自喷末期地面生产工艺研究

李 军

(中国石化河南油田分公司采油二厂，河南唐河 473400)

0.引言

自喷井初期地层压力高，随着开采时间的增加，地层能量不断释放，油层压力不断下降，当低于外输需要的压力时，自喷井就会停喷。停喷后需要转变开采方式，通过安装抽油机、电潜泵等设备生产，必然带来生产成本的上升，因此延长油井的自喷期就能实现效益最大化。延长油井自喷期一般有两种方法，一种是通过补充地层能量，比如注水注气等方法；另一种则是通过改进地面生产工艺来实现。本文主要结合河南油田自喷井的生产特点，从地面生产工艺方面来探讨延长油井自喷期的方法。

随着开采时间的增加，油层压力从高压转变为低压，自喷能力不断减弱，缓慢进入自喷末期，直到低的无法将原油举升至处理站（联合站），油井就会停喷，这类井统一般称为低压井，即面临停喷的油井。

1.低压井的管理思路

如果保证自喷井的生产，就必须保证油井靠自身能量将原油举升到地面，分为两种情况，第一种为利用自喷井自身能量将油气举升至集输系统，这是最节约成本的生产方式；另一种是靠自身能量已不能进系统生产，则考虑将在井口建设配套设施进行生产，降低原油输送的阻力，也能延长油井自喷期。总体思路就是让集输系统的压力低于自喷井压力，也就是降压生产。

1.1 低压井的生产参数管理

为防止低压井停喷，要及时关注低压井的压力参数变化，主要为油压和回压，因为顺北计量阀组的回压一般在2.5MPa 左右，当低压井油压低于4MPa 时，受回压影响，油井就会面临减产或停喷的风险，就必须要采取措施实行降压生产，因此要随时观察低压井的油压，回压，温度等的参数。这里规定统一比较适用的标准为：当回压为油压的1/2 时，就要采取降回压措施。

1.2 降低集输系统的回压

为降低低压井的输油阻力，最简单和最有效的方式就是降低集输系统的回压。要想让集输系统的压力处于较低的水平，就要寻找和分析影响集输系统压力的瓶颈，对整个集输管网分段进行统计分析，找出影响压力的瓶颈点。一般从集输系统末端着手分析效果最好，集输系统的末端一般为联合站，处理站，集油站等，要首先从这些站点进行优化和改造，就能降低整个集输系统的压力。

1.2.1 对整个集输工艺流程分析

以河南油田的生产流程为例，从单井井口到联合站整个集输系统进行分析，分段排查：单井产油气（2.5MPa）→计量阀组（2.3MPa）→进站阀组（1.4MPa）→加热炉(1.3MPa)→一级三相分离器（1.1MPa）分离出的伴生气→高压伴生气分离器外输（0.9MPa）→天然气处理厂（0.5MPa）。

一级三相分离器（1.1MPa）分离出的原油→二级加热炉→二级三相分离器（0.4MPa）→原油稳定塔（-20KPa）→塔底泵→分离后原油去原油储罐（常压）。

从以上工艺流程的压力参数可以看出，共有两个节流较大的点（1）计量阀组至进站阀组节流0.9MPa；（2）高压伴生气分离器至天然气处理厂节流0.4MPa。如果要降低油井回压就必须要解决以上两个节流点的压差问题。

1.2.2 首先降低集输系统的回压

解决处理站内高压伴生气分离器至天然气处理厂的节流问题。从压力数据可以看出，处理站分离器气相回压较高，从而造成整个集输系统的压力居高不下。处理站高压伴生气分离器外输压力高的原因是：原设计外输管线为DN150，输气能力为40 万方/a，长度200m，实际的天然气产量已达到90 万方/a，已处于超负荷运行，处理站外输气属于次高压燃气管道A 级。由于现有的外输管线管径为DN150，不能满足输气需要，造成瓶颈，因此需要进行改造，从经济性角度考虑，本次利用工程余料（φ133×5 无缝钢管）从处理站高压分离器出口至站外配气阀组新建高压伴生气外输复线一条200m。由于高压伴生气分离器外输气出口至天然气外输阀组增加一条DN125 复线，复线建成后，降低了管阻，分离器回压随之降低。改造后整个集输系统的压力明显下降，取得了明显的效果。

1.2.3 集输系统内其他节流点的优化和调整

由于集输系统工艺较复杂，有些节流点往往被忽视，一些可能产生节流的重要部位，可根据前后压差来判定。重点关注以下几个部位。

流量计节流：一般的流量计设计都比管径小，可考虑更换大通径流量计或打开旁通，能降低回压0.1MPa左右。

截止阀造成节流：由于截止阀特殊的设计，造成介质通过截止阀阻力较大，因此节流较为明显，有些截止阀节流在2MPa 左右，这种情况可考虑打开旁通或更换截止阀。

其他部分的节流：比如大小头，不同管径的阀门等，都会造成节流，可根据情况进行更换。

2.建设油气分输流程，降低阀组的回压

从集输工艺流程分析可以看出计量阀组至进站阀组压差在0.9MPa，是影响油井回压的重要因素，根据该区井、站生产运行现状，并结合未来几年开发预测，随着各井油压逐步降低，井区内自喷井难以实现低压状况下的密闭集输、处理，需要地面集输工程配套解决。油气在混输过程中由于分子间碰撞、段塞流等因素造成外输阻力大，因此采用油气分输可以实现降低油井回压。

流程描述：各阀组站管辖的单井，经进站选井计量阀组轮换选井计量后，进入新建的三相分离器进行油气分离。分离后的原油经过加热后外输。伴生气经计量、调压后外输。

采用油气分输后油井的降回压效果显著。

该方案的优点是：①降回压效果好，平均降低阀组回压1/2 左右；②适用范围广，阀组内所有的油井均能降压。缺点是：投资较大。

由于低压井生产数据各不相同，有些可以进系统生产，有些已经不能进系统生产，对于难以进系统生产的油井，可以采用建设简易单井拉油流程进行生产，降压效果更好，通过统计的各低压井的生产数据，即回压高于油压的1/2 的低压井，随时会面临停喷，就要考虑建设单井拉油流程。同时还要考虑自喷井末期生产数据不稳定，防止油井压力突然升高，从安全性考虑，设计出了一套拉油流程。

流程描述：在井场内安装拉油流程一套（简易组装式），单井产油气首先进入高压分离器进行闪蒸分离，分离出的天然气放空或安装压缩机回收，分离出的原油通过外输泵外输进系统或者采用罐车拉运。该方案的特点一是采用一级高压分离器3.0MPa，安全性有保证，可以防止油压突然上升，有不少井采用单井流程，油压大幅度上升，比如1-11 井切入单井流程油压从3.2MPa 升到6MPa，产量随之也大幅度上升，说明地层能量被激活，后又转入系统生产。二是适用性好，只要压力＞0.1MPa就可正常生产，能最大程度延长油井的自喷期，三是这种单井流程采用的是模块化的组装方式，安装拆卸简便，灵活，可重复利用，建设成本低。

效果评价：在井口安装单井流程实施降压生产后，大部分油井均实现了增产和稳产，自喷期得到了延长，个别井油压回升，产量大幅度提高，有些井至今仍在自喷，经济效益明显。

3.往复式混输泵降压

该装置在5#阀组安装应用。工作原理：往复式泵是一种容积式泵，由多台三缸往复式输送泵通过并联和串联的拓扑结构组成，单级压缩比控制在4 左右，利用活塞或柱塞在泵缸内的往复运动来输送油气。即借助工作腔里的容积周期性变化来达到输送油气的目的。

输送介质：油气水混合物；介质温度：-20-150℃；额定流量：182.5m3/h；额定排出压力：0.74-3MPa；额定吸入压力：0.1-0.3MPa；活塞数量：3。

安装位置一般在计量阀组后端，单井来油经过计量后进入混输泵增压外输，实现对阀组的整体降压。

该混输泵的优点：

（1）智能一体化的控制，可实现远程控制，无人值守；

（2）可对阀组内所有的油井进行降压。

缺点：

（1）排量小。如果阀组产量＞182m³/h，则超出其设计能力，如果设计排量大，则改造的配套系统投入也较大；

（2）建设成本高。如果建设配套的电力，控制系统，以及工艺流程的改造，拆卸安装不方便。

4.管辅混输装置降压

该装置在5-7 井安装应用，其设计参数为:混输规模液量：120m³/d；混输规模气量：36000Nm³/d；设计压力：4.0MPa；装置进口压力：0.50MPa；装置出口压力：1.6MPa；动力泵排量：300m³/h；动力泵扬程：200m；电机功率：200kW。

装置采用水活塞工作原理：在动力泵进出口设置两个储罐，作为动力泵的外置吸入室和排出室，单井来液先进入1#罐，达到一定高度后，单井来液再切入2#罐，增压泵启动将2#罐底部液体打入1#罐，将1#罐内液体和气体压走，待2#罐液位升高后，单井来液再切入到1#罐，增压泵将1#罐液体打入2#罐，将2#罐内液体和气体压走。如此循环往复，实现油气混输的目的。

其装置的优点是能实现单井油气的降压混输，缺点是排量小，只适用于单井。

效果评价：采用该混输装置降压后，油井回压大幅度下降，延长了油井的自喷期，截至目前油井仍在生产，稳产效果明显。

5.其他混输装置降压

目前，国内的降回压设备有很多，比如单螺杆、双螺杆泵、三螺杆泵降压，属于旋转式容积泵，其工作原理是由主从动轴上相互啮合的螺旋套和泵体或衬套间形成一个容积恒定的密封腔室，介质随螺杆轴的转动分别被送到泵体中间，两者汇合在一起，最终送达泵的出口，从而实现泵输送的目的。

具体采用何种生产工艺，一定要根据油井的生产状况，现场的配套设施以及投入与产出的对比，选择最佳的生产工艺。

6.结语

通过对自喷井的地面生产工艺的优化和改进，延长自喷期2 ～10 个月左右，实现了稳产和增产的效果，取得了较好的经济效益。具体生产方式要结合油井的实际情况进行选择，首先应从集输系统入手，降低整个系统的回压，属于最简单最节约的方式。随着油井压力的进一步降低可考虑建设单井拉油流程和混输泵进行井口降压生产。