零散短热洗周期油井加药技术研究及效果分析

2022-03-30 02:56刘宏宇大庆油田有限责任公司第一采油厂
石油石化节能 2022年2期
关键词:口井药量药液

刘宏宇(大庆油田有限责任公司第一采油厂)

热洗作为一项生产管理手段,在油田得到广泛应用,为保证原油生产、降低机采井检泵率起到重要作用。但由于部分井产液量、含水偏低,致使热洗周期偏短,同时由于这部分井理论排量低,导致热洗效率低、热洗时间长、能耗高、含水恢复时间长、影响原油产量等问题发生[1-2]。对于这类井一般采取加入防蜡剂的方法延长热洗周期。但是由于短周期井不是成片分布,而是零散分布的,如采取无动力点滴加药方式,则很难保证采出液中防蜡剂浓度持续稳定,不能保证防蜡效果[3]。无法采用集中加药方式注入防蜡剂,如果考虑利用三元复合驱结束后闲置的井口动力加药防垢装置,可保证采出液中药液浓度持续稳定,为此开展了应用井口动力加药装置防蜡剂适应性评价、有效浓度室内实验、单井加药制度确定方法、地面流程改造方法研究,并进入现场试验。

1 加药工艺相关研究与计算

1.1 防蜡剂适应性评价

防蜡剂的水溶性是决定防蜡剂溶液能否顺利加入油井油、套环形空间的关键。如果防蜡剂遇水发生絮凝,形成团块物质,会造成动力加药装置管输通道堵塞,即使进入油套环形空间也难以进入抽油泵内,对油管内壁和抽油杆起不到有效的防蜡作用。

目前在油田应用数量最多的是Dode-1型油基防蜡剂和Dode-4型水基防蜡剂。Dode-1型油基防蜡剂,遇到水将会出现严重的絮凝;Dode-4型水基防蜡剂,遇水后可充分溶解。因此优先选用Dode-4型水基防蜡剂。

1.2 有效浓度室内实验

在加入防蜡剂时,需按原油的质量,计算不同浓度下的防蜡剂用量,实验采用测定凝油黏壁量变化方法确定流动防蜡剂合理加药浓度[4]。

选取热洗周期仅为45天的某井原油,进行8组室内实验,该井凝油黏壁量测定数据见表1。通过实验可以认为,当加药浓度大于或等于150mg/L时,防蜡效果可以达到98.5%以上。

表1 凝油黏壁量测定数据

1.3 单井加药制度确定方法

加药制度主要与日加药量有关,则日加入药量Q可用下式计算:

式中:Q为日加药量,kg/d;Qo为产油量,103kg/d;C为设计加药浓度(取值范围150~200),mg/L;ρo为原油密度(取0.86),103kg/m3。

设每桶药剂重量为m,因而可以得出每桶药剂可加药时间为:

式中:T为每桶药剂可加药时间,d;m为每桶药剂重量(取25),kg;Q为设计加药量,kg/d。

设动力加药装置最低排量为Qm,远大于日加药量Q,为满足最小排量要求,需要进行加入清水稀释因而,以保证连续加药,同时可保证稀释药剂较长时间。稀释清水用量Qw下式计算:

式中:Qw为稀释清水用量,L;Qm为动力加药装置最低排量(取25),L/d;ρm为防蜡剂药剂密度,103kg/m3。

由于加药包容积为1.00m3,即容积为1000L,因而要求计算得出的药剂体积与清水体积之和小于1000L。

实际操作中,通过调整变频器工作频率,使加药液量控制在设计用量不超过+5%范围即可,通过观察并经多次调整,确保每次加药装置加入防蜡剂溶液量至少保证工作30天。

1.4 加药流程改造

为实现将动力加药装置中的混合药液顺利加入油井的油套环空,使用高压软管将掺水与动力加药泵入口连接,同时使高压软管实现加药泵出口与套管出口连接。加药包出口与加药泵另一入口连接,掺水与药液混合后。由加热泵提供动力,将混合后的药液以一定的排量连续稳定地输到油套环形空间[5]。动力加药装置加药流程见图1。

图1 动力加药装置加药流程

为保证安全运行,对加药装置进行了接地处理,同时选用承压能力3.5MPa高压软管。

2 现场应用效果

该技术到目前共计应用6口井,至2021年7月1日,时间最长的1口井已连续加药272天,最短的1口井已实现连续加药124天,均实现加药后免热洗。结合集中加药效果,预计6口井均可实现一个检泵周期内免热洗。

2.1 系统效率上升、吨液百米耗电下降

统计6口井试验前后的动态数据,进行了能耗对比测试,计算了试验前后的系统效率及吨液百米耗电[6],试验前后系统效率对比见表2。试验前后产液量稳定并略有上升,平均系统效率上升2.12%,百米耗电下降0.05kWh。

表2 试验前后系统效率对比

2.2 减少电气消耗

该厂平均检泵周期708天,6口井平均热洗周期47.5天。

经计算,在一个热洗周期内,6口井共减少热洗121井次,减少热洗液用量10905m3,温升45℃,减少天然气用量6.5×104m3;共减少热洗泵运行时间727h,中转站热洗泵电机为75kW,功率利用率按60%计算,减少用电3.27×104kWh[7]。井口动力加药防垢装置电机功率为75W,功率利用按75%计算,单井日耗电为1.35kWh[8],6口井平均检泵周708.5天,一个检泵周期内耗电量5.74kWh。共计节电3.2694×104kWh。

2.3 减少热洗原油产量的影响

按单井热洗周期折算一个检泵周期内的热洗次数,每次热洗影响生产时间为1.5d,6口井一个检泵周期内影响产油685t,采取加药技术后实现免热洗,即为减少影响原油产量685t[9]。

2.4 盘活固定资产

该技术应用的设备为三元复合驱井口动力加药防垢装置。当三元复合驱结束或结垢消失后,停止加入防垢剂,因而将被拆除而处于停用状态,而新增的三元复合驱区块,通常新增部分加药装置,因此会出现部分加药装置闲置,应用上述设备,进一步提高了加药装置的应用时效,避免了因设备停用造成的财产损失,起到了盘活固定资产的作用[10]。

3 结论

1)保持采出液中保持连续、稳定、有效的加药浓度,是延长热洗周期,甚至实现免热洗的最根本要求。

2)试验该技术6口井,对比结果表明,实现了系统效率提高2.12%、吨液百米耗电下降0.05kWh,预计可实现一个检泵周期内免热洗,实现节电3.27×104kWh、节气6.5×104m3、减少热洗影响原油产量685t。

3)该技术应用了三元复合驱井口动力加药防垢闲置设备,起到了盘活固定资产的作用。

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