安塞油田王南区提升高回压油井治理效果

一、现场调查

安塞油田王南区主力开发油层位长10、长6油层, 2013年冬季回压大于1.5MPa井组有18个, 冬季平均回压2.6MPa, 夏季平均回压1.1MPa。冬季高回压井组平均高差在50米以上, 高差大是高回压主要原因之一。集油半径小, 管线距离长也是主要原因之一, 对于这类井组可以开展集油管线优化。长6层原油凝固点19.7-22℃, 而冬季井口原油温度仅为10~20℃, 环境温度最低可达-25℃, 导致冬季原油粘度较大、原油结蜡严重。冬季高回压井组回压平均比夏季高1.5MPa, 相当于管线压力损失增加2-5倍。因此清蜡、降粘是主要治理方向。

二、原因分析

QC小组成员集思广益, 通力合作, 采用流体力学原理公式法对其进行了因果分析。

根据流体力学原理计算井口回压

由伯诺里方程:

式中:

P1——管线起点压力, MPa

P2——管线终点压力, MPa

Z1——管线起点海拔, m

Z2——管线终点海拔, m

γ——原油重度, kg/ (sm) 2

g——重力加速度, m/s2

hw1-2——沿程液柱损失, m

当管线基本为液相时:

当管线为气液两相时:

ρm式中:

υm——混合物的运动粘度, Pa.s;

νm——混合物的平均密度, kg/m3;

L——混合物的平均流速, m/s;

d——管线距离, m;

——管径, m;

h2-1由井口回压公式可以看出, 管线回压P2取决于井组与站点之间高差、总机关压力P1和沿程压力损失hw1-2, 而沿程压力损失hw1-2与流速ν (νm) 、管线长度L、管线直径d、粘度υ (υm) 有关。

三、要因确认

为找出主要原因, 小组对因果图中的因素进行逐条确认。

末端因素一:设备维护

我区每年对站点使用的加热炉进行两次维护作业, 保证加热炉不出现因盘管结垢等因素造成热效降低情况的发生。

结论:非要因

末端因素二:设备性能

由于加热设备性能是由设备本身决定的, 在不更换设备的前提下, 其性能无法提高。

结论:非要因

末端因素三:油井出蜡

长6层原油凝固点19.7~22℃, 而冬季井口原油温度仅为10~20℃, 环境温度最低可达-25℃, 导致冬季原油粘度较大、原油结蜡严重。

结论:要因

末端因素四:油井井组单井管线距离长

集油半径小, 管线距离长也是主要原因之一。对于这类井组可以开展集油管线优化。

结论:要因

末端因素五:油井井组液量低

分析认为流速低, 温降和粘度增大, 结蜡严重。

结论:要因

末端因素六:降回压技术试验投资

通过投入大量资金, 可购入降回压技术的新设备, 提高降回压效果。

结论:要因

经过逐条认真调查, 我们确认其中5条为影响油井高回压主要原因:管线距离长;高差大;冬季原油粘度大;管线结蜡;井组液量小。

四、实施对策

1. 对策实施一安装、更换井口水套炉

今年共增加20个井组的井口水套炉, 同时将30个井组的井口水套炉由2m3更换为5m3, 提高了加热炉的换热效率, 同时降低了油井回压, 减少了冬季扫线频次。

2. 对策实施二将单井集油管线优化

王400-2、王400-8、王47-011、王45-011、王48-013井组由于管线距离长, 冬季气温低, 冷输半径4.0km, 井组回压高达2.5Mpa以上, 频繁出现管线冻堵现象, 进行扫线效果不明显, 短期内回压再次上升, 影响了原油的正常生产。

为降低井组高回压, 铺设Φ89×4.5mm×2.25km黄夹克输油管线至高三增, 将井组集油管线连接新铺管线, 集中输至高三增, 解决高回压问题, 回压降至1.2Mpa。

3. 对策实施三建设简易增压撬

高54-11、高52-9、王394-8井组所辖30口油井, 液量100m3/d, 井组管线为单管线, 集油半径在3km左右。冬季运行回压较高, 扫线频繁, 影响正常生产。

为了降低井组回压, 在高54-11井组建设简易增压撬1座, 使3个井组集油半径累计减少5.5km, 并使30口油井回压降低0.5MPa以上。

4. 对策实施四管道防蜡器应用试验

2009年王南区4个井组安装管道防蜡器8个。安装井组平均回压下降0.5MPa, 每年减少扫线作业51井次。

5. 对策实施五清蜡降回压技术完善

安塞油田广泛应用了井筒清蜡降回压技术, 均采用易溶原油的油基清蜡剂。近年来水套炉热洗的大面积推广, 为了提高管线清蜡降回压效果, 王南区自主设计了井口加药清蜡流程, 通过管线加药提高了清蜡降回压效果。

6. 对策实施六加热降粘新技术应用

采油井口燃气热管加温器, 采用重力式热管, 利用工质的相变来传递热量, 工质无损失, 热效率可达90%以上。该装置在设定的出口温度下, 根据来油液量、温度的变化, 自动调整火焰大小, 可无人值守管理。与加热炉相比节省了储水、供水流程。王54-017井组 (7口井43m3/d) 应用, 原油温度由11℃上升到31℃, 混进管线回压由2.5MPa下降到1.8MPa, 效果良好。

五、效果评价

通过近几年的综合治理, 积极引进先进工艺、设备, 合理论证投资, 改造、更新工艺流程, 最大限度的降低油井高回压。目前我区的高回压油井治理率已达到86%。并且取得了较好的经济效益。

1. 效果验证

全区应用各类降回压新技术治理高回压井组25个, 应用井组平均回压降低0.5MPa以上, 年减少扫线177次。

2. 效益分析

通过全体QC小组成员的共同努力, 所制定的各项对策均取得了较好的效果, 获得了较大的经济效益。当年投入54.4万元, 以后每年投入16万元;当年实现产出85.6万元, 以后每年产出19.4万元;当年实现净利润31.1万元, 以后每年实现净利润113.9万元。

六、巩固措施

1. 继续为有条件的井组安装井口水套炉, 提高热效, 降低井组回压。

2. 应继续大力推广简捷有效的清蜡工艺, 优化清蜡剂配方和浓度, 完善成熟工艺, 提高降回压效果。

3. 管道防蜡降回压技术试验取得初步成功, 为油井降回压提供了新的技术思路。下步需要在不同类型井组开展适应性分析, 对新工艺进行优化, 提高降回压效果。

七、总结与下步打算

1. 管道防蜡降回压技术试验取得初步成功, 为油井降回压提供了新的技术思路。下步需要在不同类型井组开展适应性分析, 对新工艺进行优化, 提高降回压效果。

2. 结合管道防蜡新的技术思路:掺水输油、掺气输油工艺完成了流程设计, 下步需要开展应用试验;

3. 结合管道防蜡新的技术思路:通过更换玻璃钢管线降低摩阻、防止结蜡, 也是一种物理降回压技术, 下步可以开展应用试验。

摘要：安塞油田王南区是低渗、低压、低产的“三低”油田, 每年都新增一些高回压井组。为了满足高回压治理要求, 我们认真分析了油井高回压原因, 并针对高回压原因开展了降回压技术应用研究, 取得了较好的效果。

关键词：安塞油田,高回压,原因,对策,治理效果