时间：2015-12-20 23:27:44 所属分类：天然气工业 浏览量:
摘 要：探索A地区油井低温集输先导性试验，并总结低温集输试验所取得的认识，同时对低温集输在日常管理中存在问题进行分析，并提出了解决方法，为其他油田低温集输技术的推广提供指导作用。 关键词：低温集输；应用；可行性 1.低温集输推广应用的必要性和有
摘 要：探索A地区油井低温集输先导性试验，并总结低温集输试验所取得的认识，同时对低温集输在日常管理中存在问题进行分析，并提出了解决方法，为其他油田低温集输技术的推广提供指导作用。
关键词：低温集输；应用；可行性
1.低温集输推广应用的必要性和有利条件
1.1 应用必要性
B断块是我厂开发较早的区块之一，多数井原油属于石蜡基原油，含蜡量达19.8％，凝固点为35.9℃，粘度在8.14MPa.s。随着油田开发进入高含水采油阶段，可采储量减少，原油单耗增加，成本投入加大，节能降耗工作正逐渐被重视。从油田的长远发展看，实现油井低温集输势在必行，该技术在节能降耗、延长加热炉的使用寿命等方面都具有十分重要的意义，非常具有推广应用的必要性。
1.2 低温集输技术概述
低温集输是指油井在停止掺水或降低掺水温度的条件下采用的一种集输方式，它可分为掺常温水集输、掺降温水集输，B断块地区2010年开始进行降低掺水温度先导性试验。
1.3 应用有利条件
多年来，某油田进行了多项低温集输试验研究，积累了大量的理论和实践经验，尤其近几年，在油田实施低成本战略推动下，原油低能耗集输技术的研究与应用又有了新发展。大量的研究和生产应用结果表明，油田进入高含水后期，有利于实现油井低温集输。
(1)含水原油转相后，粘度大幅降低，流动性能变好，有利于低温集输。
(2)随着原油含水升高，管壁结蜡量降低，有利于低温输送。由于高含水时管壁形成水膜，阻碍了蜡晶体在管壁上的附着。因此，这一现象说明，原油达到高含水后，对管壁结蜡有抑制作用，有利于实现低温集输。
(3)当回压上升时，可结合油井热洗或定期对回油管线进行清洗，在油井低温集输过程中可保障集输管道畅通。
2.实施效果评价
2.1 应用概况
B断块地区共有抽油机井83口，正常开井68口，计量间5座，中转站1座。截止目前，我们对该地区所有油井进行了低温集输试验。具体情况见表1。
表1 B断块地区低温集输概况表
2.2 效果分析
通过一年来的不断实践摸索，影响低温集输井正常生产因素主要有回压、管线长度、回油温度、日产液量、含水等参数。
(1)单井回压对低温集输技术的影响。油压是指在油井正常生产过程中，油从井底流动到井口的剩余压力，是原油在地面管线流动的源动力；回压是指原油在地面管线中流动压力，其最高值应与油压相同。为了分析原油在地面管线流动时的压力变化，我们选取了不同管线长度、管径、不同产液、含水的6口井作为实验井，6口井合计日产液46.1吨，含水71.4％，回油温度34.2度，掺水压力1.8Mp，具体实验见图1。
图1低温集输回压变化曲线
图1中，0点代表正常掺水输油压力，其它点代表冷输后每两天压力变化情况。从图中可以看出，低温集输开始的1～2天时压力较正常压力略低，分析原因是在低温集输时掺水量较正常时少，这样回油管线中的空间相对大些，原油流动空间增大，对井口采出液压力起到释放作用，因此会略有降低。当生产时间逐渐延长时，回压升高，是因为采取低温集输后，回油温度降低，蜡质析出，原油逐渐管壁凝结，流动通道变小，回压升高。在低温集输初期，压力上升相对平稳，当压力升至0.7MPa以后，上升速度加快，原因是：蜡质析出所需条件是温度低于析蜡点和具备凝结核，一旦管壁出现凝结现象，蜡质析出速度会大大加快，压力随之上升速度加快。当低温集输井口回压升至0.7MPa，大约在18天左右，应及时冲洗地面管线，以保证原油流动通道的畅通。
(2)回油温度对低温集油技术的影响。根据2009年低温集输实践中的研究成果认为，升13断块地区回油温度高于35℃时可以满足集输要求，我们今年5月开始把回油温度由原来的38℃继续下调进行试验。
(3)单井管线长度对低温集油技术的影响。我们选取了不同管线长度，但产液量、含水、油压接近的6口井，对其压力变化做以分析。分析表明，压力升至0.7MPa所用的时间可以看出：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。
(4)产液量、含水对低温集输技术的影响。根据B断块地区不加热集油技术实际应用情况，产液量、含水相当的油井，管线越长越不利于低温集输，产液量高、含水高的油井有利于实现低温集输。对于单环产液量较低、含水较低、间抽开井的建议不实行低温集输。
2.3存在的问题
(1)油压逐渐升高，影响产量。A1井6月份进行了油压升高是否影响产量试验，该井正常时日产液9.5t，日产油1.2t，含水87%。油压由0.6MPa升高至1.0MPa时，产液8.9t，下降了0.6t。低温集输对油压较高的高产液量井的产量影响较小，而对泵况有问题或产量特别低的严重供液不足井影响较大。总的来说，在低温集输过程中，会因管线回压升高，造成油井油压有升高的趋势，从而影响部分井的产量(主要是泵况差井的产量)，但影响产量较小。
(2)管线在低温集输一段时间后，由于管壁结蜡严重，要定期进行洗线，确保管线畅通，因此要花费一定的人力和物力。
2.4 效益评价
低温集输技术的推广意义在与其节能性，该技术能够做到节气、节电、节水，降低加热炉损耗和掺水泵的负荷，从而实现节能降耗，以达到控制成本投入、实施低成本战略的目的。从B断块地区目前实现低温集输的情况看，此技术的经济效益非常可观。考虑到设备、天气变化等不确定因素的影响，我们选择低温集输前后数据进行对比，掺水温度由往年的60℃降低到52℃，回油温度由38℃降低到34℃，日掺水量由1895 m3下降到1131 m3，日掺水量下降了764 m3；掺水泵日耗电由1957kWh下降到1148kWh，日节约用电809kWh，平均日耗气由4031 m3下降到3081m3，日节约用气950 m3。根据目前天然气价格1.00元/ m3、用电价格0.5元/kWh 进行计算，平均每天创造经济效益1400元，低温集输经济效益非常可观，极具推广价值。
3.几点认识
(1)低温集油技术界限。单环的回油温度不低于34℃；单环的回压不高于0.7MPa。
(2)要加强管理，制定和完善生产管理制度。做好白天和夜晚巡回检查、资料录取、异常井特殊井情况跟踪工作；对压力、温度等资料数据定期进行动态分析，摸索总结变化规律，制定合理的管线冲洗周期和计划，适时进行调整，达到科学管理；
(3)在冬季，要加强对低产井的管理，尤其对实施间抽制度的油井要采取相应的措施，防止管线冻、堵、凝的发生；
(4)低温集输技术应与油井热洗配合进行。限于目前情况，单环回压升高较快，平均冲洗周期28天，还不能完全实现低温集输，频繁冲洗管线还会造成系统不平稳，为了延长管线冲洗周期，建议对油井热洗考虑所在回油管线所在位置，如各个环上的井合理安排热洗，使同一个环上的两口井热洗间隔控制15天左右。
3.4回压升至0.7～0.8MPa时应及时冲洗管线，确保管线畅通
参考文献：
[1] 张国友.大庆油田设计院《油井低能耗集油技术适用条件》，2002.
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