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FCGK-1型强效防蜡导流装置在濮城油田的应用

来源:搜论文知识网位置:化工论文时间:2012-12-29 09:41

  摘要: 油田开发进入中后期,层间矛盾突出,用封隔器封隔上部水层,采下部油层,即封上采下管柱,油套环形空间因被封隔器堵死,和油管内无法形成循环通道,当油管内结蜡,无法采取清蜡措施,结蜡严重就躺井。2008年4月开始通过51-81等三口井下试验,见到初步效果 ,后又陆续下了23口井,通过作业时井下管柱看,防蜡效果显著,平均检修期达到425天,比原计划延长了213天。

  关键词: 封上采下,结蜡严重,强效防蜡节能导流,效果显著

  濮城油田自1979年3月5日投入开发,现有油井开井913口,其中抽油井开790口,日产液15460吨,日产油1278吨,综合含水91.7%,平均单井日产液21.5吨、日产油1.7吨;结蜡井276口,占开井数的35%。在2008年前,清蜡工艺是:加油基清蜡剂清蜡70口,水泥车洗井清蜡160口,全月有230口井得到清蜡措施。

  1 问题的提出

  因综合含水91.7%,油田开发进入中后期,层间矛盾突出,采用机械卡堵水管柱,用封隔器封隔上部水层,采下部油层,即封上采下管柱,我厂有36口油井。油套环形空间因被封隔器堵死,和油管内无法形成循环通道,当油管内结蜡,无法用水泥车热洗、加清蜡剂清蜡,结蜡严重井不到半年就躺井。

  液面低于2000米、日产液小于5吨、含水小于30%的“三低井”有86口井,防蜡问题,用传统防蜡方法是用水泥车热洗清蜡,热洗后水易进油层,恢复期3-6天,造成对单井产量的影响,单井产量平均损失6.9吨。

  2 抽油井结蜡规律、采取清蜡措施

  通过油井作业时起出管柱情况看,濮城油田抽油井结蜡深度多在井口以下300-700米之间,小数低产井结蜡深度在1000米,近几年,对“封上采下管柱、三低”油井清蜡曾采取过以下措施。

  2.1 下电加热抽油杆清蜡

  从辽河油田稠油井开采中得以启发,把井口以下1000米普通抽油杆换成电加热抽油杆,正常生产时通电,将电能转变成热能,提高油管内产出液的温度,使蜡不易析出,随产出液返出地面,从而达到完全清蜡的目的。2008年以来,濮城油田陆续下了85-18、2-C361、51-28、WX127、90-53、1-340、1-343、1-348、1-349等22口井,电热杆清蜡工艺优点是清蜡彻底,不影响产量,适用于任何抽油井;缺点是单井成本太高,井内电热杆22万元,每天耗电600度(折400元),年耗电费14.4万元,1口井约36万元,目前生产单位难以承受,现有电热杆4口。

  2.2 下空心抽油杆热洗清蜡

  抽油井井口以下1000米普通抽油杆换成外径是36mm的空心抽油杆,清蜡时将800C热水通过空心杆中心注入,加热抽油杆,提高油管中产出液的温度,使蜡溶化,从油管、油杆环形空间返出地面,从而达到完全清蜡的目的,见图一。2008年以来,濮城油田陆续下了51-18、51-C95、51-47、1-351等12口井,空心杆热洗清蜡工艺优点是清蜡彻底,影响产量少,适用于任何抽油井;缺点是单井成本高,洗井周期短,对泵深超过2000米井,空心杆容易断、内通道易堵,现有空心杆2口。

  空心杆抽油井示意图一

  2.3 井下强磁防蜡器清蜡

  连接在抽油泵下2-3根油管和筛管入口之间,原油中的石蜡通过强磁防蜡器然后进入抽油泵内。使本来没有磁矩的反磁性物质的石蜡分子在强磁场的作用下产生了附加磁矩,并且按一定的方向排列,克服了石蜡分子间的作用力,不能按结晶格局形成石蜡结晶体,对于已形成蜡晶体的微粒在通过磁场时,由于石蜡分子的磁化使结晶格局遭到破坏。2007年以来,濮城油田陆续下了3-184、3-89、2-345、1-361等18口井。由于铁、镍、钴、镝等元素的多种合金就是铁磁体。在铁磁体中,相邻原子间存在着非常强的交换耦合作用,这种相互作用促使相邻原子的磁矩平行排列起来,形成一个自发磁化达到饱和状态的区域。实际当井内温度达到80-1050C时(和居里温度点出入大),磁性消失。

  二厂油层深度2400-3000米,油层温度在86-1250C之间,泵深2000米,入口温度80-1150C,强磁防蜡器下入后马上消磁,不起防蜡作用。

  3、强效防蜡导流装置

  从2008年开始,我厂引入强效防蜡导流装置,使用后达到预期目的。

  3.1装置和工作原理:

  FCGK-1型强效防蜡节能导流装置由射流发生装置、声波振荡装置、涡流螺旋槽和旋喷射等组成。原油经射流发生装置连续收缩断面,由层流态变为射流态,大大地提高了流速。原油在此过程中,先是受到挤压、后又膨胀扩张,使蜡、垢破碎、降解,不易凝结粘附。在射流介质的强大作用下,限位弹簧产生声频至超声振荡,在声波中产生了线性机械振动,使原油温度增高,热敏效应和空化等作用,蜡凝固点降低,蜡、垢不易发育附着,沥青胶质降解,气液、因三相熔融化,原油的粘度下降,流动性提高。经过声波振动枪后,原油再经过螺旋导流槽、导流阀和喷射器后,进一步变为涡流紊流态,有效地防蜡、降粘,从而起到节能增产效果。

  3.2选井原则和现场试验情况

  选择封上采下、部分“三低井”结蜡油井为原则。

  因封住上部油套环形空间和油层通道,油井在油管内结蜡,无法用水泥车热洗清蜡(也没有下电热杆),生产4-8个月后,易因结蜡造成躺井。

  首先选51-81封上采下抽油井,和两口(3-353、85-14)“三低井”,下入“强效防蜡节能导流装置”进行了试验。

  51-81井,位于文51块北部,05年3月前合采S2S1-S2X2-3,井段为2411.6-2686.5米,05年1月因S2X2-3油层被水淹没,井段为2651.1-2686.5米,在2620米处采取打桥塞封住,单采S2S1,井段为2411.6-2428.9米,一直采油到2006年5月,日产油5吨,突然间此井含水从45%上升至99%,日产油降到0.2吨,发现上部1830主-1860米之间套漏,又上大修挤漏补套,没有补住;06年7月16日,在2400米处,采用卡封下泵,当时日产液11.4吨,日产油5吨,生产了半年,到06年12月19日因蜡卡光杆下不去,上作业扶躺。该井因结蜡于07年8月9日、08年3月2日造成躺井两次。在08年4月17日作业时,下入一套“强效防蜡节能导流装置”,下后没有采取任何清防蜡措施,连续生产达到659天,截止到2010年2月4日因蜡卡上作业。

  两口“三低井“的试验情况:3-353井,2009年4月18日上作业下入该装置,下前日产液4.7吨,日产油1.1吨,下后生产情况:日产液10.5吨,日产油1.7吨,连续运行334天。85-14井,2008年8月10日扶躺,下前日产液1.1吨,日产油1.1吨,下后生产情况:日产液1.7吨,日产油1.7吨,连续生产58天,到10月8日转注水井时起出井下管柱没有结蜡,说明效果很好。

  3.3效果评价

  从51-81井试用情况看,连续工作达659天,防蜡效果非常明显,检泵周期由205天延长至659天,达到防蜡的目的。在低液井上的效果跟踪来看,不仅达到清蜡的目的,同时达到稳产增产的效果。同时应用强效防蜡节能导流装置,与常规热洗清蜡对比,也避免了油层污染。

  通过前三口井的先导试验,2010年2月开始,陆续下了23口蜡油井,到2011年10月份止,起出了12口井(11口井继续使用),平均检修期达到425天,比原计划延长了213天。

  3.4经济效益分析:

  以一口结蜡井为例,一年热洗清蜡次数至少为四次,一次投入成本为124元/小时*4小时+131.25元*4小时*2台车=1546元,一年共计1546元*4次=6184元;加清蜡剂一年投入1.5吨,1.5吨*7500元=11250元,全年一口井清蜡投入费用共计1.7434万元。同时水泥车热洗清蜡,热洗后水易进油层,恢复期3-6天,造成对单井产量的影响,单井产量平均损失6.9吨,原油损失成本为6.9*5000元=3.45万元。

  通过查证一套防蜡节能导流装置成本为2万元,则经济效益5.1934-2=3.1934万元。则26口油井总经济26×3.1934×425÷360=98万元,投入与产出比1:49。

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