论文部分内容阅读
摘 要：江汉采油厂主力区块伴生气量与生产需气量2013年矛盾突出，集输系统生产运行困难。于是对主力区块部分采油队和单井采取常温集输试验，取得成功，得出常温集输临界参数，并提出下步意见和认识。
关键词：常温集输；认识
一、原油常温集输技术原理
原油常温集输技术是根据原油非牛顿流体流变特性的剪切降粘原理， 利用井口液流的自身温度、压力对油、气、水进行不加热输送。
油井生产管理要求井口回压不大于1.2Mpa，井口回压决定油井能否常温集输的最关键条件。由于井口回压的大小与粘度有关系，而粘度与温度、含水和含气有关系，因此，粘度与温度、含水和含气的关系研究是油井常温集输的最基础的要求。
1.低含水原油的特征
1.1形态
油田初期， 由于原油含水率低， 经过原油中天然的乳化剂， 原油一般形成W/ O 型乳化液。
1.2粘度
王广钟主力油区原油为含蜡量较高的石蜡基原油，凝固点较高，21℃～30℃。此类原油在温度高于析蜡点温度时，50℃粘度较低9 mPa.s～67.2mPa.s，且随温度的变化不大，属于牛顿流体，但当温度降至接近凝固点时，粘度急增，有非牛顿流体的特性，在温度低于凝固点时，仍是可以流动的，只是粘度剧增，屈服值增加很快。
2.高含水原油的特征
1.形态
油田生产进行到后期， 油井产物的含水率升高时， 油已经不能完全包住水了， 则出现游离水， 当含水量进一步增加时， 游离水形成连续相， 从而使油水乳化液由W/ O型变为O/W 型。
2.粘度
含水原油的粘度在很大程度上决定于原油的含水率。当含水率较小， 油水乳化液为W/ O 型时， 含水率的增加会使连续相（ 油）中的分散液滴（ 水）的液相间的表面增大， 液滴之间的相互作用增强， 在液流中发生液滴的碰撞和相对滑动， 以及相间表面能的作用， 从而导致原油随着含水率的升高，乳化液的粘度急剧升高。
3.温度
随着油田含水率的上升和产液量的上升，液流温度也随之升高。而液流温度的升高进一步降低了油品粘度， 从而使液流属于牛顿流体， 减小了管道的压降， 满足原油常温输送的条件。
二、常温集输临界参数
1.单井冬季停伴热现场试验研究
选井原则：大于30t/d液量 3口、小于10t/d液量2口，含水80%以上。
通过对5口油井的冬季停伴热试验，得出油井常温集输液量界限30t/d，含水界限80%，集输半径界限1km。
2.小规模停伴热试验
选井原则：含水大于80% 1组、含水50%～80% 3组。
进一步验证单井冬季停伴热试验的结果的可靠性，同时验证30t/d液量下，中低含水的常温集输运行情况。通过不同油井的组合常温集输试验，得出：50t/d以上的中低含水（50%-80%）井，0.6km距离内停伴热后可以正常集输。
3.高含水原油粘壁温度确定
高含水原油在低于凝固点以下也不粘壁，污水能携带原油进行集输，但是当温度降到一定温度后，原油开始大量粘壁，回压大幅上升，无法满足回压1.2MPa的要求。于是将该温度定义为粘壁温度。王广钟原油凝固点在26℃～31℃之间。高含水原油粘壁温度比净化原油的凝点低8～10℃，因此确定出单井不加热集输的最低温度界限为20℃。
4.不同液量高含水原油临界距离初步估算值
由于现场试验时油井管线长度、液量的试验数量限定，结论的判断较粗，有一定的局限性，适应范围较窄。为了更好的进行推广应用，我们初步设定液量、含水、温度以及原油常规粘度，同时根据回压设定（1.2MPa），长度越短，粘度允许上升，温度允许下降的原则，得出不同液量高含水原油临界距离的初步估算值：含水80%以上时30t/d的液量，常温临界距离1km；20t/d的液量，常温临界距离0.6km；10t/d的液量，常温临界距离0.4km。
三、低液量常温集输工艺
高含水期原油的特征参数的变化为油田实现常温集输提供了理论基础条件， 对于液量大，含水高，温度高的油井， 当管线输送终点温度高于粘壁温度且回压小于1.2MPa时，可采用单管不加热集油工艺进行常温集输。但低液量、低含水油井无法实现常温集输，于是需要进行工艺改进，可采取高压掺污水的方式，增加污水含量，实现常温集输。。也可采取油井枝状集输方式增加集输液量，实现常温集输。
四、冬季常温集输区块试验
根据常温集输临界输送条件，对部分井进行停伴热、停加热炉试验。目前实现常温输送的站点共5座，停加热炉共8台，油井108口， 各试验区从运行状况看，压力基本稳定，外输炉停炉，液化气停烧，伴生气压力稳定在0.2MPa左右，三相目前脱水正常。因此，掺水冷输可行。
通过一段时间的试运行，冬季常温集输也出现了一些问题：1、部分站点的翻斗被蜡棒堵塞；2、少部分高压掺污水井停，因掺水量不稳定造成油井计量不准；3、部分井气少，翻斗水淹。
针对上水问题可采取以下措施：1、加清防蜡剂、定期热洗时一定将蜡清扫出地面管线或翻斗前加电加热器；2、油井井口增加取样口，停掺量油或计量车量油；3、倒一口高气量井从翻斗计量分离器底部走。
通过以上措施可缓解矛盾问题，维持常温集输生产。
五、常温集输技术初步认识
根据已运行的情况得出几点初步认识：
1.江汉油区1km内30t/d 80%以上的油井基本可实现常温集输。
2.常温掺污水集输工艺在一个区块使用时，需考虑该区块集输和注水系统的能力，同时最好与枝状集输工艺结合，端点掺水，降低掺水量。合理考虑油井计量方式。
3.常温集输工艺优化改造一定必须考虑投资、现有管线腐蚀情况和伴生气节约后能否创效，避免投资大、运行费用高、伴生气节约后无法利用的问题出现。
4.常温集输工艺最好能根据加热炉管理进行优化改造，实现停运加热炉的目的。
关键词：常温集输；认识
一、原油常温集输技术原理
原油常温集输技术是根据原油非牛顿流体流变特性的剪切降粘原理， 利用井口液流的自身温度、压力对油、气、水进行不加热输送。
油井生产管理要求井口回压不大于1.2Mpa，井口回压决定油井能否常温集输的最关键条件。由于井口回压的大小与粘度有关系，而粘度与温度、含水和含气有关系，因此，粘度与温度、含水和含气的关系研究是油井常温集输的最基础的要求。
1.低含水原油的特征
1.1形态
油田初期， 由于原油含水率低， 经过原油中天然的乳化剂， 原油一般形成W/ O 型乳化液。
1.2粘度
王广钟主力油区原油为含蜡量较高的石蜡基原油，凝固点较高，21℃～30℃。此类原油在温度高于析蜡点温度时，50℃粘度较低9 mPa.s～67.2mPa.s，且随温度的变化不大，属于牛顿流体，但当温度降至接近凝固点时，粘度急增，有非牛顿流体的特性，在温度低于凝固点时，仍是可以流动的，只是粘度剧增，屈服值增加很快。
2.高含水原油的特征
1.形态
油田生产进行到后期， 油井产物的含水率升高时， 油已经不能完全包住水了， 则出现游离水， 当含水量进一步增加时， 游离水形成连续相， 从而使油水乳化液由W/ O型变为O/W 型。
2.粘度
含水原油的粘度在很大程度上决定于原油的含水率。当含水率较小， 油水乳化液为W/ O 型时， 含水率的增加会使连续相（ 油）中的分散液滴（ 水）的液相间的表面增大， 液滴之间的相互作用增强， 在液流中发生液滴的碰撞和相对滑动， 以及相间表面能的作用， 从而导致原油随着含水率的升高，乳化液的粘度急剧升高。
3.温度
随着油田含水率的上升和产液量的上升，液流温度也随之升高。而液流温度的升高进一步降低了油品粘度， 从而使液流属于牛顿流体， 减小了管道的压降， 满足原油常温输送的条件。
二、常温集输临界参数
1.单井冬季停伴热现场试验研究
选井原则：大于30t/d液量 3口、小于10t/d液量2口，含水80%以上。
通过对5口油井的冬季停伴热试验，得出油井常温集输液量界限30t/d，含水界限80%，集输半径界限1km。
2.小规模停伴热试验
选井原则：含水大于80% 1组、含水50%～80% 3组。
进一步验证单井冬季停伴热试验的结果的可靠性，同时验证30t/d液量下，中低含水的常温集输运行情况。通过不同油井的组合常温集输试验，得出：50t/d以上的中低含水（50%-80%）井，0.6km距离内停伴热后可以正常集输。
3.高含水原油粘壁温度确定
高含水原油在低于凝固点以下也不粘壁，污水能携带原油进行集输，但是当温度降到一定温度后，原油开始大量粘壁，回压大幅上升，无法满足回压1.2MPa的要求。于是将该温度定义为粘壁温度。王广钟原油凝固点在26℃～31℃之间。高含水原油粘壁温度比净化原油的凝点低8～10℃，因此确定出单井不加热集输的最低温度界限为20℃。
4.不同液量高含水原油临界距离初步估算值
由于现场试验时油井管线长度、液量的试验数量限定，结论的判断较粗，有一定的局限性，适应范围较窄。为了更好的进行推广应用，我们初步设定液量、含水、温度以及原油常规粘度，同时根据回压设定（1.2MPa），长度越短，粘度允许上升，温度允许下降的原则，得出不同液量高含水原油临界距离的初步估算值：含水80%以上时30t/d的液量，常温临界距离1km；20t/d的液量，常温临界距离0.6km；10t/d的液量，常温临界距离0.4km。
三、低液量常温集输工艺
高含水期原油的特征参数的变化为油田实现常温集输提供了理论基础条件， 对于液量大，含水高，温度高的油井， 当管线输送终点温度高于粘壁温度且回压小于1.2MPa时，可采用单管不加热集油工艺进行常温集输。但低液量、低含水油井无法实现常温集输，于是需要进行工艺改进，可采取高压掺污水的方式，增加污水含量，实现常温集输。。也可采取油井枝状集输方式增加集输液量，实现常温集输。
四、冬季常温集输区块试验
根据常温集输临界输送条件，对部分井进行停伴热、停加热炉试验。目前实现常温输送的站点共5座，停加热炉共8台，油井108口， 各试验区从运行状况看，压力基本稳定，外输炉停炉，液化气停烧，伴生气压力稳定在0.2MPa左右，三相目前脱水正常。因此，掺水冷输可行。
通过一段时间的试运行，冬季常温集输也出现了一些问题：1、部分站点的翻斗被蜡棒堵塞；2、少部分高压掺污水井停，因掺水量不稳定造成油井计量不准；3、部分井气少，翻斗水淹。
针对上水问题可采取以下措施：1、加清防蜡剂、定期热洗时一定将蜡清扫出地面管线或翻斗前加电加热器；2、油井井口增加取样口，停掺量油或计量车量油；3、倒一口高气量井从翻斗计量分离器底部走。
通过以上措施可缓解矛盾问题，维持常温集输生产。
五、常温集输技术初步认识
根据已运行的情况得出几点初步认识：
1.江汉油区1km内30t/d 80%以上的油井基本可实现常温集输。
2.常温掺污水集输工艺在一个区块使用时，需考虑该区块集输和注水系统的能力，同时最好与枝状集输工艺结合，端点掺水，降低掺水量。合理考虑油井计量方式。
3.常温集输工艺优化改造一定必须考虑投资、现有管线腐蚀情况和伴生气节约后能否创效，避免投资大、运行费用高、伴生气节约后无法利用的问题出现。
4.常温集输工艺最好能根据加热炉管理进行优化改造，实现停运加热炉的目的。