2、大庆油田有限责任公司第八采油厂第二油矿
3、大庆油田有限责任公司第七采油厂第三油矿
摘要：根据油田生产情况的需要，为了保证天然气的自给自足和更换使用年限较长、腐蚀、穿孔严重的集输管线，对油田集输系统进行了改造。改造的方式，主要是将机采井的双管掺水伴热流程改造为环状集输流程。同时，对计量间、中转站也进行了相应的调整和改造。由于环状集输流程相对于双管伴热流程的不同特点，这就要求我们在日常管理过程中采取与原流程条件下不尽相同的管理方法及措施。
关键词：；环状集油流程；改造后；节能效果
1、原集输系统改造概况
根据油田的产量递减情况及原油集输系统管线腐蚀状况，为了保证天然气的自给自足和更换使用年限较长、腐蚀、穿孔严重的集输管线，对集输系统进行了改造。改造的方式，是对原有的油井采取提捞方式采油，保留机采井240口，其中双管伴热流程的50口、环状流程的190口。系统改造后新投的加密、调整油井，一律采用环状集油流程。同时，打倒计量间15个、转油站1座。其中保留的计量间大部分更新改造为集油阀组间，取消了计量分离器。
2、环状集油流程的特点
相对于双管伴热流程，环状流程有其自身的特点。具体有以下几点：
（1）端点井掺水，充分利用井口产液的热量进行整个环的伴热，减少了单井掺水量，降低了中转站掺水泵负荷与耗电，相应减少了掺水加热所需的天然气量，保证了天然气的自给自足。［1］
（2）由于单环总产液量上升幅度较大、集油管线长度增加，回压上升幅度大。相同井号对比流程改造前后回压、套压值平均回压上升0.28 MPa、套压上升0.15 MPa；个别端点井回压上升幅度达0.8MPa。
（3）单井产液量无法进行分离器计量。由于大部分计量间改造为集油阀组间，无法进行分离器计量，即使是改造后进计量间的入环井，进行单井计量时，同环其它井必须停机。只能采用示功图面积叠算法的软件计量或者动液面恢复法的软件计量。
（4）非端点井不能进行常规热洗。由于非端点井不掺水，无常规热洗流程，油井清蜡只能采用化学清蜡及高压热洗车进行。
（5）非端点井井口到集油汇管无伴热，冬季保温存在隐患。一旦出现泵况变差或其它原因较长时间停机，井口不出液，出液段地面管线易冻结。
（6）核实泵况与资料录取的方式、方法，也要根据流程特点进行相应的改进。
3、环状流程管理中应注意的问题
由于环状集油流程相对于原双管伴热流程工艺上特点，在日常管理过程中必然要采取与原流程条件下不尽相同的管理方法及措施。
3.1 通过合理掺水等方法，控制回压上升
通过定期热洗地面集油管线，控制由于结蜡造成管径变细而引起的回压上升。对端点井出液温度低的，以计量（阀组）间回油温度为标准［1］，合理掺水，避免产出液凝结。对于出油温度高、产液量高的，通过夏季停掺水，冬季控制掺水（掺水量5 m3/d左右），降低流量，控制回压上升。对于产液量高、出油温度高，由于设计时因基础数据偏差或产液量大幅度上升而通过控制掺水不能降低回压的高回压井，采取加粗集油管径或将原环分解为2个集油环的办法来解决。
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3.2 做好软件量油与分离器量油的对比工作
除了传统的分离器计量，目前在单井计量中相对成熟的计量方式是软件量油，包括动液面恢复法和示功图叠算法。动液面恢复法由于其只适用于极低渗透油田，在改造后剩余油井的计量中，会产生较大的误差；同时，该方法量油周期较长，不能及时反映产量变化情况，因此未予应用。所以，对于入环井正常生产条件下的产量计量，我们采取的是示功图叠算法计量。
通过对软件量油仪的参数根据产出液物性及井下工艺状况进行合理设置以及对软件量油与分离器量油的结果进行对比，以验证两项量油资料之间的比例关系，保证计量的相对准确性。但是，随着油田开发时间的延长，产出液物性持续变化，以及深井泵的更换，原针对各单井设置的功图软件量油仪参数应定期通过量油车或分离器进行重新对比设置。
3.3清防蜡技术的应用
通过在检泵时下入声波降粘器、固体防蜡器，新井下泵时下入防蜡油管来延长热洗周期；通过低产低压井下入热洗不压油层装置来提高此类井热洗质量，缩短产量恢复时间。此外，通过大量水泥车高压热洗现场实验，摸索出保证高压热洗质量的各项参数，热洗进口温度与出口温度差值在10-11℃之间。因此要求热洗液进口温度不能低于71℃［2］，热洗水量不能低于21m3。相同理论排量下，泵径大的热洗压力低，泵径大于φ56mm后，压力下降效果明显，因此需要在保证理排基本不变的前提下，可以通过换大泵径、调小地面参数的方法，来提高热洗质量。
3.4 改造工艺实现管线保温
通过将集油汇管上提，与出油管线贴近，利用汇管流体热量为出油管线保温。
3.5 资料录取准确性的保证措施
根据油田集输系统改造4年来的资料统计，存在主要问题是套管放气阀被破坏、不密封，以及回油闸门不严，造成蹩压资料失真两种情况。
套管放气阀由于被破坏不密封，环内其它井的液量与掺水通过放气通道倒灌入油套环空，引起动液面上升，示功图显示泵况变差，影响对泵况及的判断与取样、量油、油套压失真。
在破坏严重地区更换自研的防盗套管放气阀103套，有效的减少了该项破坏活动。不仅平均减少原油损失30t/d、集气量上升1000m3/d，而且平均每月减少功图、液面复测54井次、避免无效调参23井次。
个别井回油闸门在承受<2 MPa较低压力时，闸门是密封的，但核实泵况蹩压时，要求3 MPa以上，却有渗漏，造成蹩不起压或稳不住压的现象，且无法通过掺水试压等手段验证闸门是否密封。此外，工艺上安装的快速取压装置经常被破坏，造成回压资料无法录取。
该装置是把采油树四通一侧的250闸门及其它工艺部分录取资料的相应闸门去掉，将合尚头装在采油树四通上。在合尚头中间有一带内螺纹的孔，该孔是液体流动的通道及与专用工具连接的地方。将装有弹簧的缸套通过螺纹连接把柱塞固定在合尚头带有螺纹的小孔上，在合尚头与柱塞之间有一耐油硬塑垫片，起到密封作用，防止液体流出。
4、结论
（1）集输系统改造后，有效降低了掺水量，减少了天然气消耗，缓解了升平油田天然气紧张的局面。
（2）环状流程的日常管理方法与原双管流程存在大量不同之处。
（3）通过在管理中加强分析，采取有针对性的相应配套措施，能够保证入环井的正常管理。
参考文献：
［1］王雅琴，王本义，曹林．双管流程油井掺水技术条件．大庆：大庆油田有限责任公司，2002，1
［2］王本义，曹林，刘祥臣．油井热洗清蜡规程．大庆：大庆油田有限责任公司，2002，1
论文作者:苏建明1,刘洪俊2,柴立军1,刘志一3
论文发表刊物:《基层建设》2019年第22期
论文发表时间:2019/11/8
标签：流程论文; 环状论文; 示功图论文; 油井论文; 管线论文; 闸门论文; 油田论文; 《基层建设》2019年第22期论文;