淺談不加熱冷輸集輸技術(shù)的應(yīng)用
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【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(zhǎng)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
?。?）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。
?。?）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。
?。?）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(zhǎng)時(shí)間冷輸?shù)那闆r下熱洗周期一定會(huì)縮短。
?。?）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(cè)，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(cè)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(cè)油壓0.32MPa。
2.影響因素
?。?）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(chǎng)對(duì)回油溫度監(jiān)測(cè)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。
?。?）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?。從?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(chǎng)觀察，原油中雜質(zhì)、泥、砂等都影響冷輸生產(chǎn)。
?。?）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(zhǎng)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。
?。?）單井管線長(zhǎng)度。選取了不同管線長(zhǎng)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(zhǎng)的井壓力上升較快，主要是因?yàn)?，管線越長(zhǎng)，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。
?。?）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。
?。?）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)。
?。?）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(zhǎng)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(cè)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.
【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(zhǎng)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
?。?）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。
?。?）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。
?。?）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(zhǎng)時(shí)間冷輸?shù)那闆r下熱洗周期一定會(huì)縮短。
?。?）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(cè)，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(cè)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(cè)油壓0.32MPa。
2.影響因素
?。?）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(chǎng)對(duì)回油溫度監(jiān)測(cè)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。
?。?）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?。從?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(chǎng)觀察，原油中雜質(zhì)、泥、砂等都影響冷輸生產(chǎn)。
?。?）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(zhǎng)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。
?。?）單井管線長(zhǎng)度。選取了不同管線長(zhǎng)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(zhǎng)的井壓力上升較快，主要是因?yàn)?，管線越長(zhǎng)，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。
?。?）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。
?。?）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)。
?。?）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(zhǎng)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(cè)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.