聚驱井回油温度与压力技术界限研究

何昭军（大庆油田有限责任公司第二采油厂）

某油田已进入特高含水率期开发阶段，高含水率采出液为不加热集油创造了有利条件[1]。不加热集油技术主要应用在水驱系统，水驱系统不加热集油井占水驱开井数的88.0%，聚驱系统不加热集油井仅占开井数的44.8%。聚驱系统不加热集油技术实施范围小且推广缓慢的主要原因：一是聚驱井采出液成分复杂，流动性差[2]；二是聚驱井回压稳定性差，停掺技术界限不清晰[3]。因此选择了某油田不同含水率阶段井，开展不加热集油现场试验，研究聚驱井不加热集油界限，为聚驱系统不加热集油推广打好基础。

1 试验井选择与资料录取

依据采出液含聚浓度（低、中、高）选择20口聚驱油井开展不加热集油现场试验，含水率均在90%左右，具有良好的不加热集油条件[4-5]。资料录取采用实时采集方式。通过安装智能仪表，将相关数据采集到检测端设备，然后再无线远传到数据接收存储平台[6-7]。系统对20 口油井的单井回油温度、井口回压、单井掺水量、计量间掺水温度等生产数据进行了实时监测。平均单井采集数据25 018条，累计采集数据50 余万条。

2 不加热集油条件分析

2.1 生产规律认识

开展春、夏、冬三季的现场试验，分析研究不同油井回压趋势及停掺条件。回压变化类型主要分为4 大类6 小类，停掺井4 大类6 小类回压变化趋势见图1。其中平直线型可停掺；小波峰型、小台阶下降型，保证运行平稳后回压小于临界值，可停掺；大台阶上升型、大波浪型，定期掺水进行不加热集油生产；锯齿型不能进行不加热集油。不同油井停掺后回压趋势及停掺条件见表1。

表1 不同油井停掺后回压趋势及停掺条件Tab.1 Return pressure trend and stop blending condition after stopping blending in different oil well

图1 停掺井4 大类6 小类回压变化趋势Fig.1 Variation trend of oil return pressure in four categories and six small categories of stop blending wells

2.2 回压变化类型典型井

1）停掺后无需干预井。这类井回压变化趋势包括平直线型、小波峰型、小台阶下降型等3 类。其特点是停掺后回压和温度波动范围均较小，不需要采取其他措施，即可保持系统稳定运行。

如平直线型N1 井，日产液量6.0 t，含水率88.0%，含聚浓度308 mg/L，井口出油温度20 ℃，集油半径270 m。停掺后回压稳定保持在0.30～0.34 MPa，系统稳定运行。平直线型N1 井停掺后回压和温度变化趋势见图2。

图2 平直线型N1 井停掺后回压和温度变化趋势Fig.2 Return pressure and temperature change trend after stopping blending in flat linear N1 well

2）停掺后需间歇掺水井。这类井回压变化趋势包括大台阶上升型、大波浪型等2 类。这类井的特点是停掺后回压变化较大，通过间歇性的掺水，即可保持系统稳定运行。

如大台阶上升型N2 井，日产液169.0 t，含水率98.0%，含聚浓度748 mg/L，井口出油温度36 ℃，集油半径345 m。停掺后单井回油温度保持在35 ℃左右运行，回压上升较快，上升至0.98 MPa，无法执行停掺运行。对该井采取掺水后，回压迅速下降至0.50 MPa 左右，并可保持稳定运行。大台阶上升型N2 井停掺后回压和温度变化趋势见图3。

图3 大台阶上升型N2 井停掺后回压和温度变化趋势Fig.3 Return pressure and temperature change trend after stopping blending in large step-up ascending N2 well

如大波浪型N3 井，日产液62.0 t，含水率93.0%，含聚浓度642 mg/L，井口出油温度33 ℃，集油半径395 m。停掺后单井回油温度从38 ℃下降至33 ℃运行，平稳阶段回压从0.41 MPa 上升至0.50 MPa，回压变化较小。回压偶出现大波浪形态，通过短暂冲洗管线，即可恢复正常压力状况。此类井可定期掺水进行不加热集油生产。大波浪型N3 井停掺后回压和温度变化趋势见图4。

图4 大波浪型N3 井停掺后回压和温度变化趋势Fig.4 Return pressure and temperature change trend after stopping blending in large wave type N3 well

3）停掺后无法稳定运行井。这类井回压变化趋势主要为锯齿型，停掺后系统压力波动较大，间歇性掺水仍无法保持系统稳定运行，无法实施不加热集油技术。

如 锯 齿 型N4 井，日 产 液37.1 t，含 水 率92.0%，含 聚 浓 度1 242 mg/L，井 口 出 油 温 度36 ℃，集油半径345 m。停掺后单井回油温度从42 ℃下降至37 ℃运行，回压从0.61 MPa 上升至1.26 MPa，回压变化较大。回压呈不规则锯齿形态。该井停掺后均出现过冻井现象，通过少量掺水保证管线不冻堵，回油温度均在33～35 ℃可以保证正常生产。该类井停掺期后回压上升较快，无法执行停掺运行，锯齿型N4 井停掺后回压和温度变化趋势见图5。

图5 锯齿型N4 井停掺后回压和温度变化趋势Fig.5 Return pressure and temperature change trend after stopping blending in sawtooth type N4 well

3 不加热集油技术界限研究

聚驱系统不加热集油技术影响因素较多，各因素相互制约，无法通过某一因素制定不加热集油界限，需对诸多因素的影响程度进行分析。打破区块类型、含聚浓度、产液量、含水率等参数界限，将井口回压、单井回油温度作为评定实施不加热集油的决定因素[8-9]。

3.1 影响因素分析

对20 口油井进行现场试验数据分析表明，聚驱油井通过正常掺水、定期掺水、停掺方式，可以实现不同季节的不加热集油安全生产运行。

不加热集油方式影响因素是多方面的。一是环境温度，随温度上升，停掺井数可增加。二是含聚浓度，正常掺水井普遍分布在高含聚区块。三是产液量，产液量分布比较分散，无法严格区分出产液量分布区域。四是油井含水率，2 口油井含水率达到97%的油井无法实现停掺生产，但有1 口含水率70.9%的油井可实现春季停掺运行。五是集油长度，有1 口集油长度仅60 m 的油井在夏季环境温度最高时却不能停掺运行。不同季节不加热集油方式生产参数变化范围见表2。

表2 不同季节不加热集油方式生产参数变化范围Tab.2 Variation range of production parameters of non-heating oil collection modes in different seasons

因此严格按照产液、含水率、集油长度这些参数划分不加热集油方式是不合理的。因为不加热集油方式的影响因素不是单一的，需要综合评价，油井在一定条件下才可实施不加热集油。

3.2 影响因素关联度计算

聚驱油气集输系统各项参数均可反映在井口回油压力上。集油管线所处的环境因素、集油管道的规格、油井生产情况和采出液的物性参数等都会影响油井井口回压，且油井井口回压在生产中可操作性较强，在现场实施过程中通过回压来判断油井单井不加热集油方式。因此对上述因素与油井井口回压关系进行分析[10]。

将各影响因素与其对应的低温集输可行性构成一组影响度数据，利用熵权法计算低温集输影响因素的客观权重，建立相应的初始相关因素矩阵。对20 口井采用远程设备实时采集不同月份的相关数据，开展权重计算。各影响因素权重见图6，权重大于0.2 的因素有：环境温度（0.96）、产液量（0.39）、含 聚 浓 度（0.34）和 集 油 管 线 长 度（0.27）。

图6 各影响因素权重Fig.6 Weight of each influencing factor

计算8 个影响因素的权重后，继续计算这几个低温集输影响因素的关联度，使用MATLAB 软件、灰色关联法对数据进行计算分析。计算结果显示，相关性最高的为环境温度，其次为产液量、含聚浓度和管长。其中，环境温度主要体现在不同季节的变化上，而产液量、含聚浓度和管道长度为确定该区块油井井口回油压力的主要影响因素。各影响因素关联度见图7。

图7 各影响因素关联度Fig.7 Correlation degree of each influencing factor

3.3 某油田的不加热集油技术界限

通过对4 座计量间20 口油井现场大量试验数据采集及不加热集油实施期间生产运行情况分析，同时结合研究内容，将井口回压、单井回油温度作为评定实施不加热集油的决定因素，将不加热集油技术界限定量化。

取停掺前井口回压平均值以及停掺后井口回压处于上升状态第一个极值计算井口回压波动值（井口回压增加值/停掺前井口回压），对试验井不加热集油情况进行汇总。

根据试验数据，影响油井正常运行的主要参数为井口回压。据监测数据，试验期间内可停掺运行井有12 口，这些井停掺后井口回压均小于0.8 MPa，且波动幅度较小，介于3%—26.9%之间，平均波动幅度为13.3%。正常停掺井回压波动值见图8。

图8 正常停掺井回压波动值Fig.8 Return pressure fluctuation value of normal stop blending wells

可定期掺水运行井有4 口，这些井在停掺后会存在短暂的回压上升，平均井口回压波动为50.4%，定期掺水后井口回压又逐渐趋于平稳。可定期掺水运行的井中，中低含聚油井有2 口，含聚浓度分别为300.5 mg/L 和386.2 mg/L，井口回压波动分别为40.4%和60.5%；高含聚油井井口回压波动分别为67.3%和34.0%。间歇停掺井回压波动值见图9。

图9 间歇停掺井回压波动值Fig.9 Return pressure fluctuation value of intermittent stop mixing wells

需掺水运行井有4 口。该类型油井在停掺后井口压力急速上升，井口回压波动高，回压波动平均值为150%。无法停掺井回压波动值见图10。

图10 无法停掺井回压波动值Fig.10 Return pressure fluctuation value of the mixing wells that cannot be stopped

经综合研究，对于停掺后井口回压小于0.8 MPa，且回压上升幅度小于30%的油井可以停掺水运行；对于停掺后井口回压大于0.8 MPa，或回压波动大于30%的油井应根据情况进行定期掺水或不停掺生产。

4 应用效果

2020 年，20 口试验井中14 口实现全年停掺，20 口井总掺水量由21 m3/h 调减至6 m3/h，平均单井回油温度由35℃降低至29℃。2020 年20 口试验井较往年节气14.0×104m3、节电17.0×104kWh。

同年，加大低温集输实施力度，扩大实施规模。对比该油田其他作业区，试验井所在作业区全站停掺比例75.0%，全站停炉比例100.0%，处于全厂作业区中最高水平。能耗指标下降显著，作业区年节气506.15×104m3，较往年下降48.3%，吨液耗气由1.54 m3下降到0.69 m3，较往年下降55.2%。

5 结论

1）通过对某油田4 座不同含聚浓度的转油站内20 口油井的生产数据进行监测分析，回压是各生产参数综合影响的结果，利用回压来确定不加热集油方式是可行的。

2）采用熵权法—灰色关联度分析法确定了对油田聚驱系统不加热集油界限的影响因素关联性，得出各影响因素的关联度。

3）确定了某油田的不加热集油界限。对于回压波动小于30%的井停掺后运行情况稳定可以进行停掺作业，对于回压波动大于30%的井停掺后应根据情况进行定期适当地掺水。