优化掺水系统运行参数 防止管线堵塞.doc

优化掺水系统运行参数 降低管线堵塞 任灿升 李建厂摘要：针对王集油田存在的原油含蜡量高、凝固点高、产出液温度低，而掺水系统因部分管线老化不能提高压力，容易堵塞管线的现状，通过优化掺水系统运行参数，并结合超导洗井、套管加药等措施，有效地降低了油井及管线堵卡情况的发生，提高了生产时率，保证系统的平稳运行，创造了一定的经济效益。关键词： 凝固点高 ； 管线堵； 掺水； 优化1王集油田掺水系统运行现状 王集油田的掺水系统由王集和柴庄两部分组成。王集掺水系统为1、2、3、7、8号站的油井提供掺水，它由一台离心掺水泵提供动力，通过低压蒸气换热器加热。柴庄掺水系统为4、5、6号站提供掺水，由燃气水套炉供热，具体情况见下表：表二 王集油田掺水系统状况项目站别加热前温度（平均）加热后温度（平均）掺水泵出口压力（平均）MPa介 质 王集站63752.4三相分离器脱出水柴庄站 60752.0三相分离器脱出水整个系统除通往1号计量站掺水干线安装了流量计外，其余井站都未配置，掺水的配参主要通过压力调整，不能够准确计量，造成有些掺水量不足，有些则存在掺水过量，没有做到合理配置，系统运行不科学。这两个分系统都存在部分掺水管线老化，耐压强度不够的情况，其中2、3、4、5、6、7号计量站管线较老，掺水压力只能限定在一定范围，导致有些油井掺水量不足，而温度不能保障。1、8号计量站管线虽然投运较晚，但是距离远，最远的单井距掺水泵有4-5公里，导致掺水热量、能量损失多，有些达不到加热降凝的目的。因此管线堵塞时有发生，不仅影响了产量，而且造成成本的浪费。 表二 王集油田部分井站分布概况井站号项目1号站6号站3号站柴2王66距 离m300050080018001500掺水压降约MPa 0.81.00.50.70.51.0温 降 约4612345757 2掺水系统工艺原理王集油田的原油存在含蜡量较高、凝固点高、产出液温度较低的特点，这与其井深较浅、油藏温度低以及目前注的常温的清水有关。具体见下表一。表一 王集油田原油物性及注水情况表井号项目W35W28C 3B12平 均 取样层位611.283.52.61注水温度2525252525含 蜡 量%42.7440.7617.5250.2227凝 固 点4136263936井口油温313431303031由上表可以看出，王集油田生产系统中产出液温度一般低于原油的凝固点，这样原油凝结的可能性很大 ，地面管线就很可能经常因产出液结蜡及粘度增大而使回压上升甚至出现管线堵塞。为保证系统正常运转，目前采用掺热水的工艺。 王集油田的掺水工艺就是在井口掺入由中转站经加热后的三相分离器脱出污水，使油井产出液温度升高，从而能够顺利输至计量站、中转站。3优化的措施经我们调查发现，容易发生堵塞情况的单井管线，往往是那些原油凝固点高、产出液含水低而且距离远的井，干线堵塞情况很少（这也可以说明掺水的总量是充足的，有优化的空间）。因此主要从这些井入手，具体分为三种方案。3.1.一些距离较远的井站，一般管线较新，耐压强度高，主要采取加大掺水压力，提高掺水量。这样不仅提高了流速，而且温度损失降低，如1号站。3.2.对于管线老化严重，承压强度低的井站，采取对单井调整不同的压力和水量，并增加热洗清蜡次数，通过热洗清蜡油井管柱，经常清洗地面管线内的结蜡，从而减低回压，增加掺水量，提高产出液温度。3.3.对于那些含水极低，但产量较高的重点井，则在尽可能加大掺水压力的基础上，结合热洗清蜡、套管加防蜡剂的方法。在上述方案的基础上，实行冬夏不同的运行参数来保证整个生产系统的安全平稳。4实施情况及效果首先根据井站的距离、管线的承压程度及油井的产量、含水、温度，在掺水泵分流阀组进行首次优化，对那些需要较高掺水量的站按预先经估算的参数进行调整，使该站的管压达到需求。第二步就是在计量站计量间分水阀组进一步调整，这一步较为关键。有些井含水较高（高于70）、回压低，不需很多掺水量，对于这样的井，我们一般控制掺水量一般控制在与产出液量为0.51：1；这样多余的水就可以掺入那些含水低、油量较高的大头井，产水量一般控制在与产出液量为1.52：1。下面举一个例子。如由柴庄中转站提供掺水的6号站，其优化前（夏季）的情况如下表：表三 6号站部分油井产量及掺水情况（优化前）项 目泌162柴1柴2柴35柴11柴13柴28柴32柴36产 液 量（T）8.49.213.531.615.53.121.20.96.5含 水6623195.1987276.84743产出液温度303030353131313130掺水压力MPa1.451.451.451.451.451.451.451.451.45井口掺水温度625656626261576156由于掺水压力一样，油井距离不同，导致实际掺水量的差别；同时原油物性存在差别，所以使得本应多掺的井没有多掺，出现地面管线的堵塞，2003年6号站地面管线解堵4次，严重的影响了原油生产。为此我们对6号站的单井进行了全面的分析，认为其中的柴1、柴2、柴28、柴36等井由于各自的原因，需要加大掺水，而柴35柴11则不需要同样的掺水量，调整后的情况如下表：表三 6号站部分油井产量及掺水情况（优化后）项 目泌162柴1柴2柴35柴11柴13柴28柴32柴36产 液 量（T）8.49.213.531.615.53.121.20.96.5含 水6623195.1987276.84743产出液温度303030353131313130掺水压力MPa1.401.51.501.401.401.401.501.401.50井口掺水温度615959616161596158调整后，整个掺水系统没有什么变化，但地面管线的堵塞情况有所改观，2005年6号站仅发生一次管线堵塞，达到了优化的目的。对于以上优化后的运行，我们实施动态管理，及时根据各井的生产情况的变化进行调整。并制定了冬季运行参数，使得系统能够在冬季继续平稳运行，冬季生产运行参数如下表：采油十四队计量站冬季生产运行参数区块计量站 汇 管 掺 水 温度压力MPa最高压力MPa压力MPa温度流量m3/h王集 145-520.8-1.0 /1.4-1.565-706.5-8.0245-550.45-0.6 /1.4-1.675-80无计量345-550.45-0.6 /1.4-1.675-80无计量745-550.45-0.6 /1.4-1.675-80无计量845-550.75-0.90 /1.4-1.675-80无计量柴庄445-550.75-0.90 /1.4-1.675-78无计量545-600.45-0.6 /1.4-1.675-78无计量645-600.45-0.6 /1.4-1.675-78无计量5下一步打算及建议在现有设备、现存条件下，经过我们的努力，近年来，我队生产系统运行平稳，得到了上级的认可。但是我们发现仍有一些不稳定不可预见的因素存在，因此提出了一些新的想法和建议。5.1.掺水系统经优化后，收到了一定的效果，但是因无流量计计量，不能够做到最科学，仍有堵管线的可能，同时部分井可能掺水过多造成浪费。因此建议掺水系统进行部分改造，增加流量计，做到精确计量，以便于进一步优化，达到平稳运行降本增效的目的。5.2. 对于那些大头井，即产油量高、含水低、新近投产的井，要把工作做精做细。具体的说如新近投产的柴浅3井，我们在近期要加强资料的录取，如井口温度压力及电流的变化规律，并请有关部门告知原油物性及井筒的温降，以便估算结蜡的井段及结蜡周期。由于该井未进系统，只有通过热洗清蜡和套管加降凝剂的办法来解决井卡的问题。5.3.加强降凝剂的技术研究和套管加药的管理。据我们所知，当前所加的药剂，由于我们不知其性能及评价结果，其现场效果