機回收，分離出的原油通過外輸泵外輸進系統(tǒng)或者采用罐車拉運。該方案的特點一是采用一級高壓分離器3.0MPa，安全性有保證，可以防止油壓突然上升，有不少井采用單井流程，油壓大幅度上升，比如1-11井切入單井流程油壓從3.2MPa升到6MPa，產(chǎn)量隨之也大幅度上升，說明地層能量被激活，后又轉(zhuǎn)入系統(tǒng)生產(chǎn)。二是適用性好，只要壓力＞0.1MPa就可正常生產(chǎn)，能最大程度延長油井的自噴期，三是這種單井流程采用的是模塊化的組裝方式，安裝拆卸簡便，靈活，可重復利用，建設(shè)成本低。

效果評價：在井口安裝單井流程實施降壓生產(chǎn)后，大部分油井均實現(xiàn)了增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)，自噴期得到了延長，個別井油壓回升，產(chǎn)量大幅度提高，有些井至今仍在自噴，經(jīng)濟效益明顯。

3.往復式混輸泵降壓

該裝置在5^#閥組安裝應用。工作原理：往復式泵是一種容積式泵，由多臺三缸往復式輸送泵通過并聯(lián)和串聯(lián)的拓撲結(jié)構(gòu)組成，單級壓縮比控制在4 左右，利用活塞或柱塞在泵缸內(nèi)的往復運動來輸送油氣。即借助工作腔里的容積周期性變化來達到輸送油氣的目的。

輸送介質(zhì)：油氣水混合物；介質(zhì)溫度：-20-150℃；額定流量：182.5m³/h；額定排出壓力：0.74-3MPa；額定吸入壓力：0.1-0.3MPa；活塞數(shù)量：3。

安裝位置一般在計量閥組后端，單井來油經(jīng)過計量后進入混輸泵增壓外輸，實現(xiàn)對閥組的整體降壓。

該混輸泵的優(yōu)點：

（1）智能一體化的控制，可實現(xiàn)遠程控制，無人值守；

（2）可對閥組內(nèi)所有的油井進行降壓。

缺點：

（1）排量小。如果閥組產(chǎn)量＞182m3/h，則超出其設(shè)計能力，如果設(shè)計排量大，則改造的配套系統(tǒng)投入也較大；

（2）建設(shè)成本高。如果建設(shè)配套的電力，控制系統(tǒng)，以及工藝流程的改造，拆卸安裝不方便。

4.管輔混輸裝置降壓

該裝置在5-7井安裝應用，其設(shè)計參數(shù)為:混輸規(guī)模液量：120m3/d；混輸規(guī)模氣量：36000Nm3/d；設(shè)計壓力：4.0MPa；裝置進口壓力：0.50MPa；裝置出口壓力：1.6MPa；動力泵排量：300m3/h；動力泵揚程：200m；電機功率：200kW。

裝置采用水活塞工作原理：在動力泵進出口設(shè)置兩個儲罐，作為動力泵的外置吸入室和排出室，單井來液先進入1^#罐，達到一定高度后，單井來液再切入2^#罐，增壓泵啟動將2^#罐底部液體打入1^#罐，將1^#罐內(nèi)液體和氣體壓走，待2^#罐液位升高后，單井來液再切入到1^#罐，增壓泵將1^#罐液體打入2^#罐，將2^#罐內(nèi)液體和氣體壓走。如此循環(huán)往復，實現(xiàn)油氣混輸?shù)哪康摹?

其裝置的優(yōu)點是能實現(xiàn)單井油氣的降壓混輸，缺點是排量小，只適用于單井。

效果評價：采用該混輸裝置降壓后，油井回壓大幅度下降，延長了油井的自噴期，截至目前油井仍在生產(chǎn)，穩(wěn)產(chǎn)效果明顯。

5.其他混輸裝置降壓

目前，國內(nèi)的降回壓設(shè)備有很多，比如單螺桿、雙螺桿泵、三螺桿泵降壓，屬于旋轉(zhuǎn)式容積泵，其工作原理是由主從動軸上相互嚙合的螺旋套和泵體或襯套間形成一個容積恒定的密封腔室，介質(zhì)隨螺桿軸的轉(zhuǎn)動分別被送到泵體中間，兩者匯合在一起，最終送達泵的出口，從而實現(xiàn)泵輸送的目的。

具體采用何種生產(chǎn)工藝，一定要根據(jù)油井的生產(chǎn)狀況，現(xiàn)場的配套設(shè)施以及投入與產(chǎn)出的對比，選擇最佳的生產(chǎn)工藝。

6.結(jié)語

通過對自噴井的地面生產(chǎn)工藝的優(yōu)化和改進，延長自噴期2～10個月左右，實現(xiàn)了穩(wěn)產(chǎn)和增產(chǎn)的效果，取得了較好的經(jīng)濟效益。具體生產(chǎn)方式要結(jié)合油井的實際情況進行選擇，首先應從集輸系統(tǒng)入手，降低整個系統(tǒng)的回壓，屬于最簡單最節(jié)約的方式。隨著油井壓力的進一步降低可考慮建設(shè)單井拉油流程和混輸泵進行井口降壓生產(chǎn)。

參考文獻

[1]  高皓天.探析自噴井后期生產(chǎn)存在問題及管理措施[J].化工管理,2015,(29):1.

[2]  張軍.自噴井后期生產(chǎn)存在問題及管理措施[J].內(nèi)蒙古石油化工,2009,(6):1.

[3]  王江順.邊緣井油氣高效回收技術(shù)[C]//中國石油學會,2015 .

Research on Surface Production Technology at the End of Self-spraying

LI Jun

(Sinopec Henan Oilfield Company No. 2 Oil Production Plant, Tanghe  Henan  473400)

Abstract:Strengthening the production management at the end of the flowing well, optimizing and reforming the surface production technology, extending the flowing period of the oil well and maximizing the benefits are the important directions of the flowing well research. Based on the management of flowing wells in Henan Oilfield, this paper has continuously extended the flowing period of oil wells by optimizing and reforming the surface production technology, and achieved good results, providing technical support for the production of similar oil wells.

Key words:flowing well;gathering and transmission optimization;oil and gas distribution;single well oil pulling process;mixed transmission device