A区块单管串接通球集油工艺适应性分析
1地面建设现状
A区块建有聚驱单管通球井417口, 平均单井日产液75.87t, 日产油5.37t, 含水92.92%。其中单管串接通球井410口, 单管通球井7口。
2生产管理运行中存在的问题
2.1部分单井回压偏高, 生产管理困难
聚驱单管通球井回压≤0.8 MPa共253口, 其中端点井111口, 串中井142口;回压在0.8Mpa~1.0Mpa共117口, 其中端点井71口, 串中井46口;回压≥1.0Mpa共47口, 其中端点井31口, 串中井16口。
2.2部分单管工艺井回压上升快, 需频繁冲洗地面管道
为控制单井井口回压, 满足生产管理需求, 需频繁使用水泥车冲洗地面工艺管道。2012年, 冲洗用水泥车及蒸汽洗井车960台班, 增加员工劳动强度。
2.3管道凝堵问题严重
统计2012年全区聚驱单管工艺井共发生管线凝堵143口/325井次。
2.4通球工艺运行效果差
单管通球工艺井初期通球频率为2天一次, 后期随着生产运行参数摸索, 部分井通球周期达到15天左右。但由于投球装置频繁故障, 维修时间长, 且收球率较低, A区块没有进行大批量投球, 主要依靠活动热洗车冲洗管道对高回压井进行清蜡降压。
投球工艺:全区150套自动投球装置, 其中有87套已经损坏或需频繁维修, 分析原因主要为电路问题、装置及闸门易冻、装置不下球, 特别是冬季温度低, 电热带无法将储球筒内原油温度加热至凝固点以上, 造成储球筒内原油凝固卡球, 且装置维修时间长, 故障频繁。
收球工艺:自动收球装置 (11套) 回收污油工艺不完善, 未投产运行, 手动收球装置 (4套) 可运行, 前期累计单井发球688井次, 收球225个, 收球率仅32.7%。
2.5井口电热带损坏率高, 维修难度大
统计2012年井口电热带使用情况, 共计297口聚驱单管串接井安装电热带维温, 已损坏227口, 占76.43%。
3改造思路
3.1开展试验, 明确高回压井产生原因
3.1.1明确凝油形成过程及易发生位置
凝油形成过程:在液相含水原油流动体系中, 蜡质的溶解度随温度的降低而下降, 当某一碳数的蜡质在液相中的溶量高于其饱和溶解度时, 该碳数的蜡质就开始从液相中析出;当流动体系中有一定的蜡晶析出后, 液相含水原油中开始形成二相体系, 随着析出的蜡晶增多、长大, 并相互聚集成海绵状凝胶体。当继续降低温度时, 愈益增多和长大的蜡晶相互联结而形成空间网络结构, 将液态烃包围其中使其胶凝而失去流动性, 并辅以流动相中的残留聚合物, 逐渐在固相管壁处形成结晶核心, 与此同时, 受胶质、沥青质的综合作用而不断发生共沉积, 形成凝油。
易发生位置:室内管流模拟试验表明, 在管道入口和沿程阀门、弯头的位置, 胶凝沉积厚度最大, 随着管段延长, 胶凝沉积厚度不断减小。
3.1.2高回压油井特征
①堵线严重、频繁。
2端点井更易出现高回压
分析单管串接集油流程高回压井生产资料可知, 在典型高回压油井中, 端点井占到70%以上, 说明端点井更易产生高回压。这是因为与串接井相比而言, 若端点井的液量较低, 没有外来液量的补充, 液量低于最小流量界限时, 加剧凝油形成, 特别当与之串接的油井产液量较大时, 其井流甚至难以汇入下一段的集油管线, 迫使井口回压升高。
③冲线后井口回压上升快
3.1.3高回压油井成因
通过“单井集油管线管输压力上升影响规律研究”试验研究, 综合分析结果可知, 单管串接集油油井高回压产生的原因主要有以下几点:
1随见聚浓度的升高, 采出液粘度变大, 流动性变差, 管道凝堵几率升高, 回压上升快。
2油井的日产液量较低, 达不到在该井目前管径及集油半径下回油的最小安全流量界限, 导致凝油形成, 堵塞管道, 井口回压上升。
3油井的井口出油温度较低, 达不到在该井目前产液量、管径及集油半径下的管输起点最低温度界限, 在管输过程产生凝油, 使井口回压升高。
4部分油井采出液的含水率过低, 在转相点附近, 加之含聚使体系乳化严重, 粘度增大, 凝油速率加快, 产生高回压。
3.2改造思路
3.2.1完善端点井、难管井回掺水工艺
1所在区块转油站无剩余掺水能力, 且高回压井分布较为集中的区块, 改造转油站站内循环掺水工艺为站外循环掺水工艺, 在集油阀组间附近新建集中配水间 (掺水) , 对回油阀组、高回压端点井、难管问题井掺水。
2所在区块转油站有剩余掺水能力, 且转油站无站内循环掺水工艺, 将单管串接高回压井挂接临近老井掺水管道, 增加管道流量, 提高综合含水和集油温度来降低单井回压。
3.2.2应用电加热装置保驾措施
针对产液量低于20t/d、回油温度低于凝固点、区域内无掺水剩余能力或距离水源较远的单井加装电加热装置。该项内容根据现场实际效果酌情规划建设。
4几点认识
4.1随单井采出液见聚浓度升高, 井口回压呈上升趋势, 因此, 可以得出单管串接通球井在聚驱见效期内, 管理难度会更大。因此, 需要建设有效保驾措施, 保证单井正常生产。
4.2考虑聚驱、三元驱采出液特点, 以及单管串接通球工艺的适应性, 不建议在以上两种驱油方式上应用该种集油工艺。
4.3产液量低、含水低的单井 (液量≤20t/d) , 不建议应用单管集油工艺。
摘要：本文通过对“单管串接通球”集油工艺运行状况的监测、跟踪、分析, 评价其工艺适应性, 同时分析了高回压井产生原因, 给出解决措施, 总结取得的认识, 为简化集油工艺提供了借鉴和规划经验。
关键词：单管,通球,适应性
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