空心杆电加热举升工艺在牛心坨油田的应用

杨立龙

(中国石油辽河油田公司高升采油厂,辽宁盘锦124125)

空心杆电加热举升工艺在牛心坨油田的应用

杨立龙

(中国石油辽河油田公司高升采油厂,辽宁盘锦124125)

牛心坨油田属于高凝稠油油田,原油含蜡量高、凝固点高、粘度高,主体采油工艺为闭式热水循环,随着开发时间的延长,逐渐暴露出一系列问题,有必要开展举升工艺转换研究,以保证油田有效开发和产量稳定。通过研究对比各种不同降粘工艺的优缺点,最终确定空心杆电加热举升工艺替代热水循环井的主体生产工艺,并优化了电缆的下入深度及油井动态参数,引进相应配套工艺,开发了高凝稠油电加热抽汲系统优化软件。电加热举升工艺在牛心坨油田应用取得了成功。

牛心坨油田;高凝稠油;举升工艺;空心杆电加热

1 牛心坨油田概况

1.1 油田基本概况

牛心坨油田构造上位于辽河断陷西部凹陷北端,是牛心坨断裂背斜构造带南部的一个断块,主要开发目的层为新生界古近系沙河街组四段牛心坨油层及太古界花岗岩潜山油层,动用含油面积5.8 km2,石油地质储量1648×104t;牛心坨油田属于高凝稠油,具有高凝油和稠油的双重特性,原油粘度400～6973.6mPa·s,凝固点 32～50 ℃,原油密度0.89～0.92g/cm3,析蜡温度51～64 ℃,胶质沥青质含量31.5%～79.6%,含蜡8.7%～18.5%。

牛心坨油田1989年全面投入开发,1990年8月试注水,1991年3月全面转注,主导采油工艺为闭式热水循环。截止目前牛心坨油田有油井157口,开井131口,其中热水循环井132口,电加热井8口,干抽井4口,日产油410.7t,区块综合含水达68.5%,处于注水开发中高含水期递减阶段。

1.2 举升工艺现状

牛心坨油田闭式热水循环管柱具体为:举升油管下部安装封隔器,加热油管同心安装,热水从两油管环形空间注入,加热举升油管及其产出液,经油套环空返出地面,产出流体由中心油管举升至地面。热水循环地面流程及井下管柱结构见图1。

图1 热水循环地面流程及井下管柱结构

热水循环工艺地面主要流程为:循环水在站内加热后,经站内配水间进入各单井热水循环管线到达油井,与井筒内油流热交换后,返回站内再加热,如此往复循环。通过近些年的开发,暴露出以下几个问题:

(1)天然气消耗量大,天然气供给紧张。牛心坨油田日耗天然气4.3×104Nm3,而自身天然气产量很少,大部分由老区(高升油田)供给。近几年随着老区天然气产量大幅度降低,供给越来越困难,已开始制约牛心坨油田的正常生产。

(2)热水循环工艺复杂,油井管理难度大。首先,闭式热水循环管柱密封性较差,存在循环水漏失问题,缩小了生产压差,降低了泵效,抑制了油井的产量。其次,由于热水循环工艺井下管柱结构上的限制,无法完成油井的洗井及动液面的录取,增加了油田开发后期油井精细化管理的难度。

(3)长期高温热水循环,导致套管损害、管网腐蚀增多和井下管柱及循环管线结垢严重,增加了作业及维护费用。

2 降粘举升工艺的确定[1-4]

目前举升高粘度、高凝固点原油的方法主要有三种:第一种是热油或热水伴热方法,即目前牛心坨应用的热水循环工艺;第二种是井筒化学加药方法,即由环空连续不断的将化学药剂注入井底,与井底原油形成乳化液(水包油型),从而降低原油粘度,或使原油分散降低凝固点,目前尚无同时具有降粘、降凝固点的化学剂;第三种是油井电加热技术,通过电缆或油管释放热量,使原油在井筒内得到降粘、举升。牛心坨油田原油属于高凝稠油,具有稠油和高凝油的双重特性,目前尚无有效的化学药剂即能降粘又能降凝,因此,牛心坨举升工艺转换的主要方式应为电加热工艺。

目前电加热采油工艺主要有:空心杆内电缆加热、油套环空电磁加热、通电抽油杆加热等,其中应用范围广、技术成熟度高的工艺为空心杆内电缆加热,其次是油套环空电磁加热。空心杆内电缆加热技术特点:加热功率大,加热功率可达50～150W/m;升温范围较大,△T可达40～60℃;加热深度在1800m内任意可调;管理方便,不需设专人管理。油套环空电磁加热技术特点:加热深度大,加热工艺是利用正常生产油井中的油管做热源体,油管本身既产生热量又加热油管内的流体,无须再投入其它发热元件,也不需要用其它导体来传输能量。与其它电热采油技术相比,节省了电缆的投入,降低了成本。缺点:①受油井产液、含水及动液面限制,通常要求产液大于5t/d,含水小于60%,动液面大于1000m;②热效率相对较低,一部分热量损失在套管上(约33%);③作业施工复杂。

目前牛心坨油田开发已进入注水开发中高含水期递减阶段,区块综合含水达68.5%,随着开发的深入,油田含水将进一步升高,超过了油套环空电磁加热的要求,而空心杆内电缆加热则完全可以满足油田开发的技术要求。因此,确定采用“空心杆电缆加热”方式作为主体举升工艺。

3 空心杆电加热举升工艺的研究与配套

3.1 空心杆电缆加热技术原理[5-9]

空心杆内电缆加热采油装置主要由中频控制柜、加热电缆、空心抽油杆组成。基于电流热效应的原理即焦耳-楞次定律,将输入380V、50Hz的工频电源,经三相桥式整流、滤波后变成500V直流电压,再经主回路和控制回路逆变成500～2500Hz的交流电压电路,最后由中频变压器的副边输送到电缆铜芯与外壁构成的回路,当交变电流流过电缆铜芯与外壁时,会产生集肤效应,使空心杆发热,加热原油。加热功率的大小,可由中频控制柜控制、调整,实现原油的有效举升。

3.2 空心杆电加热的参数选择

3.2.1 井筒传热过程概述

如图2井筒径向结构分布依次为:电缆、空心抽油杆、油流、油管、油套环空、套管、水泥环。电缆、空心抽油杆在空心抽油杆下部相连,与地上的电源构成回路,通电时空心抽油杆发生集肤效应,产生热量,加热稠油。空心抽油杆既起抽油杆的作用,又是加热主体。

图2 电加热抽油系统

油流上升过程中不仅自身发生各种物理化学变化,还要和周围环境发生热传递,其传热过程主要经过以下几步:①抽油杆发热把热量传给流体;②流体经过对流把热量传给油管内壁;③通过导热把热量从油管内壁传到外壁;④以对流和辐射形式将热量从油管外壁经油套环空传到套管内壁;⑤以导热形式把热量从套管内壁传到套管外壁;⑥通过导热把热量从套管外壁经水泥环传给地层。

3.2.2 空心杆电加热电缆下深的确定

(1)拐点温度确定:原油从油层流到井底,再由井底举升到地面是一个降压、脱气、降温、变稠的过程。当温度下降达到一定值后,其粘度将随着温度下降而急剧上升,迅速稠化,把这个定值温度称为稠油的拐点温度,拐点温度计算公式如下:

式中:T0——拐点温度 ,℃;μ50——50 ℃脱气原油粘度,mPa·s。

根据上式进行计算,结果详见表1。

表1 牛心坨油田原油拐点温度计算结果

(2)电加热电缆下深:根据热传导,可建立井筒的热能平衡方程为:

式中∶θ——油管中心位置处原油的温度,℃;k——总传热系数,W/(m ·℃);q——内热源,W/m;W ——水当量,W/℃;t0——井底原油温度,℃;m——地层温度梯度,℃/m。Mf——原油质量流量 ,kg/s;Cf——原油比热 ,J/(g·℃);Mg——水质量流量,kg/s;Cg——水的比热,W/(g·℃)。

依据上述公式可计算出自然温场下,不同产液及不同原油拐点温度下对应电缆下深,结果见表2。牛心坨油田油井平均产液9.3t/d,拐点温度主要在50℃左右。因此,为保证油井正常生产,确定电加热下深为1100～1200m。

表2 电缆下深与产液关系 m

3.2.3 空心杆电加热功率的选择

根据不同产液量油井的井口温度和加热深度合理地选择电加热功率,既可以节能降耗,又可以延长电缆的使用寿命。要正确选择油井加热功率需从井筒温度场出发进行计算,在计算中采用了以下能量平衡方程:

式中:K——井筒两侧介质间的传热系数,W/(m·℃);θ——油管中油气混合物的温度 ,℃;t0——某一深度下的地层温度,℃;m——地温梯度,℃/m;l——沿井深方向的长度 ,m;Gf、Gg——液、气体流量,kg/s;q——热源强度,W/m;w ——油气混合物的水当量,W/℃。

根据以上方程和一定的边界条件,可计算加热时井筒产液温度分布,从而可求解电加热功率。经计算牛心坨油田各井加热功率在40～60kW之间。

3.3 空心杆电加热技术参数优化

牛心坨油田电加热举升工艺替代闭式热水循环工艺后,油井负荷增加较大,需要优化降低负荷。而目前现有油井抽汲系统软件只能满足稀油井,无法用于稠油井,特别是高凝稠油+电加热油井的优化问题,因此开发编制了“高凝稠油电加热抽汲系统优化”软件。

应用“高凝稠油电加热抽汲系统优化”软件,可以根据输入油井动态参数:泵深、泵径、冲程、冲次、产液、含水、含蜡量、粘度等已知数据,直接求出拐点温度、凝固点、井口温度、最大载荷、最小载荷、最大扭矩、电机功率以及抽油杆配比情况。

高凝稠油电加热抽汲系统优化软件的应用,不但降低了电能消耗,而且满足了14型抽油机在安全负荷内运行,解决了深井高凝稠油电加热井超负荷的问题,实现了安全生产。

3.4 空心杆电加热工艺配套

3.4.1 引进大通径液力减载装置

针对采用电加热举升工艺后,抽油机负荷大的问题,引进了大通径液力减载装置。装置由长柱塞、减载柱塞及与其配套的泵筒、附件等组成(见图3)。减载器安装在空心杆下方,泵筒与油管相连,通过连通使减载柱塞的上下端面分别处在油套不同的压力系统中,油管内液柱压力与套管压力的压力差所产生的力作用在减载柱塞的下端面,使其产生一个18～23kN的向上的举升力,从而达到减轻抽油机悬点载荷的目的,使抽油机正常工作。

图3 液力减载装置结构简图

3.4.2 应用智能可调适中频电源

在恒功率中频加热电源加装温控器及数字信号处理器,对不同原油物性的油井,温控器设定不同的加热温度。当油井产量波动,油井出液温度偏离设定温度时,温控器发出信号给数字信号处理器,数字信号处理器控制中频加热电源调节加热功率,保证油井出液温度稳定在设定温度,减少不必要的电能浪费。

4 空心杆电加热技术的应用效果

4.1 产量对比分析

实施加热工艺的油井中,产量具有可比性的有46口(水井转抽、新井投产、老井复产、增油措施除外),与措施前对比,平均日产液增加0.3t,日产油减少0.09t,含水上升了1.9%(见表3)。去掉工作制度改变、地质含水上升、井下管泵异常等因素影响后,平均日产液量减少0.02t,日产油增加0.4t,含水下降了5%。

表3 电加热举升工艺前后可对比产量对照

4.2 油井负荷对比分析

油井最大负荷由措施前的87.82kN增加到措施后的102.89kN,增加了15.07kN,但91%抽油机的载荷还是在合理的范围内,后实施了减载装置、更换小泵、下调工作制度、上提泵挂等措施,油井负荷控制在了安全范围内。油井负荷差由措施前的53.6kN下降到44kN,平均下降9.6kN,说明电加热的降粘效果好于闭式热水循环。

4.3 地面集输情况

从32站措施前后集输数据来看,井口温度平均下降11℃,平台温度下降5～8℃,压力最大升高0.04MPa,站内外输温度下降3℃,压力增高0.03 MPa,均在合理范围之内。可见电加热举升工艺能够保证产出液的正常外输。

4.4 能耗分析

(1)耗电方面:电加热井单井平均加热功率为70 kW,年耗电56.06×104kW·h。同时停运热循泵5台,每台泵年耗电92×104kW·h。计算表明,电加热举升工艺年耗电累计增加2452×104kW·h。

(2)节气方面:实施电加热工艺的3个站,共停运转2300kW热循加热炉6台,同时新增80kW井口进站预热炉13台和300kW平台卧式炉2台,综合计算,月可节气371.6×104m3。

5 结论

(1)空心杆电加热技术投入现场应用后,油井的产液、产油平稳,油井的负荷均在合理的指标内,生产正常。现场应用情况表明:电加热工艺可以替代闭式热水循环工艺,满足牛心坨油田高凝稠油的正常举升。

(2)空心杆电加热技术在牛心坨油田的规模性应用,有效缓解了天然气紧张的局面,实现了牛心坨油田正常开发,具有较好的社会效益。

(3)空心杆电加热技术具有较好的节气、降粘效果,同时,解决了闭式热水循环举升工艺无法洗井及井下参数无法录取的问题,为牛心坨油田中高含水期的开发进行有效调控提供了依据。

(4)空心杆电加热技术在牛心坨油田高凝稠油举升方面的成功应用,为类似区块的原油举升提供了有效的技术手段。

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编辑:李金华

TE357

A

2010-10-06

杨立龙,高级工程师,1975年生,1997年毕业于大庆石油学院油藏工程专业,现主要从事油田开发管理工作。

1673-8217(2011)01-0101-04