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摘 要:通过对低、常温集输过程中出现的诸如单井回压高、普适热洗与低、常温之间的矛盾等一系列问题的研究,寻找到切实可行的解决方法,使低、常温集输技术得到长足的发展和完善。
关键词:低、常温 集输 问题 方法
一、前言
按照国家节能减排工作的要求,在十一五期间,要求某油田要节约25%的能耗用量。为达到这一目标,某采油厂开展了低、常温集输技术的现场试验及应用。首先在某联合站地区开展了低、常温采油可行性试验。试验共分四个阶段:
第一阶段:50℃低温集油
自2007年3月21日转油站二合一出口温度降到50℃。单井回油温度降至32-40℃之间,联合站一段加热炉温度在43~46℃之间,破乳剂用量正常,日自耗气下降15994m3。
第二阶段:45℃低温集油
某联地区三座转油站二合一出口温度降到45℃,转油站二合一出口温度降到50℃,单井来夜温度持续下降,最低的回油温度仅为26℃。
某队大多数单井回油温度仅在31℃左右,最高降幅达11℃。先后冻堵2口井。这一时期转油站汇管温度在40~43℃之间,联合站一段加热炉温度在42~45℃之间。
第三阶段:42℃低温集油
三座转油站二合一出口温度降到42℃,东三转油站二合一出口温度保持在55℃,单井来液温度与第二阶段相当,单井回压增幅不大。
第四阶段:常温集油
转油站停运加热炉,热洗时运热洗炉,东三转油站二合一出口温度保持在50℃。单井来液温度与第二阶段相当,单井回压上升幅度不大。
二、出现的问题
几年来,随着低、常温集输的不断深入,一些问题也逐渐显现出来,主要有:
1.高回压井占有一定比例
低、常温集输工作开始以来,回压超过1.2Mpa的油井时有发生。以某矿为例,每年度低、常温集输期间,回压超过1.2Mpa的油井约为32口左右,占总井数的4.1%。回压升高井分为以下几种情况:一是过沟渠、管线浸在水中或冰中,共5口井。如某井,日产液量32吨/日,综合含水82.5%,集油管线为Φ60mm,沥青保温材料管,集油半径428m,管线经过排水渠约6m,该井在低常温集输集输期间多次出现回压高现象,最高回压达2.2Mpa;二是集输半径过长,超过1000米以上,共3口井。如某井,日产液量48吨/日,综合含水88.8%,集油管线为Φ60mm黄夹克管,集油半径1583m,低常温集输期间最高回压曾达到2.5Mpa;三是管线拐点多,共2口井。如某井,日产液量38吨/日,综合含水91.3%,集油管线为Φ60mm黄夹克管,集油半径695m,有三处拐点,其中两处为120°,一处为103°,在低常温集输期间,最高回压曾达到1.7Mpa;四是管线覆土层较浅,平均仅为0.4m,共20口井。如某井,日产液量83吨/日,综合含水90.2%,集油管线为Φ76mm沥青管由于历史原因,有两处管线裸露在外,裸露长度为6.5m,在低常温集输阶段,最高回压曾达到1.5Mpa。
2.普遍热洗与低、常温之间的矛盾
按企业标准要求:油井普通热洗时,二合一温度必须达到75-80℃,传统的热洗方法是,根据油井实际摸索出的热洗周期,按计划洗井。由于各井的热洗周期不可能一致,那么一个月内,洗井的天数必然分开。如此以来,在低常温集输阶段,应油井热洗的需求,二合一势必要经常热降温度,既消耗了大量的天然气,又对设备有所伤害。特别是总井数达到120口以上的基层队,几乎每天都有热洗安排,低、常温集输工作根本无法运行。
3.联合站脱水困难
低、常温集输后,由于转油站降温或不加热,联合站一段来油温度下降。以A联合站为例,低、常温集输后,一段来油温度由原来的52℃下降至41℃。由于来油温度较低,原油破乳困难,电脱水器频繁跳闸,系统无法运行。
4.污水处理难度加大
受低、常温集输的影响。污水站来水温度不足30℃,增加了含油污水的处理难度,水中含油指标经常超标,最高可达40mg/L左右。
三、解决方法
1.针对回压高井的几类情况,提出并实施以下解决方法
对于过沟渠的5口井,采用管线高空架设的方法予以解决;对于集输半径超过1000m的3口井,采用就近掉头的方法予以解决,调整后,平均集油半径由原来的1232m缩短到315m,覆土后,平均管线深埋与原来的0.4m提高到0.8m;对于管线拐点多的2口井,采用管线取直的方法予以解决;对于管线覆土浅的20口井,采用重新覆土的方法予以解决。
2.针对分散热洗耗气量大的问题,我们采用集中分段连续热洗的办法解决。即一段时间内集中5-10天提温洗井。实施后,管井较少的基层队仅有3天便可完成月洗井任务,而管辖井数较多的单位也超不过8天。此外,我们还在7-4队开展了二合一提温时间、管线预热时间、洗井时间等全过程的节点优化,进一步降低了洗井耗气。
3.针对联合站脱水困难的情况,对联合站加热炉实施了提温,温度由原来的46℃提升到53℃。提温后,脱水器工作正常。此外,还更换了适合低温脱水的破乳剂CP904药剂,保证了联合站系统正常运行。
4.针对污水处理难度大的情况,一是重新优化反冲洗参数,适当增加反冲洗时间及强度;二是夏季采用高压热洗车加清滤剂清洗滤料,见到明显效果,清洗前后污水含油由31.3mg/L下降到15.3mg/L。
四、结论
1.低、常温集输工作是油田节能降耗工作的重要组成部分,必须长期坚持开展下去。几年来,通过低、常温集输工作的努力,油田节气效果明显,以某矿为例,从2006年至今,此项工作已累计节气723.2×104m3。
2.低、常温集输过程中出现问题是正常现象,不要过分的夸大矛盾,应该认真分析问题原因,找出对应的解决方法,通过不断的认识——实践——再认识过程,使低、常温集输工作取得质的飞跃。
3.今后的低、常温集输工作还会出现这样或那样的问题。大家都应做有心人,发现问题,观察问题,解决问题。特别是依靠技术进步去解决问题尤为重要。
作者简介:李立群(1958年-),男,黑龙江宾县人,大庆油田第四采油厂第三油矿副矿长,工程师,研究方向:采油工程。
关键词:低、常温 集输 问题 方法
一、前言
按照国家节能减排工作的要求,在十一五期间,要求某油田要节约25%的能耗用量。为达到这一目标,某采油厂开展了低、常温集输技术的现场试验及应用。首先在某联合站地区开展了低、常温采油可行性试验。试验共分四个阶段:
第一阶段:50℃低温集油
自2007年3月21日转油站二合一出口温度降到50℃。单井回油温度降至32-40℃之间,联合站一段加热炉温度在43~46℃之间,破乳剂用量正常,日自耗气下降15994m3。
第二阶段:45℃低温集油
某联地区三座转油站二合一出口温度降到45℃,转油站二合一出口温度降到50℃,单井来夜温度持续下降,最低的回油温度仅为26℃。
某队大多数单井回油温度仅在31℃左右,最高降幅达11℃。先后冻堵2口井。这一时期转油站汇管温度在40~43℃之间,联合站一段加热炉温度在42~45℃之间。
第三阶段:42℃低温集油
三座转油站二合一出口温度降到42℃,东三转油站二合一出口温度保持在55℃,单井来液温度与第二阶段相当,单井回压增幅不大。
第四阶段:常温集油
转油站停运加热炉,热洗时运热洗炉,东三转油站二合一出口温度保持在50℃。单井来液温度与第二阶段相当,单井回压上升幅度不大。
二、出现的问题
几年来,随着低、常温集输的不断深入,一些问题也逐渐显现出来,主要有:
1.高回压井占有一定比例
低、常温集输工作开始以来,回压超过1.2Mpa的油井时有发生。以某矿为例,每年度低、常温集输期间,回压超过1.2Mpa的油井约为32口左右,占总井数的4.1%。回压升高井分为以下几种情况:一是过沟渠、管线浸在水中或冰中,共5口井。如某井,日产液量32吨/日,综合含水82.5%,集油管线为Φ60mm,沥青保温材料管,集油半径428m,管线经过排水渠约6m,该井在低常温集输集输期间多次出现回压高现象,最高回压达2.2Mpa;二是集输半径过长,超过1000米以上,共3口井。如某井,日产液量48吨/日,综合含水88.8%,集油管线为Φ60mm黄夹克管,集油半径1583m,低常温集输期间最高回压曾达到2.5Mpa;三是管线拐点多,共2口井。如某井,日产液量38吨/日,综合含水91.3%,集油管线为Φ60mm黄夹克管,集油半径695m,有三处拐点,其中两处为120°,一处为103°,在低常温集输期间,最高回压曾达到1.7Mpa;四是管线覆土层较浅,平均仅为0.4m,共20口井。如某井,日产液量83吨/日,综合含水90.2%,集油管线为Φ76mm沥青管由于历史原因,有两处管线裸露在外,裸露长度为6.5m,在低常温集输阶段,最高回压曾达到1.5Mpa。
2.普遍热洗与低、常温之间的矛盾
按企业标准要求:油井普通热洗时,二合一温度必须达到75-80℃,传统的热洗方法是,根据油井实际摸索出的热洗周期,按计划洗井。由于各井的热洗周期不可能一致,那么一个月内,洗井的天数必然分开。如此以来,在低常温集输阶段,应油井热洗的需求,二合一势必要经常热降温度,既消耗了大量的天然气,又对设备有所伤害。特别是总井数达到120口以上的基层队,几乎每天都有热洗安排,低、常温集输工作根本无法运行。
3.联合站脱水困难
低、常温集输后,由于转油站降温或不加热,联合站一段来油温度下降。以A联合站为例,低、常温集输后,一段来油温度由原来的52℃下降至41℃。由于来油温度较低,原油破乳困难,电脱水器频繁跳闸,系统无法运行。
4.污水处理难度加大
受低、常温集输的影响。污水站来水温度不足30℃,增加了含油污水的处理难度,水中含油指标经常超标,最高可达40mg/L左右。
三、解决方法
1.针对回压高井的几类情况,提出并实施以下解决方法
对于过沟渠的5口井,采用管线高空架设的方法予以解决;对于集输半径超过1000m的3口井,采用就近掉头的方法予以解决,调整后,平均集油半径由原来的1232m缩短到315m,覆土后,平均管线深埋与原来的0.4m提高到0.8m;对于管线拐点多的2口井,采用管线取直的方法予以解决;对于管线覆土浅的20口井,采用重新覆土的方法予以解决。
2.针对分散热洗耗气量大的问题,我们采用集中分段连续热洗的办法解决。即一段时间内集中5-10天提温洗井。实施后,管井较少的基层队仅有3天便可完成月洗井任务,而管辖井数较多的单位也超不过8天。此外,我们还在7-4队开展了二合一提温时间、管线预热时间、洗井时间等全过程的节点优化,进一步降低了洗井耗气。
3.针对联合站脱水困难的情况,对联合站加热炉实施了提温,温度由原来的46℃提升到53℃。提温后,脱水器工作正常。此外,还更换了适合低温脱水的破乳剂CP904药剂,保证了联合站系统正常运行。
4.针对污水处理难度大的情况,一是重新优化反冲洗参数,适当增加反冲洗时间及强度;二是夏季采用高压热洗车加清滤剂清洗滤料,见到明显效果,清洗前后污水含油由31.3mg/L下降到15.3mg/L。
四、结论
1.低、常温集输工作是油田节能降耗工作的重要组成部分,必须长期坚持开展下去。几年来,通过低、常温集输工作的努力,油田节气效果明显,以某矿为例,从2006年至今,此项工作已累计节气723.2×104m3。
2.低、常温集输过程中出现问题是正常现象,不要过分的夸大矛盾,应该认真分析问题原因,找出对应的解决方法,通过不断的认识——实践——再认识过程,使低、常温集输工作取得质的飞跃。
3.今后的低、常温集输工作还会出现这样或那样的问题。大家都应做有心人,发现问题,观察问题,解决问题。特别是依靠技术进步去解决问题尤为重要。
作者简介:李立群(1958年-),男,黑龙江宾县人,大庆油田第四采油厂第三油矿副矿长,工程师,研究方向:采油工程。