張偉哲(大慶油田第一采油廠規(guī)劃設(shè)計研究所，黑龍江 大慶 163000)

0 引言

樹(環(huán))狀流程井自2010年在采油某廠推廣應(yīng)用以來，通過老區(qū)改造及產(chǎn)能工程建設(shè)，共建樹(環(huán))狀流程424 組，轄井1540口。通過分析在應(yīng)用過程中出現(xiàn)的問題，總結(jié)經(jīng)驗，不斷摸索，反復(fù)試驗，完善了樹(環(huán))狀流程集油工藝。

1 采油某廠樹(環(huán))狀集油工藝現(xiàn)狀及存在的問題

為了節(jié)省地面建設(shè)工程投資，規(guī)劃在地面建設(shè)中大力推廣樹(環(huán))狀集油工藝的應(yīng)用，并隨著產(chǎn)能、老區(qū)改造、基建節(jié)余項目建設(shè)的推進，逐漸擴大其應(yīng)用范圍。

樹(環(huán))狀集油工藝設(shè)計參數(shù)與常規(guī)雙管集油工藝的設(shè)計參數(shù)相比有一定的調(diào)整，主要有：單井來液入轉(zhuǎn)油站的溫度由高于凝固點3～5℃進站變?yōu)槟厅c進站(即降低摻水溫度，節(jié)能降耗)；井口最大回壓由1.0MPa 調(diào)整為1.5MPa；單井摻水量由0.8m3/h 調(diào)整為0.3m3/h。

樹狀(環(huán)狀)流程示意圖如圖1、圖2 所示。

圖1 樹狀集油管網(wǎng)示意圖

圖2 環(huán)狀集油管網(wǎng)示意圖

樹狀(環(huán))流程通過近幾年實際生產(chǎn)中的應(yīng)用，逐步暴露出了一些問題，主要問題有：

(1)部分單井回壓升高、管線沖洗頻繁。樹(環(huán))狀流程井沖洗干線周期一般在10～15 天，小隊人員需不定期沖洗干線化蠟來降低回壓。

(2)管理難度增大。從注聚以來，產(chǎn)液粘度增大，熱洗管線很難沖掉管道內(nèi)部大量的含聚合物的雜質(zhì)，長時間積累后造成管線管徑變細(xì)，導(dǎo)致在冬季實際生產(chǎn)中，掛接井?dāng)?shù)多的樹狀流程井存在分流，使有些井摻水進不去，造成凍堵，小隊管井人員無法迅速處理開凍井管線，處理難度增大，造成單井停產(chǎn)，影響產(chǎn)量。

2013年某廠注高濃度聚合物及三元復(fù)合驅(qū)油，產(chǎn)液量增加，高濃度聚合物使產(chǎn)液粘度進一步增加，導(dǎo)致回壓提升，影響產(chǎn)量。為了解決這一問題，保障油田生產(chǎn)平穩(wěn)運行，集中采取了一些整改措施。

2 采油某廠樹(環(huán))狀流程井改造效果分析

針對目前樹狀、環(huán)狀流程井帶來的問題，對其進行逐步改造，拆分樹狀、環(huán)狀流程井，具體以某油礦所轄驅(qū)塊為例：

2010年某區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)中某礦聚中某09 轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)、中某09 轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)、中某05 轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)共新建油井359口，為節(jié)省地面建設(shè)投資，部分油井采用了樹(環(huán))狀集油流程。

其中樹狀和環(huán)狀流程井共253口，分屬79個樹或環(huán)。目前共有16個樹或環(huán)的60口井因回壓升高需要定期沖洗管線，占已投產(chǎn)樹或環(huán)總數(shù)的20.25%，占井?dāng)?shù)的23.71%。沖洗管線的標(biāo)準(zhǔn)是回壓達到1.5MPa。沖洗方式為聚中某09 站外系統(tǒng)因無固定熱洗工藝，采用熱洗車沖洗，中某05 站外系統(tǒng)采用固定熱洗流程的熱洗水進集油管線沖洗。

2.1 選取高回壓井6口，對其定期沖洗，觀察回壓的變化

由觀察結(jié)果可知，在一個沖洗周期內(nèi)，6口單井回壓均先逐步升高，沖洗后立即降低?？梢酝茢鄦尉芫€隨著生產(chǎn)運行時間的增長，集油管道內(nèi)結(jié)蠟越來越多，從而使堵塞越來越嚴(yán)重。當(dāng)熱洗水沖開堵塞處后，管線暢通，且摩阻降低，單井回壓恢復(fù)正常。因只從樹狀流程的端點井開始，只沖洗干線，不沖洗單井支線，就可以使回壓恢復(fù)到正常，因此判斷干支線連接處堵塞的可能性更大。

2.2 選取回壓異常井10口，監(jiān)測沖洗前后10口單井產(chǎn)液量的變化

管線沖洗后單井回壓最高下降了0.75 MPa，最低下降了0.43MPa，平均下降了0.62MPa，10口單井沖洗前后產(chǎn)液量平均上升25.8%。因此沖洗管線可以使單井管線內(nèi)的蠟及雜質(zhì)去除從而使堵塞的管線暢通，集油管徑從小變大，管線摩阻由大變小，回壓逐漸下降，產(chǎn)液量上升。10口井沖洗后累計產(chǎn)液量增加363t/d。

2.3 選取3組樹狀流程井進行單井分開計量

試驗結(jié)果得出，單井分開計量，降低井口回壓可核增日產(chǎn)液16%～22%，日產(chǎn)油3.3t～4.8t。

3 認(rèn)識和建議

3.1 目前的集輸工藝可以滿足生產(chǎn)需要

聚中某09 轉(zhuǎn)油站、中某09 轉(zhuǎn)油站、中某05轉(zhuǎn)油站站外系統(tǒng)的樹(環(huán))狀流程井回壓異常的主要原因是管線結(jié)蠟從而使管線堵塞，管徑變細(xì)，管線摩阻增大。因改變了技術(shù)參數(shù)，樹(環(huán))狀工藝較常規(guī)雙管流程集油工藝溫度低，凝固點附近管線更易結(jié)蠟，因此摩阻增加，回壓上升，與常規(guī)雙管流程計量間相比，平均回壓要小34.5%。

3.2 樹狀和環(huán)狀集油流程不是井口回壓高的主要原因

采油某礦已投產(chǎn)的79 組樹狀、環(huán)狀流程井中，只有16 組涉及單井60口因回壓超過1.5MPa 需要定期沖洗管線，占已投產(chǎn)總數(shù)的20.25%，79.75%的樹狀、環(huán)狀流程井回壓正常。

3.3 設(shè)計參數(shù)的改變是樹(環(huán))狀工藝井口回壓略高的原因之一

常規(guī)雙管集油流程設(shè)計進站溫度高于凝固點3～5℃，現(xiàn)在樹(環(huán))集油流程以凝固點進站；井口最大回壓由1.0MPa 調(diào)整為1.5MPa；設(shè)計管徑、摻水量、摻水溫度等都有所下降。設(shè)計參數(shù)的變化使集油管道摩阻比常規(guī)的雙管集油流程要大，井口回壓變高。

3.4 回壓高影響單井產(chǎn)液量

回壓異常的樹(環(huán))狀單井沖洗后回壓明顯下降，產(chǎn)液量較沖洗前平均提高了25.8%；老井由雙管流程改為樹狀流程后，回壓基本都會上升，產(chǎn)液量平均下降28.2%。

3.5 加強生產(chǎn)管理可降低井口回壓

改變設(shè)計參數(shù)后，集油溫度降低。因此管線結(jié)蠟比以前嚴(yán)重，進而導(dǎo)致單井回壓升高。因此應(yīng)加強生產(chǎn)管理，提高轉(zhuǎn)油站出站的摻水溫度，使單井進間溫度提高2-3℃，從而改善管線結(jié)蠟堵塞現(xiàn)狀，降低井口回壓。

3.6 尋找管線堵塞點，尤為重要

由于存在局部摩阻，可對管線現(xiàn)場開孔，尋找管線堵塞點；并確認(rèn)管線結(jié)蠟情況。

3.7 加強管線沖洗，可提高產(chǎn)液量

沖洗管線對降低單井回壓，提高產(chǎn)液量有顯著作用，所以在今后的日常管理中，定期沖洗單井管線可以列為正常的生產(chǎn)管理措施。

3.8 優(yōu)化設(shè)計參數(shù)，可將降低樹(環(huán))集油流程單井回壓高

樹(環(huán))狀集油工藝目前是相對成熟的集油工藝，但在實際生產(chǎn)過程中也會出現(xiàn)不適應(yīng)的情況，應(yīng)將這種情況反映給設(shè)計者或管理人員，針對回壓高的單井應(yīng)考慮凝固點附近原油流變性的變化及結(jié)蠟情況。對單井管線的管徑及來液的進站溫度等參數(shù)進一步優(yōu)化。

3.9 完善單井計量工藝，可以準(zhǔn)確計量單井液量

認(rèn)真分析研究現(xiàn)有單井計量手段存在的問題，完善該計量工藝。目前為了更準(zhǔn)確計量樹狀和環(huán)狀流程單井液量，可以按照模擬井口回壓的工況點對總產(chǎn)液量進行劈分。