提高冷输井运转时率管理办法

龚媛（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

由于冷输井取消了掺水流程，井口通过定期投球控制回压上升速度，而降低井口回压只能通过高压热洗车冲洗干线；尤其井受效后，受见聚浓度及含水下降等因素影响，回压上升速度快，影响生产平稳运行。油井回压高会造成油井地面系统能耗增加、井下管柱交变载荷增加、缩短使用寿命、油井泵效下降，最终影响产量。部分油井回压速度升高快，发现不及时甚至会造成管线堵塞，导致油井停产，影响油井时率。目前控制回压的措施只有周期投球和定期高压热洗车冲洗干线，工作量很大。

1 提高冷输井的运转时率[1]

2014年冷输井治理围绕“设备改进、管理优化、技术创新”开展工作，保证了冷输井平稳运行，提高了冷输井运转时率，保证了原油产量的顺利完成。

1.1 改进配套装置，提升冷输井工艺适应性

1）改进自动投球装置，提高装置运行完好率。通过多井串联通球既降低了单井投资又保障了高黏度采出液的顺利集输。但对部分高回压井要加强冬季通球操作的生产管理[1]。针对提高冷输井投球设备运行时率低的问题，通过加强现场管理以及改进自动投球装置的方式提高投球装置运行时率。分别针对冷输井投球盖、放空阀门等8 项设备问题进行优化改进，2014年第五油矿共计改造自动投球装置28 台，投球率从45%升高至75%。

2）安装电加热装置，有效降低冷输井回压。高回压是一直制约冷输井运行时率的主要因素，针对高回压井管理难度大的问题，对13 口高回压井安装电加热装置，安装后回压明显降低，平均回压从2.48 MPa 降至0.96 MPa，时率由63%提高到85%，很大程度上解决了高回压问题，提高冷输井时率，减少了因高回压造成的产量损失。

1.2 强化管理优化，提升冷输井管理水平

1）“个性化”制定单井投球周期。由于冷输井受效后含水及出液状况差异较大，单井回压上升速度不同，统一的投球周期无法有效控制回压，故由基层队依照矿下发的统一标准并结合单井生产情况“个性化”制定投球周期，每月上交矿冷输管理岗，矿内制定周期标准见表1。

表1 单管冷输井执行周期

2）细化投球条件，降低球堵概率。投球可有效控制冷输井回压上升速度，是冷输井控制回压最直接、最简便的措施，但一些情况下投球会造成胶球堵塞在管线中，造成油井停产。通过摸索实践规定了投球注意事项，降低了球堵几率。

1.3 实施分压投球管理，有效减少投球工作量

具体实施方案如下：

◇回压大于1.5 MPa 以上，变化速度快、上升高，严重影响正常生产，做到每天观察及时上报，不进行投球；

◇回压在0.8～1.5 MPa，变化相对平稳，做到逐井都有针对性的热洗及投球周期，精细管理；

◇回压小于0.8 MPa，变化不明显，通过热洗和投球可以保证其回压长期处于较低并稳定的状态，投球周期为7 d。

2014年，通过对单井的跟踪和分析，第五油矿提高了冷输井的管理水平，通过冷输井回压分类管理方法，有效地降低了工人的劳动强度，减少了冲洗干线的次数，最重要的是与去年同期相比堵井数有所下降，提高了采出效率。

1.4 实施冬夏两种投球制度，确保冷输井平稳运行

为了避免冬季室外工作困难、装置故障率高卡球等问题，第五油矿制定“保证正产生产，将机械化转为人工手动投球”。

◇夏季投球，以自动投球为主、冲干线为辅；

◇冬季投球，以手动投球为主、冲干线为主。

1.5 强化泵况管理，提升作业质量监督效果

通过对于冷输井泵况诊断方法的摸索，确立了“三个变化，两个结合”的泵况管理制度，即做到：严盯冷输井回压、回油温度及电流的变化，同时结合取样与蹩泵结合落实法、功图与液面结合落实法，缩短了泵况检测周期，由以前的平均每15 d为一个周期到现在的平均5 d 为一个周期，并通过对回油温度的监控及时地对泵况井做到预警，使泵况的发现为及时、准确，也提供了一种泵况诊断的较好方法及途径。

结合“三参数”法提高冷输井泵况管理水平，确保冷输井泵况第一时间发现、第一时间申报作业、第一时间上作业；保证产量的完成。具体内容如下：

1）运行参数检测法。通过总结，冷输螺杆泵井泵况出现问题时，回油温度比正常值下降5 ℃以上；在无其他措施的情况下，电流下降到正常值的80%以下；在无其他措施的情况下，扭矩下降到正常值的80%以下。

2）回压检测法。由于第五油矿冷输井特点为产量高、含水低，造成油井回压普遍偏高，当发现油压突然下降，一般下降0.4 MPa 时就应该及时落实泵况。

3）取样检测法。含水大幅度下降（井口管线死油）； 取样过程间歇出油；含水突然由正常变为100%。

通过这3 种方法的结合运用，能够最大限度地解决冷输螺杆泵井无法计量、泵况发现难的问题，为冷输螺杆泵井的泵况判断提供了有力的依据。

同时，实施“一卡、三落实”的方式控制作业成本，提升作业质量监督效果。

2 加强技术创新，解决冷输井管理难题

通过现场试验，第五油矿共应用3 种型号聚能清蜡解堵装置，根据试验结果，针对聚能清蜡解堵装置的优缺点进行分析，逐步改进装置，使之更加适合油田现场应用。

2.1 推广应用计量间单井回油温度监测及报警装置

1）计量间单井回油温度监测应用效果。对于常规热洗和高压热洗温度进行实时监测，温度传输间隔为1 min，温度采集为5 min。通过温度实时监测，对热洗进程、热洗效果进行监测，在保证热洗质量的同时，提高了热洗效率，最大限度地降低了热洗能耗。

同时，安排每周五录取一次资料，观察单井回油温度变化情况，分析单井热洗质量。热洗过程中，对洗井回油温度较低和洗井效果不好的井及时延长热洗时间，对洗井回油温度返回较快的井及时缩短热洗时间；最大程度地优化热洗时间和热洗周期，达到最佳的热洗效果的同时，实现节能降耗的目标。

装置内置功能有密码设置，时间设置，阈值设置，短信报警设置，数据导出及历史数据处理6 项功能。

2）计量间单井回油温度报警装置应用效果。该装置应用于第五油矿13 座冷输阀组间中，已实现停机回油温度最低阈值的设定以及停机报警短信提醒的功能，提醒准确率达到90%以上，将继续跟踪冬季不同温度条件下各串接流程单井停机后回油温度变化情况，设定回油温度最低阈值，最终达到停机短信提醒准确率达到98%以上。

2.2 开展冷输井改变集输介质流态技术研究

由于冷输井无掺水流程，油井回压主要受产量、含水、回油温度及管道规格等因素影响。

由于冷输井回压上升速度较快，造成冲洗干线工作量大。第五油矿2014年月平均冲洗干线145井次。

针对冷输井回压高造成的管线淤堵，时率降低及冲洗干线工作量大等问题。开展冷输改变集输流态技术措施研究：

◇研究利用物理剪切方式改变采出液中原油的流动状态，使颗粒原油悬浮在水气中；

◇尽量减少或避免原油与管壁接触，从而减缓原油淤积管壁造成的回压上升；

◇达到控制油井回压上升速度，减少冷输井管道淤堵概率的目的。

在项目实验研究中，主要是对采出液中的原油进行切割，使其形成颗粒状，并能实现低温输送。因此，流态化装置的主要工作部件为壳体、转子及流体联接管路。

装置内部主要由转子叶片组成，同时叶片上有孔径为5 mm 的流通孔道；产出液经过流态化装置时，被不同方向的叶片剪切，处理成颗粒状，呈分散相分布于水中。

流态化处理前后油水混合物形态对比：

运行参数为产液量40 t/d、温度20 ℃，含水率90%；处理后油滴粒径分布范围在4 ～37 mm 之间。由图1 和图2 可见：

图1 流态化处理前的油水混合物形态

图2 流态化处理后的油水混合物形态

流态化处理前：油水掺混在一起运动，连续相与分散相间界限模糊，未能形成明显的水包油状态输送，且挂壁现象严重；我国现阶段绝大部分油田开始进入高含水开发阶段，三次采油技术的应用不断提升。在三次采油过程当中所生成的水包油乳状液并无法通过电-化学方式进行可靠性分析[2]。

流态化处理后：固体原油被流态化处理装置切割变成团状，油团悬浮在水中，完全被水包围，且没有明显挂壁现象。说明流态化装置正常工作，实现了对油水混合物中固体原油的流态化处理[2]。

经过流态化装置现场试验，总结现场最佳集输参数：

◇在低于31.5 ℃进行输送；

◇在含水率大于80%区间进行输送；

◇在含气状态下，产液量高于40 t/d 进行输送。

据此，提出流态化装置最佳集输参数为温度31.5 ℃以下、含水率80%以上、产液量40 t/d 以上。

流态化装置现场运行效果分析：安装前，回压为0.85 MPa，冲洗干线后回压为0.65 MPa；安装后，回压下降至0.60 MPa，之后回压一直在0.60～0.62 MPa 之间波动，运行较为稳定，效果较好。

3 提高冷输井运转时率的效益评价

通过全面系统的冷输井优化管理，第五油矿油井时率由2013年8月的85.6%提高到2014年4月的95.1%，能够保证冷输井停机天数在3 天以内；488口冷输井按平均单井产油4.2 t/d，原油价格按899元/t 计算，年均多产油创效约552.78 万元。

[1]赵雪峰.单管集油工艺在大庆油田的应用实践[J].油气田地面工程,2012,31(5):54.

[2]呼君.三次采油中水包油乳状液的超声波破乳研究[J].价值工程,2013(5):304.