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新型单体双流程水套炉破解偏远油井热洗难题
发布时间:2015-01-27阅读次数:718

     针对偏远油井热洗工作无法正常开展的问题,通过对传统加热设备、热洗设备进行对比,研制出一种新型单体双流程水套炉,在生产现场对该设备热洗清蜡以及降低井组回压效果进行研究,为解决偏远油井的热洗问题开辟出新的途径。

  油田热洗工艺现状

  在国内各大稠油油田中,水套炉热洗工艺是控制油井结蜡的有效手段,一般分为自能热洗和常规热洗。虽然热洗效果较好,但由于受到设备、车辆调配的影响,热洗工作组织难度较大,短周期、大范围的进行油井热洗严重受到限制,尤其是针对偏远油井,热洗工作几乎无法正常开展。

  长庆油田大多数油井分布在土塬地区,受热洗工艺以及地形条件限制,偏远油井热洗工作开展难度极大,仅通过投加药剂进行控制,实际效果较差。据统计,长庆油田某采油厂每年均有400余口油井因地处偏远无法热洗,占到总开井数的15.8%,导致油井结蜡严重,平均维修周期仅230天,年维修费用约500万元,不仅经济损失较大,更使油井正常生产受到严重影响。

  针对热洗工作受设备、车辆、地形等条件限制较为严重的现状,本文通过对传统加热炉及热洗设备进行对比,研制出一种新式单体双流程水套炉,既可满足井组冬季原油加温的需求,又可通过油井自产液加温循环对井筒进行热洗,并在实际生产中对该设备热洗效果进行研究,取得了较好的应用效果。

  工艺简单 操作性强

  功率设计 根据长庆油田油井生产实际情况,设定井组日产液量为40m³,其中油井正常生产加温液量25m³/d,油井自产液热洗液量15m³/d,提升温度设定为60℃,综合含水按照50%计算,油需功率为:

  40×50%÷24×2.1×60÷3.6=29kW

  水需功率为:

  40×50%÷24×4.2×60÷3.6=58kW

  热效率以75%计算,加热炉总功率为:

  (29+58)÷75%=116kW

  因此,单体双流程水套炉总功率设计为120kW,其中加热盘管功率75kW,热洗盘管功率45kW。

  流程设计 单体双流程水套热炉采用国际流行的卧式内燃双盘管结构,见图1。

  1.燃气进口管线 2.风门 3.火嘴4.热洗盘管 5.加热盘管 6.补水孔7.水套 8.烟囱 9.炉膛 10.支架

  图1 单体双流程水套加热炉结构示意图

  热洗盘管针对结蜡油井自产液进行加温,通过油套环空进入井筒,利用热流循环建立温场,使聚集在井筒内壁的蜡质融化脱落,从而实现热洗清蜡的目的。加热盘管主要针对井组其他油井原油进行加热,降低井组冬季回压,保证生产平稳运行。

  1.测井加药阀门 2.套气控制阀门

  3.混进阀门 4.单量阀门

  5.热洗进液阀门 6.一次加热进口阀门

  7.一次二次加热进口切换阀门

  8.二次加热进口阀门

  9.一次二次加热出口切换阀门

  10.一次加热出口阀门

  11.两次加热出口阀门

  12.二次加热出口阀门

  13.二次加热外输热洗切换阀门

  14.未加热直接外输阀门

  图2 单体双流程水套炉工艺流程图

  根据实际生产需求,对两组盘管的进出口流程(见图2)进行改造,按照操作规程,仅通过切换进出阀门,丛式井组油井生产即可实现以下功能:

  一是外输热洗同时进行。结蜡严重油井自产液通过热洗盘管加热后进行热洗,其它油井经过加热盘管实现正常外输。

  二是两组盘管同时热洗。在气温条件较好的情况下,结蜡严重油井自产液依次通过两组盘管加热后进行热洗,其它油井原油不经过加热炉直接外输。

  三是两组盘管同时加热。高回压井组冬季运行,油井产液混合后依次通过两组盘管进行加热,可有效降低井组回压。

  应用效果良好

  为更好地验证单体双流程水套炉实用效果,本文选择长庆油田某采油厂一偏远井组作为实验井场(油井生产情况见表1),对两组盘管同时热洗和两组盘管同时加热开展现场实验。

  表1 实验井组生产情况

  两组盘管同时热洗实验效果 实验方法:油井1、油井3生产原油混合后直接外输,油井2生产原油依次通过两组盘管加热后,进入油套环空进行本井热洗24小时,通过热洗前后单量液量研究本井自产液热洗对油井产量的影响;通过对热洗前后载荷变化、结蜡周期、维修周期进行对比,水套炉研究本井自产液热洗的实际效果。

  两组盘管同时热洗对油井产量的影响 油井2热洗前油井单量液量为3.6m³/d,热洗24小时后5天单量液量平均到6个生产日为3.6m³/d,说明油井自产液热洗对油井产量没有任何影响,见表2。

  表2 热洗前后油井单量液量对比

  两组盘管同时热洗实验效果油井2原油通过两组盘管加热后进行自产液热24小时,井口产出液温度从10℃提升至39℃,上行电流从17.4A下降至17.2A,最大载荷从56KN下降至54KN,下行电流、最小载荷变化不明显。之前受地形条件限制油井2无法进行热洗,仅靠井口投加清蜡剂进行控制,效果不理想,维修周期仅185天;安装单体双流程水套炉后,定期对油井2进行热洗,水套炉截止目前已正常生产260天,热洗效果良好,见表3。

  表3 热洗前后油井运行参数对比

  两组盘管同时加热实验效果 实验方法:3口油井生产原油混合后,依次通过两组盘管加热后外输,通过对原油加热效果、井组回压、冬季扫线次数进行对比,研究单体双流程水套炉对于井组降回压的实际效果,见表4。

  表4 井组加热降回压效果对比

  通过现场实验,相对于普通水套炉,水套炉原油通过单体双流程水套炉加热温度从38℃提升至54℃,井组回压从1.8MPa下降至1.3MPa,年扫线频次从8次下降至2次,井组降回压效果良好。

  降低成本 提高工作效率

  水套炉直接经济效益 综合考虑设备投资、油井热洗、维修扫线等方面费用,单体双流程水套炉对比之前生产运行模式,年可节约费用约6.5万元。

  间接经济效益 单体双流程水套炉操作简便,仅通过人工轻松切换生产流程即可实现油井自产液热洗,有效提高输油温度降低井组回压,避免了人员、设备、车辆的繁琐调配,显著提高了工作效率,见表5。

  表5 新式水套炉年均经济效益分析

  自能热洗、常规热洗、维修扫线均需要车辆运输,人工操作流程复杂,增大了油气生产过程的安全风险,使用单体双流程水套炉可有效减少相关作业次数,提高了安全生产系数。

  水套炉自能热洗、常规热洗、扫线过程都要以大量地面水作为媒介,单体双流程水套炉直接利用油井自产液,有效减少了水资源的浪费。

  通过在长庆油田某采油厂对单体双流程水套炉的研制、安装及运行效果跟踪,可以得出以下结论:

  一是单体双流程水套炉工艺简单,在实际生产过程中能有效起到热洗清蜡、降低回压的作用。

  二是单体双流程水套炉通过人工即可轻松切换生产流程,可操作性强,避免了人员、设备、车辆的繁琐调配,显著提高了工作效率。

  三是单体双流程水套炉取代了传统热洗复杂的作业过程,有效降低了油井维护扫线频次,取得了良好的经济效益。

  四是传统热洗、扫线过程复杂,人员设备车辆调配困难,使用单体双流程水套炉有效降低了安全风险。

  五是单体双流程水套炉操作简易、适应性强、实用效果显著,是值得在油井数量少、液量低的偏远井组大范围推广的新型热洗设备。水套炉