CO2驱油集油工艺试验冻堵原因及解堵措施

2015-02-08鲁伟大庆油田设计院

油气田地面工程 2015年3期

鲁伟大庆油田设计院

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大庆油田采油八厂试验区块采出物气油比较大，集油工艺采用单管环状掺水集油流程，集油管网经常发生冻堵，系统无法正常运行，CO2驱油见效不明显。分析认为，水合物的分解吸热是导致管线发生冻堵的主要原因，为此采取如下解堵措施：加大掺水量，以抵消水合物分解吸热导致的温降；解堵结束再次开井生产前，需掺水预热管道，使埋地集油管道周围尽快建立温度场；开井前，先进行套压放气，确保井口CO2为气态，以减少掺水热负荷；需保证在掺水设计压力条件下，热水能够掺进集油系统；减少集油环所辖油井的井数，减短集油环的长度。

大庆油田；CO2驱油；集油工艺；水合物；解堵措施

1 CO2驱采油概况

目前大庆油田三次采油技术（如聚合物驱、三元复合驱）等化学驱油在外围低渗透、特低渗透油田效果不理想，但在榆树林油田和采油八厂开展的CO2驱采油试验却取得了一定的效果。其中榆树林油田CO2驱采出物气油比较低，系统运行平稳，达到了预期试验的效果。采油八厂试验区块采出物气油比较大，集油工艺采用单管环状掺水集油流程，集油管网经常发生冻堵，系统无法正常运行，CO2驱油见效不明显。

因此找出冻堵原因、解决冻堵问题是目前采油八厂CO2驱采油试验推进的关键环节。

2 冻堵形成原因分析

针对采油八厂冻堵油井，取其中1口油井作为研究对象，对冻堵形成原因进行分析。

2.1 基础参数

采油八厂某油井原油密度为869kg/m3（20℃），原油黏度为36.1mPa·s（50℃），原油凝固点为33℃，井口出油温度为5℃，单井产油量为1.0～1.5t/d，产液质量含水率为5.5%，气油比为300～1200m3/t，气中CO2体积含量为94%，其余少量气体主要是CH4。

2.2 井筒内温度及压力变化

利用油井生产分析及优化软件ProdDesign对井筒内温度、压力与井深的关系进行模拟，结果显示井筒内温度及压力的变化均与井深成线性正比关系，井下1000m到地面温度由70℃降至5℃，压力由10mPa降至2.5mPa。

2.3 采出物物相分析

（1）采出物中CH4及CO2的相态分析。CH4的临界温度为-82.55℃，当温度高于临界温度时，压力再高CH4也不可能被液化，根据采出物物相分析，判定采出物中CH4为气态；CO2的临界温度为31.26℃、三相点温度为-56℃、压力为0.52MPa。根据三相分布曲线，在井口出油温度为5℃、压力＜3.97MPa时，采出物中CO2为气态，反之为液态。

（2）采出物水合物生成分析。水合物的形成条件主要有三点：①混合物中含有足够的水分；②必要的温度和压力；③气体处于脉动、紊流的工况且存在结晶中心。上述条件③是外部的、次要的水合物形成条件，在生产实践中比较容易控制。下面就前两个条件进行分析：①某油井采出物含水率约为5.5%，采出水的量满足水合物的生成条件；②根据采出物的组分、井筒内温度和压力的变化，以及CO2和CH4水合物生成曲线，采出物在井筒内接近地面处即形成CO2水合物。CO2和CH4水合物生成曲线见图1。

图1 CH4、CO2水合物生成曲线

2.4 冻堵形成原因分析

根据物相分析，采出物中CO2及水是形成冻堵的客观因素，形成冻堵的主要原因有以下几点：

2.4.1 CO2水合物的分解需吸热

在不同的形成条件下，水合物中相结合的CO2分子和H2O分子的比例分别为1∶1～1∶6。按1∶1情况考虑，假定所有的水全部形成水合物，一天消耗的CO2的量为3222mol（71m3）～4833mol（107m3），CO2水合物的分解热为73kJ/mol，计算得出水合物分解需要的热负荷为2.7～4.1kW。

2.4.2 液态CO2的蒸发需吸热

集油管网发生冻堵后，在关井解堵过程中，水气交替注入并未停止，井口套压不断增大，解堵结束后，再次开井，井口压力达到4～8MPa，此时处于CO2液相区。当压力下降时，液态CO2发生相态转换，需要吸收大量的热量。液态CO2在临界点和三相点之间的蒸发潜热可用经验公式计算，即