双空心杆论文

双空心杆论文（通用3篇）

双空心杆论文 篇1

摘要：针对油田部分油井含蜡量高、黏度高及油井生产困难、维护难度大等问题, 提出采用双空心杆内循环伴热降黏热采技术。通过利用地面天然气加热装置对双空心杆热载体加热 (热载体软化水加热) 后, 将热载体从双空心杆内管进入外管返回, 达到提高油管内原油温度, 防止油管内壁结蜡, 降低原油黏度, 改变流动性的目的, 在密闭的系统中实现井筒升温清防蜡及降黏作用, 保证油井的正常生产。实践证明, 应用效果良好。

关键词：超稠油井,双空心杆,伴热降黏,热采技术,节能

随着胜利油田开发整体进入特高含水期深度开发阶段, 稠油开发已经成为重要产能接替阵地[1]。以胜利油田孤东采油厂为例, 该采油厂目前已探明稠油整装单元和零散块含油面积28 km2, 地质储量4885×104t, 自1994年投入注汽稠油开发以来, 稠油产量逐年上升, 2012年产油52.2×104t, 采出程度12.1%, 做好稠油块稳产注汽开发工作对于油田实现可持续发展具有重要现实意义。特别是对含蜡量高、黏度高的超稠油井来说, 由于开发难度大, 采用化学降黏开采成本高, 传统上一直采用空心电热杆技术进行井筒伴热举升工艺, 但是此项工艺开采技术效能低、耗能高、维护费用高, 开发成本投入也相对较高, 推广应用新工艺和新技术, 提高稠油开采产量, 降低稠油开采成本成为各油田重要的研究课题[2,3]。为此, 在调查研究的基础上, 提出了采用双空心杆内循环伴热降黏热采技术, 通过利用地面天然气加热装置对双空心杆热载体加热 (热载体软化水加热) 后, 将热载体从双空心杆内管进入外管返回, 以达到提高油管内原油温度, 防止油管内壁结蜡, 降低原油黏度, 改变流动性的目的, 并取得了很好的现场试验应用效果。

1 双空心杆循环伴热装置

1.1 组成

双空心杆循环伴热装置由储液罐、循环泵、缓冲罐、燃气加热器、双空心杆、地埋管线等部件组成, 采用同轴式双空心抽油杆内循环热传导油井加热方式, 进行井筒伴热举升。

双空心抽油杆既有着特殊的双向密封性, 又承受很大拉力和长时间动能、势能的转换, 同时还要保证油井深处可靠加温, 所以对材质要求极高。其承力的外管选用合金结构钢35Cr Mo, 经冷轧加工和中频调质后加工而成。而内管因受空间限制, 选用Φ19×1的1Cr18Ni9Ti不锈钢内管, 外敷微米级组合聚氨酯, 填充航天用无机中空颗粒, 经定压、定温、定量加工而成的隔温层, 成型后的隔温层的导热系数小于0.02, 具有高度保温效果, 满足了超稠油生产要求。

而燃气加热器采用天然气作为燃料, 就近取材, 通过完善稠油开发区块天然气管网铺设, 完全能满足双空心杆循环伴热装置加热所需的能量要求。

1.2 工作原理

双空心杆闭式循环系统是为解决稠油及高凝油的井筒加热问题而设计的井筒加热系统, 它由内、外两层空心杆组成, 在内、外空心杆之间形成液流通道, 靠液流的热能加热外空心杆, 由外空心杆加热油井产液[4]。双空心抽油杆作为核心部件, 是一个有着两个内外相互密封的独立通道, 地面热交换器把软化水加热后, 由循环泵加压至约2 MPa, 经过缓冲罐缓冲、分离气体后, 进入特制四通接头, 再注入双空心抽油杆的内空心通道, 热载体在循环泵的高压驱动下, 高速流至双空心杆的加热尾端, 然后通过环空返至地面加热交换器内, 进行再次加热。通过该装置在稠油及高凝油井上的推广应用, 有效解决了高凝油井井筒易结蜡及稠油井产液黏度较高的问题, 并延长了油井免修期。

1.3 工艺特点

1) 热载体形成独立的闭环循环系统。该系统是密闭的, 热载体不与原油和空气接触, 对原油的计量、输送和后处理都不会造成影响, 杜绝了热载体的消耗和泄漏问题, 消除了环境污染。

2) 节约用水量。因为系统是密闭的, 热载体不与原油和空气接触, 加热温度低于沸点100℃, 热载体消耗和泄漏基本没有, 与单空心杆掺水升温降黏相比, 大大节约了掺水量。

3) 热源采用天然气, 且能耗低, 清洁生产。热载体循环加热, 实现了超稠油降黏的目的。

2 现场试验

2.1 试验油井的基本情况

2013年8月, 在胜利油田超稠油区块选择3口油井开展双空心杆循环伴热装置应用试验。该区块原油黏度高达20×104m Pa·s, 采用空心电热杆技术进行井筒伴热举升工艺, 油井产量低, 油井单井日产液量为6.7 t;油井免修井期短, 油井平均单井作业周期为31天;能耗高, 单井平均日用电量达1360 k Wh。

2.2 试验油井的优化设计

双空心杆下深根据单井井底温度及结蜡点位置来确定, 一般情况下, 将双空心杆下到油井开始结蜡处以下200 m处, 即可满足生产要求。

抽油机悬点最大载荷按下述公式计算:

式中:

Pmax——抽油机悬点最大载荷, t;

P杆——抽油杆在液体中的质量, t;

P液——作用在活塞上的液柱载荷, t;

P摩——摩擦载荷, t。

摩擦载荷主要由三部分组成, 即抽油杆与油管的摩擦力, 通常不超过抽油杆质量的1.5%;柱塞与油泵筒的摩擦力;液柱与油管的摩擦力, 主要与液体的黏度有关。

2.3 现场试验应用效果

应用双空心杆循环伴热装置加热技术替代原来电热杆加热工艺后, 平均单井日有功电量由原来的1360 k Wh减少到目前的63 k Wh, 油井平均功率因数由原来的0.538提高到目前的0.909, 平均单井产液量由原来的6.7 t/d提高到目前的18.9 t/d, 平均单井含水率由原来的51.6%降低到目前的35.3%, 平均单井产油量由原来的3.2 t/d提高到目前的12.2 t/d, 油井平均系统效率由原来的14.38%提高到目前的28.79%, 平均单井作业周期由原来的31天延长到目前的89天, 取得了良好的现场试验应用效果。

3 装置应用效益分析

3.1 直接经济效益

该装置应用后油井平均日有功电量减少了1297 k Wh, 每口油井按360天生产计算, 共应用3口油井, 实施后年油井总节电量为1 381 320 k Wh;电费价格按每千瓦小时0.61元计算, 则油井年产生节能效益842 605.2元。

油井平均日产量增加9 t, 每口油井按年生产360天, 则3口油井年增加原油产量9720 t;每吨原油增产效益按2700元计算, 则年产生产量效益为2 624.4万元。

二项合计, 则年产生直接经济效益约为2 708.6万元。

3.2 间接经济效益

1) 减少油井修井作业成本。应用双空心杆循环伴热装置加热技术替代原来电热杆加热工艺后, 平均单井作业周期由原来的31天延长到目前的89天, 大大地增加了油井生产时率, 减少了油井修井作业成本。

2) 提高油井系统效率和电能的综合利用率。应用双空心杆循环伴热装置加热技术后, 油井平均系统效率由原来的14.38%提高到目前的28.79%, 油井系统效率得到明显提高。

3) 减少无功损耗。应用双空心杆循环伴热装置加热技术后, 油井平均功率因数由原来的0.538提高到目前的0.909, 增加了线路的供电能力, 实现了系统节能优化, 达到了节能技术改造的目的。

4) 降低供电线路的负荷。由于电加热杆功率高, 能耗高, 造成稠油区块供电线路负荷重, 应用双空心杆循环伴热装置加热技术后, 大大地降低了线路负荷, 有利于配电变压器实施减容措施, 节省变压器容量费用。

3.3 社会效益

1) 提高油井生产时率, 减轻工人劳动强度。应用双空心杆循环伴热装置加热技术替代原来电热杆加热工艺后, 平均单井作业周期由原来的31天延长到目前的89天, 大大地增加了油井生产时率, 减轻工人劳动强度。

2) 有利于油井生产现场的清洁化生产。由于延长了单井作业周期, 降低了油井作业过程对周围环境的污染, 确保油井生产现场的清洁化生产。

3) 双空心杆循环伴热装置加热技术工艺的应用, 为下一步全面实施双空心杆循环伴热装置加热技术替代电加热开采工艺技术, 逐步淘汰高能耗采油工艺技术提供了有益的经验, 有利于企业节能减排目标的实现。

4) 采用双空心杆内循环伴热降黏热采技术, 通过利用地面天然气加热装置对双空心杆热载体加热 (热载体软化水加热) 后, 将热载体从双空心杆内管进入外管返回, 以达到提高油管内原油温度, 防止油管内壁结蜡, 降低原油黏度, 提高稠油特别是超稠油开采产量提供了高效优质的开采工艺技术。实践证明, 双空心井筒加热技术能够对油井起到清防蜡降黏作用, 可降低单井能耗, 节约维护成本, 是一种既节能又环保的新工艺, 该新工艺技术具有良好的推广应用前景。

参考文献

[1]朱益飞.孤东油田北一西线油井地面系统耗能节点分析及对策[J].石油石化节能, 2011, 1 (5) :35-39.

[2]朱益飞.稠油开采节能技术的降稠方式分析[J].石油工业技术监督, 2010, 26 (7) :56-58.

[3]朱益飞.胜利油田孤东采油厂机采系统节能改造[J].石油石化节能, 2011, 1 (9) :43-45.

[4]蔡勤增, 马文天, 王家帮, 等.井筒双空心抽油杆热水循环加热装置:中国, 201120153380[P].2011-11-09.应用技术网.

空心杆电加热井的现场管理 篇2

空心杆电加热是一种伴热采油技术, 适用于稠油、高凝油和含蜡井, 在井筒内的举升过程中进行加温, 从而起到降粘和清蜡的作用。

2 空心杆电加热的原理及配套工艺

2.1 工作原理

空心杆电加热是在空心抽油杆中穿入电缆并与空心杆体形成回路, 利用不同频率交流电, 通过集肤效应在空心杆壁上产生热能, 通过热传导, 对油管内原油进行加热, 以提高油管内原油温度, 降低原油粘度, 改善其流动性, 从而有效地开采高粘度、高凝固点、高含蜡原油, 如下图所示。

2.2 配套工艺技术

空心杆井筒电加热工艺技术由空心抽油杆、特种加热电缆、地面控制系统及附件等组成。 (1) 专用空心抽油杆, 包括φ36、φ38、φ42。 (2) 专用加热控制柜, 现场应用有工频和变频两种。 (3) 专用电缆, 符合加热功能的特种电缆。 (4) 专用井口悬挂器, 起到井口悬挂电缆, 连接空心杆与实心光杆的功能。

3 现场管理中存在的问题

空心杆电热井在现场的使用中, 对稠油井起到了较好的降粘效果, 普通采油不能正常生产的井, 通过这种工艺有的也能恢复生产。但与普通抽油机井比较起来, 它的管理工作要相对复杂一些, 在日常生产的管理中, 存在以下问题: (1) 耗电量大。如1036-3井, 该井日产液量为4.5方, 日产油2.5吨, 该井在产能低的情况下, 耗电量却居高不下, 现场应用的控制柜为工频定时加热, 日耗电为1000kw.h。再如1079-1井, 随着开采时间延长, 该井由最初的含水20%上升到50%, 电加热制度虽然调低了, 但耗电量仍然较高。 (2) 井口密封盒容易漏失。 (3) 井口电缆的磨损。电缆下入井内空心杆中, 外露部分通过井口悬挂器连接到控制柜。电缆与光杆部分一起上下摆动, 现场时常发生零线线鼻子断线, 或回路电缆在空心杆的接入部分磨损甚至折断。 (4) 载荷的变化对井的影响。普通抽油杆的抽油机更改为电加热空心杆工艺后, 悬点载荷随之增大。在现场, 有的井会出现整机振动的现象, 甚至有的井启不来。

4 建议与存在问题的原因分析

4.1 更换变频控制柜, 合理调整加热参数, 实现节能

对于耗电量较大的原因分析:一是使用工频控制柜, 无法精细调整, 存在普遍浪费现象;二是电加热制度调整不及时, 当油井产液情况发生变化时, 要及时调整加热制度。

对于使用工频柜的电加热井, 在条件允许情况下, 换为变频控制柜。观察产液量与电流和频率的关系, 电机运行电流和加热频率可绘制关系曲线, 找到最合适的加热频率。对产能低的井作好对比记录, 随季节变化, 有的可以实现夏季停止加热, 冬季恢复的加热制度。如1079-1井经过现场摸索、实践, 就使用这种加热制度, 年节电达5万余度, 实现节能降耗。

4.2 改装密封盒或密封圈减少井口漏失

密封盒易漏失的原因分析:一是空心杆温度较高, 橡胶密封圈密封效果减弱;二是抽油杆不居中, 引起漏失;三是密封圈内径增大, 胶皮部分减少了。

改装密封盒, 用对开胶碗式代替“O”形密封圈, 增大胶皮与空心杆的接触面积, 增强密封效果, 可减少温度对橡胶的影响。

4.3 井口电缆加装专用加固装置, 减少故障

井口电缆损坏原因分析:一是抽油机上下摆动, 电缆在光杆处下滑、弯曲, 使出口处的电缆与悬接器反复摩擦, 使其磨损、破皮, 甚至折断。二是零线与线鼻子为硬连接, 反复摆动, 造成应力集中, 线鼻子断或电缆断。

解决办法, 用一个专用的加固装置固定电缆出口部位, 使电缆不受光杆上下运动的影响。对于零线可以采取保护措施, 现场采用套筒加固的方法应用效果良好。

4.4 及时调整抽油机井平衡, 或换大功率的电动机

载荷变化原因分析:普通抽油杆换为电加热空心杆, 抽油杆由实心φ25mm或φ22mm的更换为φ36mm或φ38mm的空心杆, 加上电缆, 整个抽油杆柱的重量增加了, 电加热的降粘作用使泵效较之前改善, 上行载荷增大, 对抽油机运转造成影响。

解决办法, 更换空心杆加热工艺后就要根据实测电流调整平衡。对载荷过大井, 可采取更换较大功率电动机的办法, 确保运转正常稳定。

摘要：空心杆电加热技术使井筒油管内原油温度升高, 原油粘度下降, 油井提升阻力降低, 因而在稠油、含蜡油田得到应用。其日常生产管理中和普通抽油机井存在一些区别。本文主要就空心杆电加热井的现场管理问题进行探讨, 以期提高油井管理水平。

双空心杆论文 篇3

1 高凝油空心杆内连续管热水循环采油工艺原理

空心杆内连续管热水循环工艺是在Φ89油管内下入外径Φ42、内径Φ31mm的空心杆, 在空心杆内下入内径Φ17mm, 外径Φ24mm连续保温隔热管, 二者形成密闭环形空间, 热水在环形空间内正循环给产出液进行伴热的采油工艺, 工艺原理如图1所示。

1系统热水管线2旁通阀3连续管进水阀门4连续管进水管线5实心光杆6空心杆四通7空心杆出水管线8空心杆光杆密封器9空心杆10单流阀11空心杆出水阀门12油井产出液管线

2 工艺参数确定

2.1 循环水流量

通过计算并结合现场实际循环压差数据可以看出随循环流量增大, 循环压差快速升高。考虑离心泵的增压能力和计量站掺水供应量, 将井下循环流量控制在0.8-1.2m3/h。

2.2 循环水温度

通过对目前试验井产液温度进行统计, 认为产液温度随循环流量增大有缓慢上升的趋势。当流量为1.0m3/h时井下循环入口温度不低于70℃, 井口产出液温度不低于45℃, 可以满足高凝油井伴热需求, 同时不增加循环掺水量。

2.3 抽油机负荷要求

在相同泵型及下深的条件下, Φ42mm空心杆及连续管在充满水的状态下浮重为4.8kg/m, Φ36mm空心杆连同热线浮重为3.8kg/m, Φ22mm实心抽油杆浮重为2.7kg/m, 连续管下深按1100m计算, 空心杆内连续管热水循环工艺负荷较空心杆热线电伴热工艺重1.3t, 实际匹配抽油机时, 保守取值按照1.5t计算, 相同机型下极限下深减少350m左右。

2.4 循环水水质要求

该工艺循环空间较小, 循环水采用的是高凝油地面伴热用污水, 其中含油、机杂以及钙、镁离子等易形成污垢, 会导致循环空间减小、循环压力升高, 甚至无法循环等情况。

导致循环堵塞的成分以油泥为主, 油泥中主要为原油和悬浮固体, 且油泥沉积位置集中在连续隔热管与空心杆形成的环空中, 分析是由于循环水在连续管底部出口换向进入环空时, 流速突然下降, 并且流向反转, 其中不稳定悬浮的原油及杂质产生速度分异而沉积在环空中, 从而堵塞循环。控制循环水中含油和机杂是保证循环的必要条件。

空心杆内连续管热水循环工艺适用条件为:循环水流量控制在0.8-1.2m3/h, 循环水温度不低于70℃;原电加热工艺生产时, 抽油机最大负荷需有15k N以上余量;实施井井口水质稳定并能够达到指定的水质要求。

3 现场实施情况

该技术推广应用于47口井, 实现高凝油井伴热方式转变, 实施井伴热效果好, 满足高凝油井生产的要求, 在满足适用条件的情况下, 可以替代电加热工艺, 47口井日节电共4.59 k W·h, 经济效益明显, 管理方便。

4 结语

4.1 为了进一步研究并评价伴热效果, 下一步通过在井下安装存储式温度计的方式对井下温度进行监测, 优化下入深度, 减少投入。

4.2 高凝油电泵井部分采用热线进行伴热生产, 为了降低伴热成本, 下步工作研究将空心杆内连续管热水循环工艺应用于电泵井。

摘要：为降低高凝油开采能耗, 采用空心杆内下入连续保温管, 用热水在空心杆与连续保温管间建立循环, 为产出液提供热量, 保证产出液顺利流到地面的工艺。通过计算与现场测算, 确定了各项工作参数, 保证了该工艺的成功应用, 并通过参数的优化, 满足了不同产液、不同含水高凝油井举升要求。该工艺通过现场实践, 可替代高凝油电伴热工艺, 推广应用后降本增效明显。

关键词：高凝油,伴热工艺,连续管热水循环,运行参数

参考文献