热洗方式论文（共7篇）
热洗方式论文 篇1
摘要：抽油井热洗清蜡维护时, 洗井后油井含水高, 需要几天的排水周期, 并且影响产油量。其根源在于洗井水排量约15方/小时左右, 采油四厂深井泵的平均理论排量才1.7方/小时, 从而对地层造成了“压抑”或“伤害”。采用“超导车配合加药车洗井”, 使洗井水的排量由原来的15方/小时降到2方/小时, 洗井水温由85℃升至90℃, 保证了化蜡效果, 也把对油井的影响降到最低。
关键词：洗井影响产量,洗井排量,排蜡,抽吸能力
一、概述
(一) 抽油井热洗影响产量情况
目前, 抽油井热洗一般采用“常规热洗45方”或“蒸汽洗井15方”两种方式, 一般是根据油井供液能力的大小来选择, 但是都存在热洗影响产量的问题。还有一种洗井方式叫“超导车自循环洗井”, 虽然不影响含水, 但是占用了油井正常生产时间, 也对产量有影响, 同时还存在排蜡问题, 后面将专门提出。洗井影响产量情况统计如下表:
(二) 三种洗井方式分析
1. 普通水泥车洗45方。
常规热洗是先低温预热, 再高温循环。一般要求前15m3水温65℃～70℃, 然后用80℃～90℃的热水洗井循环, 总水量为井筒容积的2～2.5倍, 即40～50m3热水。洗井水平均排量为20方/小时, 该洗井方式的特点是洗井彻底, 清蜡效果好, 但是洗后排水周期较长, 而且对井底回压造成大的影响, 甚至污染油层。特别是低产低能井, 洗后影响抽油井出油量的现象表现较为突出。
2. 蒸汽洗井15方。
用蒸汽车高温水15方洗井, 可以减小排量, 也减少了用水量, 缩短了排水周期, 仍存在影响产量一天或两天的问题。因为其排量最低也得达到8方/小时, 一天就是192方。而文南油田文33块平均单井日产液量仅12.9吨/天, 目前低产液状况下, 洗井排量远大于深井泵的抽吸能力, 洗后导致出现一定时间的排水周期, 产生污染地层的现象, 也是必然的。
3. 超导车自循环洗井。
用超导车自循环洗井, 刚一开始就是用油管产出液加热后进入套管。初始加热时所化掉的蜡有一部分也进入了套管。在高温下, 融化的蜡混在产出液内, 不易分辨, 排蜡时也不能实时监控蜡的返出情况, 导到排蜡较为随意, 整个过程出现排蜡不彻底的现象。后来经过深井泵的抽吸, 蜡又循环进入了油管, 被二次凝结在油管内壁, 或者有一部分排到地面管线内沉积下来。超导洗井时人工排蜡, 所排的蜡也冷却沉积在地面管线内。文88块超导车洗井后导致地面管线蜡堵死的井有W88-26、W88-21等。均造成了较大的损失。洗井时不进系统生产也影响了一部分产能。
二、技术研究内容
(一) 创新思路
根据超导车和蒸汽洗井车的特点, 想到了把两者结合起来, 进一步优化。一是要排量尽可能地小, 最好能低于深井泵的理论排量, 这样就不至于起到“压井”作用, 不会伤害地层, 不会影响产量。二是要保证小排量下, 洗井介质所携带的热量能够有效地化蜡。三是要能够让加热后的高温产出液及时排进集输系统。
于是想到了用加药车打水, 通过超导车加热。具体做法是:用加药车的1英寸软管出口连接在超导车的进液口上, 超导车的出液口进套管。由加药车进行打水, 超导车加热对流经车内的热水再次加热至90℃～95℃。
(二) 试验应用结果
在2010年第一季度, 在四区试验应用了6口井 (W72-232、NW72-365、NW72-225、W88-33、W88-32、W99-30) , 经过应用, 每次洗井用加药车拉水8方, 经超导车加热打入套管, 历时4.5小时, 计算排量为1.78方/小时, 折合日排量为42.7方/天。对泵径44mm以上的泵, 冲程4.8米, 冲次按5次/分计算, 小于泵的理论排量。对泵径38mm及以下的泵, 略大于井下深井泵的理论排量。这样, 使泵的抽吸能力与掺入液体的量基本相符, 对地层的伤害降到了最低, 同时, 加热后的油管内液体、化掉的蜡, 均通过地面管线排入了集输系统。由于加热的温度高, 以W99-30管线长度100米为列, 进入站内管线温度达到了90℃, NW72-365管线长度300米, 进入站内的管线温度也达到了83℃, 不会再出现蜡块在管线内二次凝结堵管线的现象。
以W99-30为例, 生产参数:38×4.8×4, 日产11×6×48%, 热洗时的各项参数如下:
拉水温度:82℃
加热后入井温度:95℃～108℃
井口套压:0.7Mpa
热洗过程中的套压:0.8Mpa始终不变
洗前电流 (上行/下行) :45/37A, 洗一小时42/42A, 两小时38/40A, 三小时结束。
洗后电流 (上行/下行) :38/40A
取样观察 (每10分钟取一次) :初始气带少量油, 不见明水。20分钟后出纯液, 冷却后有蜡。1小时30分内一直是冷却后有大量的蜡, 1小时40分后, 冷却的液体明显变稀, 蜡少。2小时35分后, 冷却观察基本上全是油, 没有蜡, 可见夹带极少水珠。3小时零5分时, 取样冷却可见少量明水, 不足五分之一。3小时零11分水打完, 洗井结束。
洗前单量:11.5吨/天
洗后单量:16.5吨/天
因此, 用加药车打水, 经超导车加热, 这种洗井方式排量小, 温度高, 对井底造成的压力波动小, 洗井不影响产量, 不伤害地层, 清蜡彻底, 是最合适的洗井方法。
试验成功后, 在文南油田得到了大面积推广, 减少了原油产量损失, 避免了油层污染。
三、推广应用及效益计算
经过2010年的推广应用, 对低含水井热洗了358井次, 少影响产量达509吨。而洗井方式改进投入的车辆费用由2 492元/井次增加到2 932元/井次, 共增加特车费440元/井次, 合计投入15万元, 而增产原油509吨按每吨4 000元计算, 创产值203.6万元, 净收益达188.6万元。
四、结论与建议
目前, 在文南油田采油四厂得到了大量的使用, 有效地解决了抽油机井热洗影响产量、洗井产生地层污染的问题。但是, 每次洗井均需要拖拉机拖带超导车、加药车, 动用三套设备, 设备应用效率低。而且用拖拉机拖车安全性差, 速度慢。
下步建议:将超导车装在卡车底盘上, 改为自走式, 同时在超导车上加装一个水泵, 每次只需要一辆超导车配合一个水罐车即可, 提高了安全性, 也减少了路途上的时间消耗。
冬季热洗管线保温法 篇2
第三采油厂1801#中转站座落在萨北八一村南五公里处, 1986年投产运行, 设计日处理能力10000立方米, 1995年根据产能建设的需要又扩建了聚驱转油站, 设计日处理能力9600立方米, 到了2004年又打了一批新井, 对我站又进行了全面的改造, 新建了一个供热站, 给聚驱转油站供掺水和热洗, 以前是一套掺水和热洗系统, 现在是两套掺水和热洗系统。
我站扩建改造以前只给9座计量间进行掺水和热洗, 现在增加到14座计量间, 承但着两百多口油井的掺水和热洗任务, 有热洗任务时, 需要在洗井之前先倒好热洗流程, 天气温暧的时候热洗管线不用走水保管线, 所有的计量间的热洗阀门和掺水、热洗连通阀门不用打开, 需要热洗哪个计量间的油井就打开那个计量间的热洗阀门就行, 然后再启热洗泵, 当热洗完井后停运热洗泵, 再关闭热洗的那个计量间的热洗阀门就可以了, 这个时候倒热洗流程还是比较轻松的, 只需要开关一个计量间的阀门, 我站是两套热洗流程, 一边去一个人就可以完成倒热洗流程的工作。
到了冬天这种工作方式就不行了, 由于冬季温度低, 为了保障计量间的热洗管线畅通不冻堵, 就要打开计量间的热洗阀门, 再打开掺水和热洗连通阀门, 让掺水的水从热洗管线里走, 这样可以防止管线冻堵。由于油井多, 热洗任务重, 员工每天都要进行倒热洗流程, 热洗哪个计量间的油井, 就开大这个计量间的热洗阀门, 其它计量间的热洗阀门及掺水和热洗连通阀门全部关闭, 关完所有的阀门后, 再启热洗泵。因为要关闭的阀门多, 这样水驱和聚驱都要各去两个人关阀门。我们每天洗井的时间大约8个小时左右。从早上7:30就开始倒热洗流程, 到了下午16:00才能倒回正常的流程, 由于冬天天气冷, 洗井时间长, 为了防止其它计量间热洗管线不冻堵, 还要定时冲一下管线, 冲管线时各计量间的热洗阀门得分别打开, 一个一个冲 (每个计量间的热洗管线大约冲5分种左右) , 不能同时打开, 防止热洗压力降的太多, 影响洗井的效果。热洗完成后还要倒回原来的流程, 当停完热洗泵后, 打开所有计量间的热洗阀门, 掺水和热洗连通阀门也要打开, 让热洗管线里走水, 防止管线冻堵。有的时候单井解堵, 需要用热洗泵顶井, 就要按照上述倒热洗流程的方法进行操作, 给生产管理造成诸多不便:
(1) 员工的劳动强度很大, 每次倒热洗流程时需要开关很多阀门, 需要两个人去操作, 费时费力。
(2) 频繁的开关阀门, 渗漏的机率增加影响安全生产, 阀门的润滑度下降, 要经常加润滑油, 增加了日常维护的工作量。
(3) 频繁的开关阀门, 阀门的使用寿命也减短, 阀门的铜套容易损坏, 阀门的闸板容易脱落, 增加了材料费。
2 解决方法
计量间的掺水和热洗管线上都有一个留头放空阀门, 在掺水和热洗留头放空阀门之间加一根连通管线, 每个计量间的掺水和热洗管线上的两个留头放空阀门同时打开, 各个计量间热洗阀组上的热洗阀门全部关闭, 掺水和热洗连通阀也不用再打开, 用本计量间的掺水来带热洗管线, 这样就能达到热洗管线保温目地。
天气温暧时, 热洗管线不需要保温, 掺水和热洗管线上的留头放空阀门不用打开, 计量间的热洗阀门, 掺水和热洗连通阀门是全关闭的, 有热洗任务时, 需要热洗哪个计量间就打开那个计量间的热洗阀门, 然后启热洗泵, 洗完井后, 停运热洗泵, 再关闭热洗的那个计量间的热洗阀门。到了冬天, 热洗管线需要保温, 只需要打开各个计量间掺水和热洗管线上的留头放空阀门, 各计量间热洗阀组上的热洗阀门和掺水、热洗连通阀门就不用打开了, 用本计量间的掺水通过留头放空阀门之间的连通管线进入到热洗管线里, 就能够达到热洗管线保温的目地。有热洗任务需要倒热洗流程时, 到热洗阀组上, 打开热洗的那个计量间的热洗阀门, 再关闭这个计量间热洗管线上的热洗留头放空阀门, 然后启热洗泵就可以了, 其它计量间热洗管线上的热洗留头放空阀门都不用关闭, 热洗管线里正常走水, 洗井洗的时间再长也不怕冻管线, 也不影响计量间在热洗时的热洗压力, 保证了洗井的效果。洗完井后, 倒回原来的流程, 停运热洗泵后, 到热洗阀组上关闭热洗的那个计量间的热洗阀门, 再打开这个计量间热洗管线上的热洗留头放空阀门, 让热洗管线里走水就可以了。用此方法倒流程只需要开关两个阀门。
3 应用效果
直埋热洗管线安全性分析 篇3
1.1 事故树分析法的介绍
由故障树分析 (缩写FTA) 方法发展而来的事故树分析 (缩写ATA) 方法的优点是能够全面、系统、准确地辨识和评价各种系统的危险性, 进一步揭示出事故的直接原因和潜在原因, 通过该方法描述事故的思路清晰、因果关系形象、逻辑关系性强, 能够实现定性分析和定量分析的双重作用。早在二十世纪60、70年代, 国际上几个大的安全案例分析均采用事故树分析方法, 结果取得了十分显著的效果, 并且在社会各界引起了极大的反响和广泛的关注, 从此世界上的许多国家和企业开始在自己的安全系统工程方面应用和推广事故树分析方法。
1.2 最小割集方法
割集是能够引发系统故障的部件故障的唯一组合, 特别的是, 如果从集合中移出了任意基本事件, 而剩下的事件不再能够共同组成一个割集, 则这个割集称作最小割集。根据最小割据原理, 最小割集越多, 系统发生事故的途径就越多[1]。可以说在最小割集中包含的基本事件越多表示这种故障模式危险性越大, 反之亦然。
1.3 结构重要度方法
在事故树中, 不同的基本事件所处的地位不同, 则其对顶上事件的影响也不同, 人们把各基本事件在事故树结构上的重要程度称为结构重要度[2]。事故树中各基本事件结构重要度的大小表示其对顶上事件影响程度的强弱。分析结构重要度常用两种方法:一种是近似的判断方法, 即利用最小割集判断结构重要度顺序;另一种是精确的计算方法, 即通过概率重要系数公式计算出结构重要度系数, 依据系数大小排列各基本事件的重要顺序。本文运用前者判断结构重要度, 并且通过结构重要度分析决定采取防护措施的主次和前后顺序。
结构重要度系数近似判别值I=基本事件出现次数n/基本事件所在最小割集中的基本事件个数m[3]。
2 影响直埋热洗管线安全性致因的分析和事故树模型的建立
依据油田生产中直埋热洗管线运行现状建立起事故树模型, 从事故发生的难易程度确定出事故树分析的顶上事件为:第三方破坏、腐蚀穿孔、管材裂缝和施工缺陷。其中第三方破坏主要自然灾害和人为因素;腐蚀穿孔主要是应力腐蚀、内腐蚀和外腐蚀;管材裂缝主要是内防腐失效和钢管疲劳;施工缺陷主要是管沟施工缺陷、管道焊接缺陷和管道安装缺陷。基于以上分析绘制出的事故树模型如图1~图3所示。
3 事故树分析
根据事故树图计算如下:
根据以上展开式可知直埋热洗管线的最小割集是87个, 导致直埋热洗管线发生事故的因素较多。其中一阶、二阶、三阶最小割集分别是7个、66个和20个。最小割集中所包含的基本事件绝大部分来自施工缺陷和腐蚀穿孔, 说明在直埋热洗管线中施工缺陷和腐蚀穿孔的危害性较大。
依据事故树分析, 得出各基本事件的结构重要度如下。
X1~X7:出现1次, 其最小割集中包含1个事件, 即I1~I7=1÷1=1;
X 8~X 1 1 (X 1 3~X 1 6、X 1 8~X 2 0、X43~X61) :出现1次, 包含2个事件,
即I8~I11 (I13~I16、I18~I20、I43~I61) =1÷2=0.5;
X 1 2:出现4次, 包含2个事件, 即I12=4÷2=2;
X 1 7:出现9次, 包含2个事件, 即I17=9÷2=4.5;
X21~X32:出现6次, 包含2个事件, 即I21~I32=6÷2=3;
X33:出现20次, 包含3个事件, 即I33=20÷3=6.67;
X34~X42:出现4次, 包含3个事件, 即I34~I42=4÷3=1.33;
X62:出现19次, 包含2个事件, 即I62=19÷2=8.5。
综上可知, 从结构重要度分析角度衡量各个基本事件, 应该把露点过高 (X17) 和无监理或监理不利 (X62) 作为主要的控制管理对象, 以减少直埋热洗管线事故的发生概率。
4 结论与建议
本文对直埋热洗管线事故做了定性分析, 计算出基本事件发生概率, 该分析结果对于提高热洗管道的安全性提供了决策依据。建议着重做好以下工作:
(1) 杜绝无监理或监理不利 (条件逻辑或事件X62) 事件的发生, 切实发挥监理作用, 监理人员应对设计、选材、施工、竣工、试运各个环节严格把关、严格管理, 认真严格地履行职责, 进一步减少施工缺陷的发生。
(2) 提高认识重视露点过高 (基本事件X17) , 从而减少腐蚀穿孔事故的发生。
摘要：本文针对直埋热洗管线经常出现穿孔等问题, 采用事故树法分析热洗管线的安全性, 一方面能够找出热洗管线发生安全性事故的原因, 另一方面通过结构重要度和最小割集方法能够分析出热洗管线事故的严重程度, 从而有利于采油单位在生产实践中做到早发现早预防, 及时采取有效的措施减少故障, 保证直埋热洗管线可靠地运行。
热洗方式论文 篇4
1 热洗对产量影响的原理分析
抽油井的热洗措施即是利用热洗泵将温水 (80℃) 注入油套环形空间内, 在高温水的冲刷和浸泡作用下, 沉积在杆、管上的石蜡就会被冲刷和熔化掉, 而后在泵的抽吸及热洗液的顶替下, 随热洗液及原油返至地面, 从而使油井恢复的正常生产。在研究中我们引用正常生产时油井的压力系数来进行描述:设定热洗时产生的水柱压力用P水表示, 油层流动压力用P流表示, 则P流/P水表示油井正常生产时的压力系数, 用α表示。即:α=P流/P水
式中:
P水=P泵+Hγ水/100
P流=P套+ (H-h) γ混/100
其中:γ混=γ水fw+γ油 (1-fw)
式中:
P泵——热洗时热洗泵的泵压 (MPa) ;
P套——套压 (MPa) ;
H——油层中部到地面距离 (m) ;
h——动液面到地面距离 (m) 。
γ水、γ油、γ混分别表示水、油及油气水混合液的比重, fw代表采出液的含水率 (%) 。由于热洗时的泵压通常比较低, 通常在4MPa以下, 在计算中可忽略。因而一般用水柱压力与油井正常生产时的流压的比值。
2 现场调查及结果处理
我矿目前有采油井700余口, 其中严重结蜡井结蜡井有30多口, 中轻度结蜡井70多口, 油稠井20多口, 全矿油井的平均热洗周期为35天。在日常生产中, 平均毎天都有25口井左右进行热洗。因此, 如何正确合理的进行洗井对油井的正常生产是非常重要的。油井的清蜡方法基本上是采用热冼流程洗井来进行的。热洗对抽油机井生产的重要性热洗是维持抽油机井正常生产的必要条件之一。为了进一步研究我矿热洗对产量的影响、验证和探索洗井对抽油机井产液量的影响关系, 对77口井洗井前后的数据我们进行收集和整理。从统计的结果可以看出整体趋势体表现为:压力系数越高, 油井产液量越大, 洗井对产量的影响程度相对较小, 压力系数越低, 油井产液量越低, 洗井对产量影响程度相对较大 (见表1-3所示) 。
3 结论
根据统计数据可以得出以下结论:
(1) 热洗清蜡对油井产量均存在影响, 只区别于影响程度的不同。
(2) 油井压力系数与洗井影响产量的时间成反比关关系。随着压力系数的增大, 洗井对产量影响逐渐减小, 当压力系数减小时, 对产量的影响就会增大。
(3) 当热洗时该井压力系数在0.7以上时, 热洗对该油井产量影响就会控制在1天以内;当压力系数在0.65~0.7之间时, 热洗清蜡影响油井产量时间在1~2天左右;
当压力系数在0.45~0.55之间时, 热洗影响油井产量在3~5天;当压力系数小于0.35时, 热洗影响油井产量时间将在6天以上。
4 对日常管理的几点建议
由以上分析得出的结论来看, 我们在日常工作中应尽量放长洗井间隔, 在今后的抽油井清防蜡工作方面参考以下几点:
(1) 如果抽油井的压力系数在0.7以上, 在日常清防蜡管中直接用常规热洗的方法清蜡;
(2) 如果抽油井的压力系数在0.65~0.7之间, 在日常清防蜡管理中应用中间加清蜡剂的办法来延长热洗清蜡间隔;
(3) 如果抽油井的压力系数在0.45~0.55之间, 我们在热洗清蜡时就应当采用蒸汽热洗法并采取中间加清蜡剂来维护油井的日常生产, 使油井的热洗周期得到延长;
(4) 如果抽油井的压力系数在0.35以下, 就只能尽量采用加清蜡剂、加高效洗井液或其他化学清蜡方法清蜡, 少或不用热水清蜡;
(5) 继续深入研究油井清防蜡新工艺、新技术。引进并应用一批有针对性的先进方式方法, 突破清防蜡瓶颈。
摘要：通过对抽油井热洗时产量影响程度的分析与调查, 揭示了压力系数与热洗对产量的影响两者之间呈反相关系, 明确了压力系数对热洗时产量影响的一般时间, 指出了今后热洗应遵循的一般原则。
关键词：热洗,压力系数
参考文献
[1]金毓荪主编.《采油工人岗位练兵问答》.石油工业出版社, 1991
抽油机井热洗周期计算方法的探讨 篇5
转抽初期, 抽油机井清蜡主要是应用热洗液循环法, 这种方法操作简单, 管理方便, 缺点是耗能大, 对低产低压井由于热洗液倒灌油层, 因此不适合所有油井使用。一九八三年开始研究成功化学点滴防蜡, 一九八四年又实验成功磁场防蜡工艺, 但是这种工艺适用的范围较小。从历年的清防蜡效果看, 热水洗井不但效果好, 相对的又经济又简便。
1.1 热洗机理
热洗清防蜡方式主要有热洗泵洗井和水泥车洗井。热洗泵洗井是清防蜡工作的主要手段, 它简单易行, 成本低, 效果好。通过热洗水循环对油套环形空间, 泵下的筛管或防砂管等工具, 抽油泵的上下凡尔或者螺杆泵的定、转子空间, 油管内壁, 光杆外表面附着的蜡进行清洗, 确保泵正常运转。井筒内循环热洗水温度要高于60度的溶蜡温度, 才能对井筒进行彻底清蜡。而温度则需要大排量的热洗水进行快速流动和循环来实现, 大排量热洗水的循环和流动则需要所洗井要具有低流压或大排量的泵或较高的热洗压力来保证。热洗液在油套环形空间经泵筒, 油管循环流动时, 对它们有一个冲刷力的作用, 它循环流动时将溶化的蜡带出井筒, 即便温度达不到溶蜡温度, 这个冲刷力也有较弱的冲带能力。在热洗液对整套管柱的清防蜡作用中, 抽油泵的上下阀、泵筒, 油管内一定深度存在的结蜡段, 油套环形空间的动液面以下部位是热洗的关键部位。这些部位易于结蜡, 先于其他部位结蜡, 结蜡后影响正常泵况, 造成泵漏失、负荷重、蜡卡等现象。
1.2 热洗周期
(1) 热洗时间确定。影响洗井时间主要因素有产液、含水、沉没度、泵径。统计表明, 沉没度高低决定洗井返回时间的长短, 且高含水低沉没度井在很短的时间内热洗液进出口温度就能达到一致。在最初低流压井跟踪洗井过程中, 由于其热洗液返回温度快, 井口进出口达到温度相同的时间很短。
(2) 低流压井热洗液温度损失变化较小。统计表明, 按热洗操作规程进行套管气放空, 替液后, 高温热洗水无阻力的流入井筒。通过在计量间对热洗压力的观察, 这种低流压井在倒入热洗液最初几分钟内, 热洗压力值接近于零;随着热洗液的不断流入, 热洗压力才有所上升。由于井下无阻力或阻力较小, 热洗液的排量很大, 同时, 充满油套环型空间的热洗液对油管外壁加热, 传导到油管内壁, 在传递给油管内的采出液, 如果井含水较高, 由于水比油具有更高的导热系数, 所以热传递的效率更高, 随着热洗时间继续, 热洗液在井下有了更高程度的充满, 随着抽油泵的往复运动举升到井口。由于流压低, 热洗液不断充入地层, 随着泵被举生到地面, 如果泵的排量大, 循环速度快, 热洗液温度在循环过程中损失不大, 基本保持在一定的温度下循环, 确保了热洗效果。
2 热洗周期影响因素
随着油田含水的上升, 原油平均分子量逐渐增大, 采出原油的比重, 粘度, 凝固点上升, 原油物性变差。对此现象, 可能由于低含水时, 液流以油相为主, 水被油乳化的程度高时, 液流基本上以水相为主, 水包油占优势。此时, 蜡晶碰撞的机会减少。虽然, 含水上升后在一定程度上消弱了石蜡分子结晶时所需的结合力——色散力, 但是从部分资料中证明了, 含水上升后只是抑制了低中烷烃的结晶、聚集, 减少了它们在管壁上的沉积量, 同时发现44烷烃上移400多米。以上说明, 含水上升使油井清防蜡的工作难度加大了。
自喷井转抽, 大幅度降低流压, 增大生生产压差采油必然会使饱和压力较高的区块造成井内脱气。然而, 深井泵的泵效受气休影响程度是决定抽出效率的关键参数, 故在流压低于饱和压力的条件下, 由于压力降低气体不断分离、膨胀, 导致了原油的温度降低, 降低了蜡的溶解能力, 促进蜡的析出。也就是说饱和压力越大、流动压力越小蜡越容易结晶成长。产液量高的井, 液流速度大, 井筒速度大, 井筒热损失小, 油流在井筒中能够保持较高的温度, 蜡不易析出, 并且油流流速高, 对管壁冲刷能力强、石蜡不易沉淀。所以产液越高的井, 结蜡能力愈差。
3 热洗周期公式推导
3.1 推倒依据
为了制定合理的热洗周期, 我们已经重点对部分有代表性的井进行长时间的摸索, 得出比较可靠的结论。
用这批数据来验证和推导其适用范围。
3.2 推倒过程
我们根据影响结蜡因素的几个条件, 首先确定公式模式, 然后根据摸索后的热洗周期来确定其系数及适用范围。
针对目前这种状况, 我们重新制定适应当前总是的洗井周期公式;
W=P (10*GB/IH)
W----洗井周期
P----1.33 (系数)
G----理论排量
B----泵效
I----流饱压差
H----含水
通过验证, 该公式只适用于产液高于10吨的抽油机井。
4 热洗周期公式的回归
为了进一步验证该公式的准确性, 我们选取20口产液大于10吨的抽油机井进行回归计算, 把计算的热洗周期与实践中的热洗周期进行比较, 二者差值在9天以内。 (表1)
5 结论
(1) 该公式的推出首先否定了含水愈高, 结蜡能力愈差的观点。
抽油机井热洗清蜡效果分析与研究 篇6
关键词：抽油机井,热洗清蜡,油管清理,效果分析
1 抽油机井结蜡分析
1.1 抽油机井结蜡的原因分析
石油开采作业的过程是十分复杂的, 会遇到各种障碍问题, 其中抽油机井结蜡是最常见的问题之一。
在油管中形成结蜡现象的成分主要是石蜡, 这是一种固相物质, 广泛地存在于各种类型的原油中。众所周知, 石油是一种液态混合物, 主要由各种组分的碳氢化合物构成。其中一部分烃类物质的碳原子数在16-64之间 (烷烃) , 这一类物质所形成的固相成分就被称之为石蜡。
由此判断, 石蜡本身也是一种固相混合物, 它的物理性质很活跃, 从外形来看是一种白色微透明结晶体, 最低熔点49摄氏度, 最高熔点60摄氏度, 最大密度每立方米905公斤, 最小密度每立方米880公斤, 在原油中一般呈现出溶解的状态。
但是由于物理性质较为活跃, 温度和压力稍微发生变化就会改变。特别是随着抽油机井的作业, 从地下举升到地面的过程中, 温度降低、压力变小就会出现结晶体析出的现象, 当结晶体不断聚集扩大并沉淀在油管壁上, 就会出现结蜡现象。这就是抽油机井出现结蜡的原因。
1.2 抽油机井结蜡的过程分析
根据抽油机井的工作原理, 抽油杆通过地面的动力装置带动抽油机设备, 同时抽油杆连接井下泵筒, 不断进行活塞运动产生反地心吸力, 最终实现采油目的。在这一过程中, 随着原油沿着油管上升靠近地面, 溶解在液体原油中的烷烃物质开始发生变化。
首先, 当靠近地面之后, 压力变化最为明显, 随着压力降低气体析出, 开始出现蜡聚现象;其次, 随之温度和压力处于双双降低的状态, 大量石蜡晶体开始游离在原油内部, 并形成大块结晶体;再次, 石蜡成分开始凝结并附着在油管壁、设备等表面。
2 抽油机井热洗清蜡效果的影响因素
热洗清蜡技术是解决抽油机井结蜡排除的有效手段, 具有简单、高效、实用、经济等特点, 在执行上一般采取热水灌入油套环空内。由于热水的温度最高可达到100摄氏度, 而石蜡的最高熔点只有60摄氏度, 在高温的作用下石蜡逐渐溶解, 并被油泵抽吸, 最终随着原油一起流出地面。
影响抽油机井热洗清蜡技术效果的因素, 主要和以下几方面有关。
2.1 原油中的石蜡成分因素
油管壁及其他设备表面之所以会形成结蜡现象, 就是因为原油中含有石蜡成分, 在温度、压力、溶解度等因素趋于一致的前提下, 原油里面含有的石蜡成分越多, 热洗清蜡技术的效果就越不明显, 所需要的温度作用时间也就越长;此外, 原油自身的性质对结蜡也有影响, 在含有石蜡成分相同的情况下, 轻油比稠油更容易析出石蜡成分。
2.2 胶质和沥青成分的因素
原油中含有的胶质和沥青成分对石蜡的凝结也有较大的影响, 并且在使用热洗清蜡技术的过程中, 不容易被冲走。
胶质的特点是可以吸附于石蜡表面, 如同一层保鲜膜一样阻止石蜡继续增大, 而沥青物质不溶于原油, 它可以形成石蜡结晶的内核, 对石蜡物质具有很好的分散效果。在石蜡凝结过程中, 遇到胶质和沥青之后会呈现出颗粒晶体游离状态, 不会沉淀到油管壁表面, 这是对热洗清蜡技术有利的一面。但是, 当石蜡凝结持续进行, 所形成的石蜡晶体在这两种物质的作用下, 就表现出十分稳定而紧密的状态, 不容易被融化和冲洗, 这是不利的一面。
2.3 水和杂质的含量因素
原油中的杂质和沥青的作用一样, 都是可以形成石蜡结晶的内核, 这种情况下会促使石蜡结晶形成。如果杂质附着在油管壁或者井下设备表面过多, 也会加剧结蜡程度;但相对于沥青物质不溶于水的特点而言, 由杂质所形成的内核石蜡晶体在热水剂作用下容易分离。
同时, 原油中含有的水分可以保持一部分热水温度, 避免热量快速丢失。在注入热水剂的同时, 油管壁和井下设备表面也会形成水膜, 阻止结蜡现象的发生。
3 抽油机井热洗清蜡技术的应用研究
热洗清蜡技术的运用方法灵活多样, 可以根据不同的油田环境、井下环境和原油品质等展开探索。经过研究, 作者认为在应用中应该遵循以下的要素:
首先, 在进行热洗清蜡操作前, 要保持出口回油的温度在60摄氏度以上。60摄氏度是石蜡的物质的最高熔点, 同时将符合这一要求的温度维持一小时左右。
其次, 在进行热洗清蜡操作中, 要保证抽油机处于工作状态, 如果抽油机不能工作则立即停抽。尤其是发现结蜡较为严重的情况时, 要加大热洗的力度。
再次, 在进行热洗清蜡操作后, 不能立即开启油套连通的阀门, 一般要停止250分钟以上, 给热水剂保留作用时间。
综上所述, 热洗清蜡技术在去处石蜡沉淀附着方面有很大的作用, 总体来说, 在300米以上的井段作用是非常显著的。但通过不断地实践发现, 这一技术也存在局限性, 例如随着原油液面深度的不断增加, 热洗清蜡技术也无法将所有的结蜡完全溶化和冲洗, 因此还要借助一些化学清洗剂来实现。
参考文献
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实施企业标准确保高凝油热洗质量 篇7
《油井热洗操作规程》主要内容
企业标准Q/SYLH 0145《油井热洗操作规程》在作业程序上对热洗工的工作进行了严格、规范、全面的规定,从接热洗管线开始,到泵车打水、加热炉点火,热洗过程中的泵车排量,热洗过程中油井的热洗油上返情况以及热洗结束部分都进行了规范;在技术参数的规定上,从温度、排量、热洗压力、抽油机电流等方面,在初始阶段、加热阶段、结束阶段都分别进行了详细的量化;在要求达到的热洗效果上,制定了一个可操作的目标;在注意事项上,从安全、设备、操作等方面都全面系统地做了规定。总之,Q/SYLH0145《油井热洗操作规程》是一项规范全面、步骤严格、操作性强的标准。
提升高凝油热洗质量的主要做法
企业标准Q/SYLH 0145《油井热洗操作规程》2009年在沈阳油田强化实施后,在生产现场采取了一系列配套的保证措施,对全面提升高凝油油井的热洗质量起到了巨大的指导作用。
1实行油井热洗周期警戒线制度,确保油井热洗及时、有效
原来沈阳油田热洗周期实行的弹性热洗周期,很难确定油井何时需要热洗,技术人员通过现场调研认为油井必须有一个相对固定的热洗周期,于是按含水级别、产量区段制定出具有指导意义的《电加热井热洗清蜡周期警戒线参照表》、《冷抽井热洗周期警戒线参照表》,结合该表的指导性意见,各作业区再按“一井一策”确定出各井的热洗周期警戒线,一旦进入了警戒线的范围,井站必须加密资料录取,提高管理级别,管理干部必须对是否需要热洗做出明确判断,并且把它作为重点井管理,尤其是低产液井,每天对油井的电流、功图、产量等参数进行分析,以“两升一降法”判定油井是否需要热洗,即以油井近三个月功图载荷、电流为依据,因油井结蜡,功图显示冲程损失增大0.3m以上,载荷增加15kN以上;电流增加正常值10%的实施热洗,产液量下降正常产液量10%,需进行热洗。一旦发现符合了“两升一降法”的指标马上组织洗井,这样既可有效延长热洗周期,增加油井生产时率,又可避免发生蜡卡、杆断躺井。
2建立热洗方案的优化、调整机制,保证热洗方案更加科学、合理
为了使制定的热洗方案更加趋于科学、合理,在制定油井热洗方案的时候,除了要充分考虑到油井的自身状况,包括原油含蜡量、液量、含水、电流、井深、套管直径等资料,采用了“四阶段法”来制定热洗方案。(1)替液阶段:热洗车不加温,温度65℃左右,二档排量由小变大;(2)提温化蜡阶段:三档排量、热洗车点火水温控制在80~85℃;(3)排蜡阶段:四档排量、温度85~90℃;(4)巩固阶段:三档排量、温度90℃,上下行电流基本稳定。还要充分考虑到油井的生产状况是动态变化的,油井的热洗方案也不能一成不变,按照“跟踪-摸索-调整”,“再跟踪-再摸索-再调整”的PDCA循环方法对热洗周期、热洗方案进行动态调整。为此,专门实行了油井热洗例会制度,即每月定期召开一次热洗例会,与会人员对每一口有问题的热洗井进行全面分析、论证,并及时拿出整改意见,使油井热洗方案的制定,真正做到了“科学、动态、合理、高效。”
3建立新的考核与结算机制,保证热洗温度满足油井热洗需要
油井热洗温度是实现热洗质量提高的关键,为此,沈阳油田建立健全了热洗监督机制,实行专职带车人负责制度,各级干部定期或不定期检查,来确保油井热洗温度满足油井热洗的需要。工作中,专门制定了热洗质量监督考核制度,把热洗监督人员的奖金与考核情况挂钩,做到有奖有罚,对热洗监督人员进行约束。另一方面,按照泵车3档的车速对打水时间进行了精确的计算,打15m3水的时间是50~60min,据此规定,每口油井的热洗时间为2h以上。在与运输公司进行热洗结算时,以热洗监督人员的记录作为核算的重要依据,热洗温度达不到要求的按比例进行处罚。通过一系列的考核,2009年沈阳油田98%以上的油井热洗温度达到了规定的温度,为确保高凝油热洗质量奠定了坚实基础。
4运用新的管理方法,加强现场洗井质量的跟踪及认证
经过现场多年的摸索,形成了一套行之有效的“听、看、摸、记、比”的现场热洗质量跟踪监督方法,对油井的热洗质量起到了很好的促进作用。
“听”:当打完或接近打完第一罐热水后,将耳朵贴近油井的出口管线上,听井口返液的声音,如发出连续不断的“哗哗”响声,且持续时间达30min以上,为热洗质量良好。
“看”:打开取样闸门检查洗井液是否上返,并检查携蜡情况;查看罐车来时热水是否满罐,走时是否空罐。
“摸”:摸罐车内热水的初始温度(50~60℃);油井出口管线上有温度计插孔的要插入温度计,没有的要摸出口管线的温度,应该逐渐升高到70℃左右,且持续时间达到50min以上。
“记”:热洗要带热洗短接,以便记录热水入井温度。由于热洗车使用年限长,热洗车自带的温度计与实际温度有一定差距。通过在热洗车与套管连接处加上自制的温控热洗短接(见图1),能够方便、真实的掌握油井热洗温度;在热洗过程中每20min记录一次抽油机电流,连续2次电流没有明显变化才可以考虑结束热洗了。
“比”:油井热洗后2~3h,要通过“三对比法”进一步证实油井热洗质量是否合格,对热洗效果进行跟踪:热洗结束后10min内对热洗前后的电流进行对比,电流要恢复到或低于正常水平;热洗结束后30min内通过量油对热洗前后的泵效进行对比,泵效要达到80%以上或在洗前基础上提高20%;热洗结束48h内测功图对热洗前后负荷进行对比,功图正常,负荷恢复到正常水平。
通过以上“听、看、摸、记、比”法进行综合分析判断,即可在现场初步确认油井热洗质量是否合格。“听、看、摸、记、比”法在现场应用以后,油井高温热洗合格率明显上升,短期内重复热洗的现象大大减少。
5完善热洗方式,实现了热洗效果的明显提高
2009年技术人员通过调研分析,采取了自身热洗、低压掺水、稀油热洗等多种热洗方式。针对日产液在15t以上的油井采用自身热洗车清蜡,具有热洗液的配伍性好(采用本井液)、对地层的污染小、热洗温度高(把本井液加热到80~90℃再打入井下)、成本较热洗车低的特点,2009年实施了341口井,见到较好的清蜡效果;针对低渗、高凝固点、含水低的边台区块55口油井采用低压掺水热洗,具有热洗液对地层污染小、排量与低渗地层匹配、费用低的特点,2009年边台的油井躺井率为5.1%,比2008年同期下降了2%;针对日产油10t以上的油井采用稀油作为热洗介质,减少了热洗液对地层的污染,缩短油井排液时间,提高了油井有效生产时率。
通过加强热洗管理,2009年沈阳油田油井的平均热洗周期延长了7d,平均排液时间由过去的4.5d缩短到目前的3.6d,间接累计多生产原油1 572t。
企业标准实施后的效果统计
通过Q/SYLH 0145《油井热洗操作规程》和一系列措施,使沈阳油田热洗工作呈现出一个崭新的局面,全体热洗管理人员的工作积极性充分的调动了起来,负责热洗方案制定的人员、现场监督的人员、现场操作的人员以及关联单位的人员都各负其责,使沈阳油田的热洗质量有了很大的提高。2009年共热洗2 123井次,合格2 101井次,合格率达到了99%以上,比2008年同期提高了4%。2009年油井因热洗质量问题躺井作业的与2008年相比减少18井次,平均单井延长检泵周期3d,累计多生产原油1 572t,年创效达到了563.6万元。
结论及建议
通过按照标准实施热洗工作,有效地提高了油井的热洗质量,减少了油井断、卡、脱后作业对环境的污染,提高了沈阳油田的开发效益。同时通过开展这项工作锻炼了队伍,提高了操作人员和技术人员的技术素质和现代化管理水平。
在企业的现场管理中,只有严格依靠实施标准,才能把人、机、料、法、环等各环节合理配置,真正发挥标准在生产实际中的作用,使标准溶于生产,服务于生产。采油管理是一项专业性较强、现场管理难度较大的工作,涉及的标准有国家、行业和企业等多项标准,执行的标准多,且专业理论性强,只有对所实施的标准内容深刻理解,融会贯通,才能规范施工人员的行为,保证采油现场施工有条不紊的进行,从而进一步提高采油管理水平。
通过标准宣贯工作,提高广大职工的标准化意识,标准化工作不仅是机关科室、生产技术人员的事,更需要广大职工的广泛参与和支持。只有标准化工作与技术改造、生产经营等工作结合起来,才能使职工认识到标准的重要性,自觉遵守标准,逐步提高企业的管理水平和竞争力,为企业的技术进步和安全生产提供强有力的基础保障和技术支持。
摘要：沈阳油田是全国最大的高凝油生产基地,生产的高凝油具有凝固点高、含蜡量高的特点,热洗工作是日常油井管理中的重点,2009年通过在现场严格实施企业标准Q/SYLH0145《油井热洗操作规程》,完善了配套的管理措施,确保了油井热洗质量的全面提高,为油井热洗后能够高效生产提供了可靠的基础保证。