零散短热洗周期油井加药技术研究及效果分析

2022-03-30刘宏宇大庆油田有限责任公司第一采油厂

石油石化节能 2022年2期

刘宏宇（大庆油田有限责任公司第一采油厂）

热洗作为一项生产管理手段，在油田得到广泛应用，为保证原油生产、降低机采井检泵率起到重要作用。但由于部分井产液量、含水偏低，致使热洗周期偏短，同时由于这部分井理论排量低，导致热洗效率低、热洗时间长、能耗高、含水恢复时间长、影响原油产量等问题发生[1-2]。对于这类井一般采取加入防蜡剂的方法延长热洗周期。但是由于短周期井不是成片分布，而是零散分布的，如采取无动力点滴加药方式，则很难保证采出液中防蜡剂浓度持续稳定，不能保证防蜡效果[3]。无法采用集中加药方式注入防蜡剂，如果考虑利用三元复合驱结束后闲置的井口动力加药防垢装置，可保证采出液中药液浓度持续稳定，为此开展了应用井口动力加药装置防蜡剂适应性评价、有效浓度室内实验、单井加药制度确定方法、地面流程改造方法研究，并进入现场试验。

1 加药工艺相关研究与计算

1.1 防蜡剂适应性评价

防蜡剂的水溶性是决定防蜡剂溶液能否顺利加入油井油、套环形空间的关键。如果防蜡剂遇水发生絮凝，形成团块物质，会造成动力加药装置管输通道堵塞，即使进入油套环形空间也难以进入抽油泵内，对油管内壁和抽油杆起不到有效的防蜡作用。

目前在油田应用数量最多的是Dode-1型油基防蜡剂和Dode-4型水基防蜡剂。Dode-1型油基防蜡剂，遇到水将会出现严重的絮凝；Dode-4型水基防蜡剂，遇水后可充分溶解。因此优先选用Dode-4型水基防蜡剂。

1.2 有效浓度室内实验

在加入防蜡剂时，需按原油的质量，计算不同浓度下的防蜡剂用量，实验采用测定凝油黏壁量变化方法确定流动防蜡剂合理加药浓度[4]。

选取热洗周期仅为45天的某井原油，进行8组室内实验，该井凝油黏壁量测定数据见表1。通过实验可以认为，当加药浓度大于或等于150mg/L时，防蜡效果可以达到98.5%以上。

表1 凝油黏壁量测定数据

1.3 单井加药制度确定方法

加药制度主要与日加药量有关，则日加入药量Q可用下式计算：

式中：Q为日加药量，kg/d；Qo为产油量，103kg/d；C为设计加药浓度（取值范围150～200），mg/L；ρo为原油密度（取0.86），103kg/m3。

设每桶药剂重量为m，因而可以得出每桶药剂可加药时间为：

式中：T为每桶药剂可加药时间，d；m为每桶药剂重量（取25），kg；Q为设计加药量，kg/d。

设动力加药装置最低排量为Qm，远大于日加药量Q，为满足最小排量要求，需要进行加入清水稀释因而，以保证连续加药，同时可保证稀释药剂较长时间。稀释清水用量Qw下式计算：

式中：Qw为稀释清水用量，L；Qm为动力加药装置最低排量（取25），L/d；ρm为防蜡剂药剂密度，103kg/m3。

由于加药包容积为1.00m3，即容积为1000L，因而要求计算得出的药剂体积与清水体积之和小于1000L。

实际操作中，通过调整变频器工作频率，使加药液量控制在设计用量不超过+5%范围即可，通过观察并经多次调整，确保每次加药装置加入防蜡剂溶液量至少保证工作30天。

1.4 加药流程改造

为实现将动力加药装置中的混合药液顺利加入油井的油套环空，使用高压软管将掺水与动力加药泵入口连接，同时使高压软管实现加药泵出口与套管出口连接。加药包出口与加药泵另一入口连接，掺水与药液混合后。由加热泵提供动力，将混合后的药液以一定的排量连续稳定地输到油套环形空间[5]。动力加药装置加药流程见图1。

图1 动力加药装置加药流程

为保证安全运行，对加药装置进行了接地处理，同时选用承压能力3.5MPa高压软管。

2 现场应用效果

该技术到目前共计应用6口井，至2021年7月1日，时间最长的1口井已连续加药272天，最短的1口井已实现连续加药124天，均实现加药后免热洗。结合集中加药效果，预计6口井均可实现一个检泵周期内免热洗。

2.1 系统效率上升、吨液百米耗电下降

统计6口井试验前后的动态数据，进行了能耗对比测试，计算了试验前后的系统效率及吨液百米耗电[6]，试验前后系统效率对比见表2。试验前后产液量稳定并略有上升，平均系统效率上升2.12%，百米耗电下降0.05kWh。

表2 试验前后系统效率对比

2.2 减少电气消耗

该厂平均检泵周期708天，6口井平均热洗周期47.5天。

经计算，在一个热洗周期内，6口井共减少热洗121井次，减少热洗液用量10905m3，温升45℃，减少天然气用量6.5×104m3；共减少热洗泵运行时间727h，中转站热洗泵电机为75kW，功率利用率按60%计算，减少用电3.27×104kWh[7]。井口动力加药防垢装置电机功率为75W，功率利用按75%计算，单井日耗电为1.35kWh[8]，6口井平均检泵周708.5天，一个检泵周期内耗电量5.74kWh。共计节电3.2694×104kWh。

2.3 减少热洗原油产量的影响

按单井热洗周期折算一个检泵周期内的热洗次数，每次热洗影响生产时间为1.5d，6口井一个检泵周期内影响产油685t，采取加药技术后实现免热洗，即为减少影响原油产量685t[9]。

2.4 盘活固定资产

该技术应用的设备为三元复合驱井口动力加药防垢装置。当三元复合驱结束或结垢消失后，停止加入防垢剂，因而将被拆除而处于停用状态，而新增的三元复合驱区块，通常新增部分加药装置，因此会出现部分加药装置闲置，应用上述设备，进一步提高了加药装置的应用时效，避免了因设备停用造成的财产损失，起到了盘活固定资产的作用[10]。