提高机采井热洗效率的探讨

2017-06-19冯殿辉大庆油田有限责任公司第三采油厂

石油石化节能 2017年5期

冯殿辉（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

提高机采井热洗效率的探讨

冯殿辉（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

针对热洗中排量、温度没有明确要求而导致热洗时间过长、含水恢复时间较长的问题，开展了提高机采井热洗效率的探索。通过对42口井的油品化验，得到了不同区块含蜡量、析蜡温度和熔蜡温度；结合测试，掌握了热洗过程中井筒温度损失规律；研究了不同节点地面热量损失；绘制了不同类型井合理洗井水量及洗井温度关系图版。通过研究，得出了不同井况热洗排量和时间的关系，对制订单井热洗制度提供参考依据，平均单井热洗时间减少0.2 h，平均节约天然气4 m3，节电8.8 kWh。

机采井；热洗；效率；温度

结蜡是影响油井工况和工作环境的一项重要因素，通常采用液体热介质洗井的方式进行清蜡，保证油井的正常生产。常规热洗及高压热洗车组清蜡工艺存在易污染油层、效率低的缺点，随着油田综合含水上升，生产成本呈上升趋势，原有的热洗制度、热洗周期确定方法的适应性降低，因而急需研究操作性、适应性更强的热洗制度确定方法，满足油田高效开发、降低生产成本的需要[1]。

1 参数测试

1.1 不同区块析蜡温度和熔蜡温度

为取得目前采油厂各种驱替方式、不同区块原油的析蜡温度和熔蜡温度，将全厂划分为42个区块单元，每个单元取样1口，共计取样42口井，分析了析蜡温度和熔蜡温度。得出：萨北地区平均析蜡温度25.54～45.03℃，平均析蜡温度34.30℃，熔蜡温度43.17～55.73℃，平均析蜡温度50.47℃。

1.2 洗井水在地面节点温度损失规律

1.2.1 地面管线温度分布的数学模型

因d l于d T的方向相反，故引入负号。设总传热系数K为常数，液流流经长为L的管段后温降为T L。则对上式由0至L进行积分得：

（1）、（2）式中：

D——管道外径，m；

G——热洗液的质量流量，kg/s；

C——热洗液的比热容，J/(kg·℃)；

d l——小段管路长度，m；

d T——散热后液流产生温降，℃；

K——管道的总传热系数，W/(m2·℃)；

TR——管道起点流体温度，℃；

TL——距起点L处流体温度，℃；

T0——周围介质温度，地表温度，℃；

L——管道加热输送的长度，m。

1.2.2 地面管线温度分布的数值计算

总传热系数K是当温差为1℃时，单位时间内通过单位传热面积所传递的热量。它表示液流至周围介质散热的强弱，是热力计算的关键系数。对于埋地管道，管道散热的传热过程由3部分组成，即液流至管壁的放热，钢管壁、沥青绝缘层或保温层的热传导和管外壁至周围土壤的传热（包括土壤的导热和土壤对大气及地下水的放热）。在稳定传热的情况下，热流管道经过长期运行，已在管内外建立了稳定的温度场时，在同一时间内各部分所传递的热量相等，其热平衡关系可表示为：

式中：Dw——管道最外围的直径，m；

Di，Di+1——钢管、黄甲壳及保温层的内外径，m；

λi——与上述的层相应的导热系数，W/(m·℃)；

Ty——液流温度，℃；

Tb0——钢管内壁的温度，℃；

Tbi、Tb(i+1)——钢管、黄甲壳及保温层的内外壁的温度，℃；

α1——液流至管内壁的放热系数，W/(m2·℃)；

α2——管外壁至最外边界层的放热系数，W/(m2·℃)。

通过上述方程设置边界条件后求解，得出了埋地管线温度控制图版并编写了速查表。

2 温度控制图版应用效果分析

应用“热洗流量为15 m3/h埋地管线温度控制图版”和“热洗流量为30 m3/h埋地管线温度控制图版”，对大庆油田采油三厂70口井进行了热洗试验。

热洗过程的替液、化蜡、排蜡和巩固阶段严格按照图版对应温度进行控制，对于管线过沟渠，覆土浅的井均按问题段长度乘以5.0系数，查找图版相应温度进行控制。挑选的70口井的站间距从300 m到4500 m，井间距从40 m到1800 m，基本涵盖采油三厂全部井间站间范围。埋地管线温度控制图版现场应用结果表明，图版平均底线温度82.2℃，实际温度83.2℃，平均相差1℃，井口测量实际温度均能满足75℃的热洗要求。某实验井下Φ38 mm泵生产，冲程3 m，冲速4 min-1，日产液7.04 t，日产油1.43 t，含水79.7%。该井应用热洗控制图版前后热洗时间缩短2 h，含水恢复曲线见图1。

从曲线可以得出，该井应用图版之前，含水恢复时间约84 h，应用图版之后含水恢复时间为54 h，含水恢复时减少30 h，减少35%。减少因热洗影响产量约为1.03 t。

应用热洗温度图版后，由于热洗现场温度得到保证，热洗时间明显缩短，平均单井热洗时间缩短0.2 h。随热洗时间缩短，热洗水量降低，因热洗压油层有所减轻，含水恢复时间也有所缩短，因热洗影响油量也有一定幅度下降，平均单次热洗少影响产油0.3 t。

图1 实验井含水恢复曲线

3 经济效益分析

现场试验应用共76口井，洗井合格率与应用之前保持一致水平，平均热洗时间减少20 min，平均每洗1口井可节电8 k Wh，平均单井节气5 m3。

全厂抽油机井和螺杆泵井共开采4400口，平均热洗周期115天，平均每年热洗13 950井次，热洗时间共减少0.2 h，含水恢复时间减少8 h，单次热洗少影响产油0.3 t，热洗平均耗电44 k Wh，平均耗气20 m3/h，天然气价格按1元/m3，电价按0.65元/kWh，油价按1884元/t计算，年节能经济效益13.6万元，增油效益788.4万元，两项合计802万元。