单管通球集油工艺在大庆油田的应用效果分析

张娜（大庆油田工程有限公司）

单管通球集油工艺可以实现采出液的不加热集输，适用于含水率超过80%的油田老区开发。该工艺已经从实验阶段发展到了推广应用阶段，随着该工艺的投入使用，使油田地面建设投资及运行成本进一步降低，经济效益进一步提高，为大庆油田的可持续发展奠定了坚实的基础。经统计，该工艺在大庆油田已经应用了1373口油井，主要应用在大庆油田老区第一至第六采油厂聚驱和高浓度油井。

1 单管通球集油工艺模式

1.1 单井单管通球集油工艺

该工艺为单井单管直接接入阀组间，每口油井井口设发球装置1套，在阀组间设收球装置，依靠井口回压集油至转油站。

1.2 井井串接单管通球集油工艺

该工艺为多井串联支线接入阀组间，每口油井或每个集油串设发球装置1套，在阀组间设收球装置，依靠井口回压集油至转油站。

1.3 丛式井单干管通球集油工艺

该工艺为丛式井组单管接入阀组间，以丛式井组为单位各设发球装置1套，在阀组间设收球及发球装置，依靠井口回压集油至转油站。

2 单管通球集油工艺运行情况及效果分析

2.1 运行情况

本次对大庆油田第一至第四及第六采油厂的6个单管通球集油区块实际运行情况进行了调查，具体情况见表1。

表1 单管通球集油工艺油井运行情况调查表

根据表1数据，总结如下:

1）产量及含水率。平均单井产液量在23.5～74.5t/d之间；平均含水率在85.9%～97.1%之间。从统计情况看，上述油井产液量及含水率均较高，适合采用单管通球集油工艺。

2）原油凝固点及油井产液进间温度。原油凝固点在26.3～34.0℃之间；油井进集油间温度在24.6～31.0℃之间，进间温度与凝点间的差异在-5.8～1.8℃之间。

3）管道埋深分别为1m和2m，其中埋深1m油井和埋深2m的油井各占一半。

4）保驾方式多采用井口电加热器。

5）从井口回压分布看，井口回压大于1.5MPa的油井占总井数的6.9%，井口回压大于2.5MPa的油井占总数的1.1%。通过在高压井井口设电热器或加降黏剂等措施，使高压井所占的比例降了5.3个百分点。

6）应用对象大庆长垣老区第一至第六采油厂聚驱和高浓度油井[1]。

2.2 运行效果分析

从整体调查情况看来，上述单管通球集油工艺油井平均井口回压全部低于1.5MPa，均在设计压力范围内；高回压油井占的比例较小，占总井数的6.9%；油井平均进间温度与凝点间的差异在-5.8～1.8℃之间，多数都在合理运行参数范围内。上述调查结果说明已投产的单管通球集油油井目前运行情况较好。

3 单管通球集油工艺存在的问题

根据调查结果，目前单管通球集油工艺最突出的问题有以下2个。

3.1 投球后，丢球现象时有发生

目前采用的通球方式有2种，分别是手动发球和自动发球，已投产的区块多数采用的是手动发球方式，即将橡胶球采取手动的方式从井口发射，在阀组间统一接收，来达到清除管道淤积物，保障管道畅通目的。但在实际生产过程中所投球不能够全部回收到收球筒，而且部分区块丢球现象比较严重，如在杏1-3区西部Ⅱ块的2座通球阀组间31口油井上投球43个，投球后2座阀组间只收回橡胶球17个，丢球率达到60.5%。

3.2 对于部分高回压油井，投球后压力反弹较快

个别井口回压较高的油井，通球后压力明显下降，但短时间内又恢复到高压状态，如北三西西块的1口油井通球后压力下降至0.8MPa，但在4h内又升到2.3MPa，压力反弹较快。

4 单管通球集油工艺的成效

采用单管通球集油工艺与双管掺水集油工艺相比，生产成本和运行能耗得到了大幅度降低。

4.1 单井投资及运行费用对比

1）工程量及投资的差异采用单管通球集油工艺后，单井集油管道数量可降低近一半，站内新增建设规模可降低四分之一，此外相应增加收发球装置、计量装置、活动井口电加热器等。综合计算采用该集油工艺，平均单井投资降低约2.3万元。

2）能耗对比采用单管通球集油工艺油井每年节约掺水耗气1.64×104m3，节约掺水耗电0.31×104kWh，以标准煤计综合能耗降低2.2×104kg，单井运行费用降低1.78万元。为了防止井口冻堵采用井口安装活动电加热器保驾，单井增加年耗电0.86×104kWh，综合能耗增加0.1×104kg标准煤，单井运行费用增加0.51万元。

综合节能效果：采用该集油工艺，平均单井综合能耗降低2.1×104kg/a（以标准煤计），单井运行费用降低1.27万元。

4.2 经济效益与节能效果

大庆油田目前有1373口油井采用单管通球集油工艺，可节约建设投资16216万元以上，节省年运行费用5089万元，综合能耗降低8130×104kg/a（经标准煤计），经济效益和节能效果显著。

5 结论及认识

1）从整体调查情况看来，已投产的单管通球集油工艺油井平均井口回压在0.44～1.2MPa之间，均在设计压力范围内；高回压油井占的比例较小，只占总井数的5%；油井平均进间温度与凝点间的差异在-5.8～1.8℃之间，多在合理设计参数范围内，上述调查结果显示已投产的单管通球集油工艺油井目前运行状况较好。

2）从目前存在问题看，针对投球不能全部回收以及部分高回压井通球后压力反弹较快的问题，需进一步研究解决措施，而对于地面设施容易冻堵的问题，则要进一步完善配套设施的配备。

3）采用单管通球集油工艺后，地面工程投资及运行费用得到了有效地降低，经济效益得到了有效地提高。

[1]赵雪峰.单管集油工艺在大庆油田的应用实践.油气田地面工程,2012,31(5):54-56.