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浅谈不加热冷输集输技术的应用

【论文关键词】冷输 低温集输 管理
【论文摘要】分析了影响冷输井的主要因素,即受原油凝固点、原油中杂质含量、管线粗糙程度、管线长度及综合含水等因素影响,根据实际生产情况对关键参数进行分析。开展冷输集输不加热集油技术,摸索出适合采油队冷输集输的条件,指出了科学操作方法及存在问题,有利于生产管理。   
  所谓冷输即掺常温水不加热集油,是在转油站自放水温度连续稳定在350c左右,计量间掺水压力高于1.4mpa,单井回压不高于0.6mpa的情况下,可采用掺常温水不加热集油方式,可停运站内全部加热炉。
  
  1.存在问题
  
  (1)回压升高。从正常生产的80口油井抽查对比来看,根据产量降低值和电流的变化(在油压达到0.8mpa时进行量油),油压达到0.60mpa时冲洗干线。便于生产管理,我们把冲洗干线周期定在7天以上,推算出41%的油井(33口)可继续冷输观查,24%的井(19口)冷输时从生产管理上考虑基本上放弃了冷输。
  (2)环境因素制约冷输生产。在冷输过程中对于出现异常情况(回压大于0.6mpa)应立即恢复掺水,避免管线堵。由于113站掺水泵泵效低,平时运行掺水压力只能达到1.2 mpa。必须将掺水量控制在最小范围内,以保证整个系统的掺水压力。例如西21-s504井产液100t,含水87.0%,该井四天内油压由0.35mpa上升到1.15mpa,液量由100t下降到72t,从产液和含水分析该井压力不应上升这样快,从该井与情况相近的西2-丙02井(油压14天由0.32 mpa上升到0.88mpa,液量由101t下降到95t)对比,该井处于低洼地带,低洼地带里水把干线淹没,春季温度低,造成的油压上升较快。
  (3)电流变化明显。有部分井因产量降低电流明显变化。北1-52-532冷输前电流51/49,回压0.28mpa,冷输第8天电流变化55/47,回压0.49mpa。高121-23冷输前电流38/35,回压0.28mpa,冷输第8天电流变化42/33,回压0.95mpa。
  (4)热洗周期缩短。因为热洗周期与含水,井口油压增大,电流变化等因素有关。在较长时间冷输的情况下热洗周期一定会缩短。
  (5)产量下降。高117-检23井冷输前产液量39t,电流49/43,回压0.3mpa,冷输第8天产液量20t,电流51/42,回压1.05mpa,这样井占全队的58.7%。这种情况下因冲洗干线不及时,增加悬点最大载荷,结蜡点上部的抽油杆柱产生弯曲。因而检泵率较高。在四月末五月初共出现异常井12井次,其中功图反映断脱1井次,1口卡泵,7口负荷大,造成功图稍发胖,载荷变化大,产量降低,3口井为漏失。b1-d7-126,冷输前77.85/25.89 kn,冷输后38.78/31.03kn。非正常时与正常时的光杆上下载荷有非常明显的变化,尤其是断脱井的载荷变化特别大,如高109-27井正常时光杆上下载荷为51.77/9.27kn,其见聚浓度为57.35mg/l,问题时该井液面在井口,光杆上下载荷为18.49/5.65kn。判断其断脱,作业中发现第30根杆断,上次作业日期是2004年5月17日,热洗周期80天,冷输过程中,该井热洗与下次热洗周期时间差35天,2005年4月28日该井抽油杆断脱。分析有两种原因:一是上次作业时杆没有检测,有疲劳点。二是冷输实验中蜡的作用,导致抽油杆载荷加大。高121-25井4月28日上午发现该井不同步后没来得及热洗造成卡泵,后测油压1.35mpa,套压0.78mpa,初步判断因管线回压高,制约原油流速,蜡从油中析出凝结在管壁上,造成卡泵。下午热洗车热洗三小时后抽油机正常生产,测油压0.32mpa。
  
  2.影响因素
  
  (1)凝固点。原油由液体变成固体,或相反从固体变成液体都不象单一化合物那样在一定的温度点完成,而是逐渐完成的。随温度降低,变得越来越稠。大庆油田含蜡量在20%-30%,原油凝固点在25--30℃之间,这一温度正是大庆原油在规定条件下冷却到停止运移时的最高温度。从我们现场对回油温度监测来看,除电泵井外,绝大部分回油温度均在32℃左右,单井最低达到28℃。冷输时,一些单井回油温度低,接近于凝固点,可以看出凝固点滞留了流速,原油失去了流动性,慢慢凝固,缩小了油线孔径,增加了油流阻力。
  (2)原油中杂质、泥、砂。原油中的水粒及砂粒都是结晶核聚集的良好晶核,在原油结蜡时,甚至会使原油凝固。从高111-26井分析看,该井在回压达到0.82mp时,产液量降低,油管线不通。从后期泵漏失作业检泵来看,活塞卡死在泵筒内,泵筒内有大量砂粒,从该井现场观察,原油中杂质、泥、砂等都影响冷输生产。
  (3)管线严重老化,粗糙。北1-60-528井与西丁2-1井对比,我们看到产液、含水、回油温度、管线长度、泵况等大致相同下进行对比。两口井冷输时冲洗干线周期确大不相同,在管线内部进行分析,通过管线打眼进行解剖观察,北1-60-528井是新更换管线,而西丁2-1井是严重老化管线,管线粗糙。原因基本是由管线内部粗糙引起的,管线内部粗糙使来油油流速度变小,引发结蜡快。
  (4)单井管线长度。选取了不同管线长度,但产液量、含水、油压接近的6口井,对其压力变化见表1。
  由表1可知,压力升至0.60mpa所用的时间分别为4天、6天、8天、10天、12天,需要冲洗地面管线。对于管线长的井压力上升较快,主要是因为,管线越长,热量损失越大,原油析蜡凝固在管壁的时间越短,压力升高越快。从目前实际生产管理角度考虑,管线超过600m的井由于回压升升高较快,管线冲洗周期短,不利于冷输,特别是冬季管理,管线易凝。

 
  (5)产液量、含水。统计表明,含水低于70%的井,共8口,低含水井产量降低幅度较大,冷输前平均日产液23t,日产油12t,综合含水47.28%,冷输2-4天产量不同程度的下降,在冷输第四天时,平均日降液9t,冲洗干线周期3天,如高111-更27井,含水36.4%,冷输前日产液22t,回压0.28mpa,冷输第4天,日产液12t,回压上升到0.88mpa,日影响液量10t。这部分井回压上升快,原油粘度高,流动性差,输送过程中管壁易结蜡,容易造成卡泵等。加上冲洗干线周期短,员工工作量大,冲洗较乱,影响系统压力,给生产管理带来极大困难。因此直接定性,含水低于70%的油井不适合冷输生产。统计含水70%-80%之间共10口井,这部分井产量下降幅度也较大,冷输前后对比平均日降液7t,冲洗干线周期4-5天,从结蜡及管理角度考虑也不适合冷输。统计含水80%-90%之间共25口井,这部分井中产液80t以上8口井适合季节性冷输。含水大于90%井37口,其中日产液80t以上10口井,冲洗干线周期12天以上,适合常年冷输,日产液80t以下井适合季节性冷输。含水小于80%的井不适合冷输,含水大于80%产液80t以上、含水小于90%产液80t以下的井适合季节性冷输,含水大于90%产液80t以上的井适合常年冷输。
  (6)采出液聚合物浓度高和地面原油粘度。部分符合季节停掺条件井,因采出液聚合物浓度高(或是乳化油形式),冲洗干线周期比季节停掺没见聚时短,可见采出液聚合物浓度高也影响了冷输生产。大庆油田萨尔图和葡萄花油层原油粘度在50℃时为19.4mpa.s和18.9mpa.s,无论是地面原油还是地下原油,其粘度对温度的变化都是很敏感的。温度增加,粘度降低,相反,温度下降,粘度增加。在冷输时,温度降低,粘度增加,使来油油流速度变小,引发结蜡快, 影响冷输生产。
  (7)管径、环境、管理制度不同等。从生产管理角度考虑,把6天以上冲洗干线的井定为符合冷输条件的井,这部分井分布在8个计量间,较分散。建议把分布在8个计量间33口井进行停掺,其它47口井我们进行低温集输。
  
  3.结束语
  
  大庆原油凝固点在25-30℃之间,对于回油温度低于30℃的油井不适合冷输输送,应采取低温集输方式。管线长度超过600m的井不利于冷输,特别是冬季管理,管线易凝。从产液、含水角度考虑,含水低于70%井即不适合冷输也不适合低温集输,含水70-80%井不适合冷输但适合低温集输,含水80%-90%之间,产液80t以上的井适合季节性冷输,含水大于90%,产液80t以上的井适合常年冷输。抽油机井发现油压上升到0.6mpa时立即冲洗地面管线。在冬季,要加强停掺井的管理,对停掺的测压井、作业井、故障停机井要采取得当的应对措施,及时处理防止管线冻、堵、凝的发生。
  
  参考文献:
  [1] 张琪.采油工程原理与设计[m].山东:石油大学出版社,2000.

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