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淺談不加熱冷輸集輸技術(shù)的應(yīng)用

時(shí)間:2024-08-25 08:03:07 工程力學(xué)畢業(yè)論文 我要投稿
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淺談不加熱冷輸集輸技術(shù)的應(yīng)用

【論文關(guān)鍵詞】冷輸 低溫集輸 管理
【論文摘要】分析了影響冷輸井的主要因素,即受原油凝固點(diǎn)、原油中雜質(zhì)含量、管線粗糙程度、管線長度及綜合含水等因素影響,根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)情況對(duì)關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行分析。開展冷輸集輸不加熱集油技術(shù),摸索出適合采油隊(duì)冷輸集輸?shù)臈l件,指出了科學(xué)操作方法及存在問題,有利于生產(chǎn)管理。   
  所謂冷輸即摻常溫水不加熱集油,是在轉(zhuǎn)油站自放水溫度連續(xù)穩(wěn)定在350C左右,計(jì)量間摻水壓力高于1.4MPa,單井回壓不高于0.6MPa的情況下,可采用摻常溫水不加熱集油方式,可停運(yùn)站內(nèi)全部加熱爐。
  
  1.存在問題
  
 。1)回壓升高。從正常生產(chǎn)的80口油井抽查對(duì)比來看,根據(jù)產(chǎn)量降低值和電流的變化(在油壓達(dá)到0.8MPa時(shí)進(jìn)行量油),油壓達(dá)到0.60MPa時(shí)沖洗干線。便于生產(chǎn)管理,我們把沖洗干線周期定在7天以上,推算出41%的油井(33口)可繼續(xù)冷輸觀查,24%的井(19口)冷輸時(shí)從生產(chǎn)管理上考慮基本上放棄了冷輸。
 。2)環(huán)境因素制約冷輸生產(chǎn)。在冷輸過程中對(duì)于出現(xiàn)異常情況(回壓大于0.6MPa)應(yīng)立即恢復(fù)摻水,避免管線堵。由于113站摻水泵泵效低,平時(shí)運(yùn)行摻水壓力只能達(dá)到1.2 MPa。必須將摻水量控制在最小范圍內(nèi),以保證整個(gè)系統(tǒng)的摻水壓力。例如西21-S504井產(chǎn)液100t,含水87.0%,該井四天內(nèi)油壓由0.35MPa上升到1.15MPa,液量由100t下降到72t,從產(chǎn)液和含水分析該井壓力不應(yīng)上升這樣快,從該井與情況相近的西2-丙02井(油壓14天由0.32 MPa上升到0.88MPa,液量由101t下降到95t)對(duì)比,該井處于低洼地帶,低洼地帶里水把干線淹沒,春季溫度低,造成的油壓上升較快。
  (3)電流變化明顯。有部分井因產(chǎn)量降低電流明顯變化。北1-52-532冷輸前電流51/49,回壓0.28MPa,冷輸?shù)?天電流變化55/47,回壓0.49MPa。高121-23冷輸前電流38/35,回壓0.28MPa,冷輸?shù)?天電流變化42/33,回壓0.95MPa。
  (4)熱洗周期縮短。因?yàn)闊嵯粗芷谂c含水,井口油壓增大,電流變化等因素有關(guān)。在較長時(shí)間冷輸?shù)那闆r下熱洗周期一定會(huì)縮短。
 。5)產(chǎn)量下降。高117-檢23井冷輸前產(chǎn)液量39t,電流49/43,回壓0.3MPa,冷輸?shù)?天產(chǎn)液量20t,電流51/42,回壓1.05MPa,這樣井占全隊(duì)的58.7%。這種情況下因沖洗干線不及時(shí),增加懸點(diǎn)最大載荷,結(jié)蠟點(diǎn)上部的抽油桿柱產(chǎn)生彎曲。因而檢泵率較高。在四月末五月初共出現(xiàn)異常井12井次,其中功圖反映斷脫1井次,1口卡泵,7口負(fù)荷大,造成功圖稍發(fā)胖,載荷變化大,產(chǎn)量降低,3口井為漏失。B1-D7-126,冷輸前77.85/25.89 KN,冷輸后38.78/31.03KN。非正常時(shí)與正常時(shí)的光桿上下載荷有非常明顯的變化,尤其是斷脫井的載荷變化特別大,如高109-27井正常時(shí)光桿上下載荷為51.77/9.27KN,其見聚濃度為57.35mg/l,問題時(shí)該井液面在井口,光桿上下載荷為18.49/5.65KN。判斷其斷脫,作業(yè)中發(fā)現(xiàn)第30根桿斷,上次作業(yè)日期是2004年5月17日,熱洗周期80天,冷輸過程中,該井熱洗與下次熱洗周期時(shí)間差35天,2005年4月28日該井抽油桿斷脫。分析有兩種原因:一是上次作業(yè)時(shí)桿沒有檢測,有疲勞點(diǎn)。二是冷輸實(shí)驗(yàn)中蠟的作用,導(dǎo)致抽油桿載荷加大。高121-25井4月28日上午發(fā)現(xiàn)該井不同步后沒來得及熱洗造成卡泵,后測油壓1.35MPa,套壓0.78MPa,初步判斷因管線回壓高,制約原油流速,蠟從油中析出凝結(jié)在管壁上,造成卡泵。下午熱洗車熱洗三小時(shí)后抽油機(jī)正常生產(chǎn),測油壓0.32MPa。
  
  2.影響因素
  
  (1)凝固點(diǎn)。原油由液體變成固體,或相反從固體變成液體都不象單一化合物那樣在一定的溫度點(diǎn)完成,而是逐漸完成的。隨溫度降低,變得越來越稠。大慶油田含蠟量在20%-30%,原油凝固點(diǎn)在25--30℃之間,這一溫度正是大慶原油在規(guī)定條件下冷卻到停止運(yùn)移時(shí)的最高溫度。從我們現(xiàn)場對(duì)回油溫度監(jiān)測來看,除電泵井外,絕大部分回油溫度均在32℃左右,單井最低達(dá)到28℃。冷輸時(shí),一些單井回油溫度低,接近于凝固點(diǎn),可以看出凝固點(diǎn)滯留了流速,原油失去了流動(dòng)性,慢慢凝固,縮小了油線孔徑,增加了油流阻力。
  (2)原油中雜質(zhì)、泥、砂。原油中的水粒及砂粒都是結(jié)晶核聚集的良好晶核,在原油結(jié)蠟時(shí),甚至?xí)乖湍獭母?11-26井分析看,該井在回壓達(dá)到0.82MP時(shí),產(chǎn)液量降低,油管線不通。從后期泵漏失作業(yè)檢泵來看,活塞卡死在泵筒內(nèi),泵筒內(nèi)有大量砂粒,從該井現(xiàn)場觀察,原油中雜質(zhì)、泥、砂等都影響冷輸生產(chǎn)。
 。3)管線嚴(yán)重老化,粗糙。北1-60-528井與西丁2-1井對(duì)比,我們看到產(chǎn)液、含水、回油溫度、管線長度、泵況等大致相同下進(jìn)行對(duì)比。兩口井冷輸時(shí)沖洗干線周期確大不相同,在管線內(nèi)部進(jìn)行分析,通過管線打眼進(jìn)行解剖觀察,北1-60-528井是新更換管線,而西丁2-1井是嚴(yán)重老化管線,管線粗糙。原因基本是由管線內(nèi)部粗糙引起的,管線內(nèi)部粗糙使來油油流速度變小,引發(fā)結(jié)蠟快。
 。4)單井管線長度。選取了不同管線長度,但產(chǎn)液量、含水、油壓接近的6口井,對(duì)其壓力變化見表1。
  由表1可知,壓力升至0.60MPa所用的時(shí)間分別為4天、6天、8天、10天、12天,需要沖洗地面管線。對(duì)于管線長的井壓力上升較快,主要是因?yàn),管線越長,熱量損失越大,原油析蠟?zāi)淘诠鼙诘臅r(shí)間越短,壓力升高越快。從目前實(shí)際生產(chǎn)管理角度考慮,管線超過600m的井由于回壓升升高較快,管線沖洗周期短,不利于冷輸,特別是冬季管理,管線易凝。

 
 。5)產(chǎn)液量、含水。統(tǒng)計(jì)表明,含水低于70%的井,共8口,低含水井產(chǎn)量降低幅度較大,冷輸前平均日產(chǎn)液23t,日產(chǎn)油12t,綜合含水47.28%,冷輸2-4天產(chǎn)量不同程度的下降,在冷輸?shù)谒奶鞎r(shí),平均日降液9t,沖洗干線周期3天,如高111-更27井,含水36.4%,冷輸前日產(chǎn)液22t,回壓0.28MPa,冷輸?shù)?天,日產(chǎn)液12t,回壓上升到0.88MPa,日影響液量10t。這部分井回壓上升快,原油粘度高,流動(dòng)性差,輸送過程中管壁易結(jié)蠟,容易造成卡泵等。加上沖洗干線周期短,員工工作量大,沖洗較亂,影響系統(tǒng)壓力,給生產(chǎn)管理帶來極大困難。因此直接定性,含水低于70%的油井不適合冷輸生產(chǎn)。統(tǒng)計(jì)含水70%-80%之間共10口井,這部分井產(chǎn)量下降幅度也較大,冷輸前后對(duì)比平均日降液7t,沖洗干線周期4-5天,從結(jié)蠟及管理角度考慮也不適合冷輸。統(tǒng)計(jì)含水80%-90%之間共25口井,這部分井中產(chǎn)液80t以上8口井適合季節(jié)性冷輸。含水大于90%井37口,其中日產(chǎn)液80t以上10口井,沖洗干線周期12天以上,適合常年冷輸,日產(chǎn)液80t以下井適合季節(jié)性冷輸。含水小于80%的井不適合冷輸,含水大于80%產(chǎn)液80t以上、含水小于90%產(chǎn)液80t以下的井適合季節(jié)性冷輸,含水大于90%產(chǎn)液80t以上的井適合常年冷輸。
 。6)采出液聚合物濃度高和地面原油粘度。部分符合季節(jié)停摻條件井,因采出液聚合物濃度高(或是乳化油形式),沖洗干線周期比季節(jié)停摻?jīng)]見聚時(shí)短,可見采出液聚合物濃度高也影響了冷輸生產(chǎn)。大慶油田薩爾圖和葡萄花油層原油粘度在50℃時(shí)為19.4MPa.s和18.9MPa.s,無論是地面原油還是地下原油,其粘度對(duì)溫度的變化都是很敏感的。溫度增加,粘度降低,相反,溫度下降,粘度增加。在冷輸時(shí),溫度降低,粘度增加,使來油油流速度變小,引發(fā)結(jié)蠟快, 影響冷輸生產(chǎn)。
 。7)管徑、環(huán)境、管理制度不同等。從生產(chǎn)管理角度考慮,把6天以上沖洗干線的井定為符合冷輸條件的井,這部分井分布在8個(gè)計(jì)量間,較分散。建議把分布在8個(gè)計(jì)量間33口井進(jìn)行停摻,其它47口井我們進(jìn)行低溫集輸。
  
  3.結(jié)束語
  
  大慶原油凝固點(diǎn)在25-30℃之間,對(duì)于回油溫度低于30℃的油井不適合冷輸輸送,應(yīng)采取低溫集輸方式。管線長度超過600m的井不利于冷輸,特別是冬季管理,管線易凝。從產(chǎn)液、含水角度考慮,含水低于70%井即不適合冷輸也不適合低溫集輸,含水70-80%井不適合冷輸?shù)m合低溫集輸,含水80%-90%之間,產(chǎn)液80t以上的井適合季節(jié)性冷輸,含水大于90%,產(chǎn)液80t以上的井適合常年冷輸。抽油機(jī)井發(fā)現(xiàn)油壓上升到0.6MPa時(shí)立即沖洗地面管線。在冬季,要加強(qiáng)停摻井的管理,對(duì)停摻的測壓井、作業(yè)井、故障停機(jī)井要采取得當(dāng)?shù)膽?yīng)對(duì)措施,及時(shí)處理防止管線凍、堵、凝的發(fā)生。
  
  參考文獻(xiàn):
  [1] 張琪.采油工程原理與設(shè)計(jì)[M].山東:石油大學(xué)出版社,2000.

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