摘要:根据油井产液、含水并参考集油半径、原油物性、管径等指标,将油井分为停掺集输、掺常温水集输两大类,同时又将掺常温水集输井细分为ABCD四种类型。主要研究了在夏季1.2-1.8MPa掺水系统压力下,不同类型掺常温水集输井的油压、掺水量、回油温度之间的关系及变化规律,得出了单井合理掺水量的下限值。探讨了油井产液、含水、原油物性、集油半径、管径、环境温度、掺水系统压力之间的相互关系,对夏季油井在不同掺水系统压力下合理掺水量下限的确定、冬季单井掺水量调控工作提供了指导作用。
关键词:掺水量油压回油温度夏季
在夏季某矿地区油井大都采取掺降温水(掺水系统温度在45-50℃)生产,天然气和电能消耗很大。在掺降温水的情况下,平均单井油压为0.36MPa,平均掺水系统压力为1.2-1.6MPa;平均单井回油温度41.6℃。平均单井油压远低于掺水系统压力,平均单井回油温度大大高于某矿地区原油凝固点22.4℃。这说明某矿地区油井夏季平均掺水量偏高,掺水系统温度也偏高。为此,在某队所属井站间开展了夏季油井合理掺水量调控试验工作,降低了电能和天然气的消耗。
一、 基本概况
实施试验前,油井开井数51口,掺水生产井数32口(10口产液>70t/d、含水>90%的井于5月中旬进行了停掺集输,9口电泵井因出液温度平均超过43℃常年进行停掺集输);32口掺水生产井平均单井日产液27.6t,含水86.6%,平均单井油压0.36MPa,平均单井掺水量2.81m3/h,平均单井回油温度41.6℃,平均集油半径304m。
(1)转油站。喇591站设计处理能力为5000m3/d,集油半径为1120m。实施试验前,日外输液量为4140t/d,日掺水耗气量2250 m3, 吨油耗气16.1 m3/t,日掺水耗电量2160kWh,掺水汇管压力1.61MPa,掺水汇管温度44.4℃,掺水量90.1m3/h。
(2)计量间。某队辖有6座计量间,实施掺水量调控前,平均回压0.28MPa,平均掺水汇管温度为44.0℃,平均掺水汇管压力为1.52MPa,平均集输半径为526m。
(3)油井。2008年5月下旬,采油305队油井总井数为52口,开井51口。其中抽油机井30口,开井29口,高含水长期关井1口(喇6-1318);电泵井9口,开井9口;螺杆泵井13口,开井13口。
二、试验实施
2.1调查阶段
(1)目的。录取、分析各种相关数据,制定调控方案。
(2)基本做法。录取591站、各计量间、单井的基础数据。由于夏季环境温度较高,加上某队9口电泵井的平均回油温度在夏季可达到44℃,产液量占油井总液量的65%,在停掺水炉情况下591站掺水温度可达到40℃,远高于原油凝固点。因此掺水炉已无再点的必要,试验可以在掺常温水的状态下进行。由于井与井之间在产液、含水、原油物性、集输半径、管径上的不同,导致各井之间油压、回油温度、掺水量存在着较大差异。因此,为便于试验的实施,有必要对32口掺常温水井按产液、含水进行ABCD分类,对各类单井进行分类调控、分类对比。见表1。
(3)划分的依据。由于单井产液、含水这两项数据基本决定了单井油压、回油温度的高低(集油半径、管径、原油粘度等为相对次要因素,暂不考虑),产液、含水与油压成反比关系、与回油温度成正比关系。
(4)如果理想流体沿水平流管作定常流动,伯努利方程可写为:
P+1/2PV2= 恒量
式中:P—压强,Pa;V—流速,m/s。
公式表明,在同一条水平流管中,流速大的地方压强必定小,流速小的地方压强必定大。
在不同的掺水系统压力下,单井掺水压力越高,油液流动阻力(即油压)越小;在泵出口管径不变的情况下,泵输出排量越小扬程越大,也就是说在保持单井油压不变的情况下,系统掺水压力越高,所需的掺水量越小。见图1。
因为离心泵的排量越大消耗的电能越多,我们需要解决的是:如何在尽量少的系统掺水量下保证单井油压稳定,以达到最大限度地节电的目的。为此,我们有必要得出在不同的系统掺水压力下,单井保持油压稳定所需的掺水量变化情况。根据实际,我们采用了1.8、1.6、1.4、1.2Mpa共4个压力点。
2.2不同系统压力下掺水量调控
(1)目的。观察单井在1.8、1.6、1.4、1.2Mpa系统压力下,油压的变化趋势,确定不同压力点下单井合理掺水量的下限。
(2)基本做法。下调32口单井的掺水量,下调的过程中掺水系统压力逐步上升。因为单井在不掺水的情况下产量越高,温降越小,回油温度也就越高,首先对6口A类井、12口B类井进行停掺集输并进行跟踪观察(A类井1.69→0m3/h、B类井2.41→0m3/h),然后下调8口C类井、6口D类井掺水量(C类井3.20→0.3m3/h、D类井4.22→0.7m3/h)并进行跟踪观察。然后将591站掺水系统压力控制在1.8MPa,再将591站掺水系统压力分别下调至1.6、1.4、1.2 Mpa,试验在不同压力点下,C、D类井油压的变化趋势,摸索出两类井合理掺水量的下限。跟踪观察A、B类井在停掺集输状态下油压、回油温度能否保持稳定。在591站未上掺水泵变频之前,为了保证掺水泵正常运转,开其余10口停掺集输井的掺水进行掺水量的分流,使591站掺水量保持在60 m3/h左右。在591站上掺水泵变频之后,适当减少分流量。
(3)效果。试验表明,在夏季,A、B类井可以停掺生产。在1.20-1.80MPa的系统压力下, C类井掺水量控制在0.34-0.62m3/h可保证正产生产,D类井掺水量控制在0.85-1.68m3/h(个别井除外)可保证正产生产。在掺水系统压力下调过程中,掺水井的合理掺水量下限值呈上升趋势。在6口D类井中,由于单井之间在含水、原油物性、集油半径上存在较大差异,导致单井之间掺水量下限值的差异较大。喇5-1316、喇5-1412的掺水量下限值达到了其余4口井的2.5倍左右。
三、经济效益
2008年夏季喇591站掺水量调控试验取得了明显的成效,创造了良好的经济效益和社会效益。
(1)节气。与调控前对比,掺水耗气量由2250 m3/d降至0m3/d,累计节气189000m3;
(2)节电。与调控前对比,掺水耗电量由2160KWh降至755KWh,累计节电54595KWh。
四、结束语
用闸板阀控制掺水量会出现忽大忽小的情况,不易实现掺水量的精确控制,在油井井口用针型阀控制掺水量比较精确。
根据产液、含水、集油半径、管径等参数对油井进行ABCD分类管理的做法是基本可行的。过高的油压会导致堵管线以及螺杆泵机械密封漏油、抽油机井盘根盒跑油,需及时发现及时冲管线,应制定出掺水生产井的通管线标准和通管线周期。通管线的标准应以回油温度是否接近23℃为标准,因为某队所属油井平均原油凝固点为22.4℃。目前掺水泵上应用的变频装置是以掺水压力的变化来调整电机转速的,但系统掺水压力的调整效果离不开单井掺水量的及时调整。这同工频状态下掺水系统压力的调整方法是相同的。◆
参考文献:
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