【論文關鍵詞】冷輸 低溫集輸 管理

【論文摘要】分析了影響冷輸井的主要因素，即受原油凝固點、原油中雜質含量、管線粗糙程度、管線長度及綜合含水等因素影響，根據實際生產情況對關鍵參數進行分析。開展冷輸集輸不加熱集油技術，摸索出適合采油隊冷輸集輸的條件，指出了科學操作方法及存在問題，有利于生產管理。 　

　
　　所謂冷輸即摻常溫水不加熱集油，是在轉油站自放水溫度連續穩定在350C左右，計量間摻水壓力高于1.4MPa，單井回壓不高于0.6MPa的情況下，可采用摻常溫水不加熱集油方式，可停運站內全部加熱爐。

　　1.存在問題

　　（1）回壓升高。從正常生產的80口油井抽查對比來看，根據產量降低值和電流的變化（在油壓達到0.8MPa時進行量油），油壓達到0.60MPa時沖洗干線。便于生產管理，我們把沖洗干線周期定在7天以上，推算出41%的油井（33口）可繼續冷輸觀查，24%的井（19口）冷輸時從生產管理上考慮基本上放棄了冷輸。

　　（2）環境因素制約冷輸生產。在冷輸過程中對于出現異常情況（回壓大于0.6MPa）應立即恢復摻水，避免管線堵。由于113站摻水泵泵效低，平時運行摻水壓力只能達到1.2 MPa。必須將摻水量控制在最小范圍內，以保證整個系統的摻水壓力。例如西21-S504井產液100t，含水87.0%，該井四天內油壓由0.35MPa上升到1.15MPa，液量由100t下降到72t，從產液和含水分析該井壓力不應上升這樣快，從該井與情況相近的西2-丙02井（油壓14天由0.32 MPa上升到0.88MPa，液量由101t下降到95t）對比，該井處于低洼地帶，低洼地帶里水把干線淹沒，春季溫度低，造成的油壓上升較快。

　　（3）電流變化明顯。有部分井因產量降低電流明顯變化。北1-52-532冷輸前電流51/49，回壓0.28MPa，冷輸第8天電流變化55/47，回壓0.49MPa。高121-23冷輸前電流38/35，回壓0.28MPa，冷輸第8天電流變化42/33，回壓0.95MPa。

　　（4）熱洗周期縮短。因為熱洗周期與含水，井口油壓增大，電流變化等因素有關。在較長時間冷輸的情況下熱洗周期一定會縮短。

　　（5）產量下降。高117-檢23井冷輸前產液量39t，電流49/43，回壓0.3MPa，冷輸第8天產液量20t，電流51/42，回壓1.05MPa，這樣井占全隊的58.7%。這種情況下因沖洗干線不及時，增加懸點最大載荷，結蠟點上部的抽油桿柱產生彎曲。因而檢泵率較高。在四月末五月初共出現異常井12井次，其中功圖反映斷脫1井次，1口卡泵，7口負荷大，造成功圖稍發胖，載荷變化大，產量降低，3口井為漏失。B1-D7-126，冷輸前77.85/25.89 KN，冷輸后38.78/31.03KN。非正常時與正常時的光桿上下載荷有非常明顯的變化，尤其是斷脫井的載荷變化特別大，如高109-27井正常時光桿上下載荷為51.77/9.27KN，其見聚濃度為57.35mg/l，問題時該井液面在井口，光桿上下載荷為18.49/5.65KN。判斷其斷脫，作業中發現第30根桿斷，上次作業日期是2004年5月17日，熱洗周期80天，冷輸過程中，該井熱洗與下次熱洗周期時間差35天，2005年4月28日該井抽油桿斷脫。

分析有兩種原因：一是上次作業時桿沒有檢測，有疲勞點。二是冷輸實驗中蠟的作用，導致抽油桿載荷加大。高121-25井4月28日上午發現該井不同步后沒來得及熱洗造成卡泵，后測油壓1.35MPa，套壓0.78MPa，初步判斷因管線回壓高，制約原油流速，蠟從油中析出凝結在管壁上，造成卡泵。下午熱洗車熱洗三小時后抽油機正常生產，測油壓0.32MPa。

　　2.影響因素

　　（1）凝固點。原油由液體變成固體，或相反從固體變成液體都不象單一化合物那樣在一定的溫度點完成，而是逐漸完成的。隨溫度降低，變得越來越稠。大慶油田含蠟量在20%-30%，原油凝固點在25--30℃之間，這一溫度正是大慶原油在規定條件下冷卻到停止運移時的最高溫度。從我們現場對回油溫度監測來看，除電泵井外，絕大部分回油溫度均在32℃左右，單井最低達到28℃。冷輸時，一些單井回油溫度低，接近于凝固點，可以看出凝固點滯留了流速，原油失去了流動性，慢慢凝固，縮小了油線孔徑，增加了油流阻力。

　　（2）原油中雜質、泥、砂。原油中的水粒及砂粒都是結晶核聚集的良好晶核，在原油結蠟時，甚至會使原油凝固。從高111-26井分析看，該井在回壓達到0.82MP時，產液量降低，油管線不通。從后期泵漏失作業檢泵來看，活塞卡死在泵筒內，泵筒內有大量砂粒，從該井現場觀察，原油中雜質、泥、砂等都影響冷輸生產。

　　（3）管線嚴重老化，粗糙。北1-60-528井與西丁2-1井對比，我們看到產液、含水、回油溫度、管線長度、泵況等大致相同下進行對比。兩口井冷輸時沖洗干線周期確大不相同，在管線內部進行分析，通過管線打眼進行解剖觀察，北1-60-528井是新更換管線，而西丁2-1井是嚴重老化管線，管線粗糙。原因基本是由管線內部粗糙引起的，管線內部粗糙使來油油流速度變小，引發結蠟快。

　　（4）單井管線長度。選取了不同管線長度，但產液量、含水、油壓接近的6口井，對其壓力變化見表1。

由表1可知，壓力升至0.60MPa所用的時間分別為4天、6天、8天、10天、12天，需要沖洗地面管線。對于管線長的井壓力上升較快，主要是因為，管線越長，熱量損失越大，原油析蠟凝固在管壁的時間越短，壓力升高越快。從目前實際生產管理角度考慮，管線超過600m的井由于回壓升升高較快，管線沖洗周期短，不利于冷輸，特別是冬季管理，管線易凝。

　　（5）產液量、含水。統計表明，含水低于70％的井，共8口，低含水井產量降低幅度較大，冷輸前平均日產液23t，日產油12t，綜合含水47.28％，冷輸2-4天產量不同程度的下降，在冷輸第四天時，平均日降液9t，沖洗干線周期3天，如高111-更27井，含水36.4%，冷輸前日產液22t，回壓0.28MPa，冷輸第4天，日產液12t，回壓上升到0.88MPa，日影響液量10t。這部分井回壓上升快，原油粘度高，流動性差，輸送過程中管壁易結蠟，容易造成卡泵等。加上沖洗干線周期短，員工工作量大，沖洗較亂，影響系統壓力，給生產管理帶來極大困難。因此直接定性，含水低于70％的油井不適合冷輸生產。

統計含水70％-80％之間共10口井，這部分井產量下降幅度也較大，冷輸前后對比平均日降液7t，沖洗干線周期4-5天，從結蠟及管理角度考慮也不適合冷輸。統計含水80％-90％之間共25口井，這部分井中產液80t以上8口井適合季節性冷輸。含水大于90%井37口，其中日產液80t以上10口井，沖洗干線周期12天以上，適合常年冷輸，日產液80t以下井適合季節性冷輸。含水小于80%的井不適合冷輸，含水大于80%產液80t以上、含水小于90%產液80t以下的井適合季節性冷輸，含水大于90%產液80t以上的井適合常年冷輸。

　　（6）采出液聚合物濃度高和地面原油粘度。部分符合季節停摻條件井，因采出液聚合物濃度高（或是乳化油形式），沖洗干線周期比季節停摻沒見聚時短，可見采出液聚合物濃度高也影響了冷輸生產。大慶油田薩爾圖和葡萄花油層原油粘度在50℃時為19.4MPa.s和18.9MPa.s，無論是地面原油還是地下原油，其粘度對溫度的變化都是很敏感的。溫度增加，粘度降低，相反，溫度下降，粘度增加。在冷輸時，溫度降低，粘度增加，使來油油流速度變小，引發結蠟快， 影響冷輸生產。

　　（7）管徑、環境、管理制度不同等。從生產管理角度考慮，把6天以上沖洗干線的井定為符合冷輸條件的井，這部分井分布在8個計量間，較分散。建議把分布在8個計量間33口井進行停摻，其它47口井我們進行低溫集輸。

　　3.結束語

　　大慶原油凝固點在25-30℃之間，對于回油溫度低于30℃的油井不適合冷輸輸送，應采取低溫集輸方式。管線長度超過600m的井不利于冷輸，特別是冬季管理，管線易凝。從產液、含水角度考慮，含水低于70%井即不適合冷輸也不適合低溫集輸，含水70-80%井不適合冷輸但適合低溫集輸，含水80%-90%之間，產液80t以上的井適合季節性冷輸，含水大于90%，產液80t以上的井適合常年冷輸。抽油機井發現油壓上升到0.6MPa時立即沖洗地面管線。在冬季，要加強停摻井的管理，對停摻的測壓井、作業井、故障停機井要采取得當的應對措施，及時處理防止管線凍、堵、凝的發生。

　　參考文獻：

　　[1] 張琪.采油工程原理與設計[M].山東：石油大學出版社，2000.