套管气回装置在稠油井探究和应用

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1、套管气回装置在稠油井探究和应用　　摘要：生产实践表明，从油藏管理、采油管理、日常现场管理的不同角度分析，合理控套对油井平稳生产的重要性。本文通过改造稠油井井口控套装置来降低套管气对油井影响，提高油井产能。该装置回收气量大、单井增产显著，为同类油藏解决生产难题起到了较好的借鉴作用。关键词：稠油井高套压油井控套装置合理控套一、概况1.中心站概况中心站目前共有油井157口、开井60口，日产液970.6t、日产油89.2t、日产气5500m3，综合含水84.4%，其中稠油井49口，占开井总数的82%，我站稠油井主要为欢17兴隆台油井。二、生

2、产中存在的主要问题1.日常管理方面：冬季生产，球阀易冻堵由于我站控套井采取的是套管与油管连通，中间加控套阀与进站液直接进站的收气方式，该方式在冬季生产时缺点就是由于套管气不纯易造成闸门和中间球阀冻堵，这样就会使套压升高，造成憋压使产量下降，甚至会导致油井不出、管线冻堵。2.生产管理方面：套压不稳定，管理难度大6套压控制不稳定会造成：①计量不准确；②动液面、沉没度下降；③油井出现“气锁”现象，导致油井不出。3.地质开发方面3.1套压高影响液面及产量对本站稠油井套压在0.5MPa左右的8口油井进行统计，通过对比我们发现，平均单井日产液为

3、8.7t、平均单井泵效仅有24%，与全站水平（平均单井日产液为15t、平均单井泵效46%）差异较大。3.2热采周期短由于本站生产的油藏条件，地层能量低和单井供液差是主要问题，稠油井平均单井注汽周期已达12.6次，而因为气体影响本站高套压油井的热采周期仅有240天，与本区块的平均热采周期310天相差比较明显。三、改装控套装置可行性分析1.提出思路及基本流程原理我站稠油井多数为平台井生产利用有利于条件，采取单井→平台→外输系统的收气模式。先将每个平台的单井通过单独的回收气管线集中到平台的小型空冷器进行处理，然后通过输气管线直接回收或用于

4、井口水套炉加热。从而解决了油井收气量小、空套阀冻堵的问题，实现平稳高效收气。2.有利的改造条件6本站利用平台井优势，这样更有利于工艺改造、现场管理和成本节约。2.1现有井口装置和设备由于使用的是控套阀收气装置，所以在改造时只需将套管炮位末端断开后直接与收气管线连接，不必重新设计和制作井口工艺，同时还可利用井口闲置的小型空冷器装置，减少投资成本。2.2系统气管线和加热炉供气管线的利用本站在改造过程中不需要铺设专用的收气干线，而是直接利用平台加热炉的供气管线，这样既利用了资源又节约了成本。经过统计本站可利用的管线长度1500m左右。3.

5、成本投资小，见效快本次改造计划实施生产平台12个，油井38口，需小型空冷器装置7台，井口管线200米，各类闸门、小阀门预算投资为每个平台2.5万元，则总成本为12×2.5=30万元。每个平台按3口井，每口井日增气量100m3计算则每个平台日增气量为3×100=300m3，本次投资回收期大约需要2～3个月时间。由上可以看出，本次改造需要的设备少、投资小，从预计的效果来看成本回收有保障且回收期短、见效快。4.“被动控套”变“主动控套”6在日常生产的管理过程中需要不定期的录取套压才能够采取措施，并且在使用球阀控套时只有当套压大于油压时套管

6、气才会排出（0.35MPa），这样很容易造成憋压，影响油井正常生产。而新式的控套装置应用后，只要套压大于系统压力（0.12MPa）时气体就可以排出，不会有“有压泄不了、有气出不来”的情况发生。四、实施及效果评价1.实施过程1.1实施原则①改造一口投产一口不影响产量；②修旧利旧、节约成本；③保障过程安全。1.2实施步骤本次改造以单井为基础、以平台为单位，由简单到复杂的顺序进行实施，具体细节如下：勘察现场，确定方案预设地面管线、设备关闭油管套管闸门套管炮位段切断和预设地面管线碰头门、管线验漏投产使用。本站于2012年9月份开始进行地面设

7、备改造历时1年在2013年8月份全部完工，共涉及自然站2座、生产平台13个、稠油生产井38口。2.效果评价2.1降低管理难度、减少工作量6改造实施后的油管闸门关闭、套管闸门常开，这样舍去了频繁测取套管压力和开关套管闸门工序，管理上更加方便易于操作，尤其是在冬季生产过程中，套管气直接进站，无控套阀冻堵的现象发生，减少员工频繁用开水解冻控套阀的工作量。2.2控套稳定，生产更加平稳井口控套装置的改进使得班站含水稳定、取样、计量准确；井底生产压差平稳，不会造成动液面和沉没度波动；同时无控套过快、憋压情况发生。2.3生产数据明显提升平均单井套

8、压有0.54MPa下降到0.124MPa；平均单井日产液由14吨上升到20吨；平均单井泵效由46%上升到58%；平均单井动液面由967m上升到921m。实施后取得效果非常明显，目前已累增油2774t、累增气量137.8×104m3。五