敖南油田运行情况分析

1、单管不通球井口电加热定期冲洗集油工艺流程现场应用效果分析王小爽（大庆油田采油一厂）摘 要：为简化工艺流程节省投资，在2009 年北一区断西产能建设工程中，聚中112转油放水站 2# 计量间辖井全部采用单管通球井口电加热集油工艺流程。采取井口发球、计量间收球，降低管线回油压力的工艺，经现场应用，通球工序繁琐、实施难度较大。为适应生产需要，尝试单管井口电加热不通球试用， 及时监测单井回压等生产参数变化，回压升高时，使用高压热洗车冲洗地面管线， 降低回压，经运行在冬季可保障管网畅通。关键词： 单管不通球电加热现场应用节能效果1 基本概况1.1 集油工艺流程单井集油管线井口设发球装置，计量间设收球装置

2、，由井口定期发送清管器，计量间单井收球，保证集油管线畅通。同时在井口加电加热器对油井产出液加热，提高输液的温度，保证单井管线安全输送至计量间。计量间设收球装置，接收清管器，完成通球过程。计量间至转油站采用双管掺水流程，在计量间内通过掺水汇管向集油汇管掺水，保证集油凝固点以上进转油站及计量间供暖。1.2 设计参数单井管线材质为无缝钢管，管径均为60mm，通径为 DN53 mm，平均长度为 370米，埋深 1.0 米。计量间内采用手动玻璃管量油，由人工取样化验得油井含水率。计量间至转油站采用双管掺水流程，集油管线规格为219 6 mm，掺水管线规格为 1144.5mm。清管器材质为聚胺酯，管径 D

3、N54mm，长度 60mm。清管器可以清除管道内壁的凝油、结蜡、混合物等以减小输油回压， 降低管线腐蚀， 从而改善原油流动性， 降低流动阻力。收发球装置如下图。1井口发球装置计量间收球装置井口采用 JL-DRQ2型热超导型高效电加热器，功率为20KW，进口温度为集油井口出油温度，出口温度 70以下范围可调。此电加热器属于温度自动控制，日常时间无须操作，设有异常过温保护功能，出现故障将自动停止加热，经检修正常后再投入使用。2 现场应用情况经3个月的单管通球投产运行，现场应用存在以下问题：2.1 井口及计量间收发球装置操作繁琐，每天平均需通球 3井次，每口油井一次收发球时间正常应该在 3至 8分钟

4、之间，如果遇特殊情况可延长在20-30分钟，可在现场运行约有 6口井通一次球可达 2个小时以上，且在收发球过程中，因管线变形等因素，会发生卡阻现象，此时卡阻位置很难判断，需投入信号球发射低频信号至跟踪仪，从而找到清管器被卡的位置，切开管线处理恢复后使之达到管道施工要求后再进行通球，处理难度大，增加工人劳动强度；2.2 每次通球操作都需进行放空排污，工人每次都会飞溅一身油，井口、计量间内管线、阀门间距小，不易清理，同时伴有天然气放出，存在安全隐患、污染环境；2.3 单井收发球，以油井油压为动力，当油井泵况变差或严重漏失后，将不能提供足够的压差推动投球， 无法完成通球过程， 需调用压风车进行高压扫

5、线， 完成通球过程；2.4 单管集油，冬季生产过程中，停机、泵况异常、井口加热带故障等问题出现，发现不及时，极易造成管线冻堵事故，处理难度大。3 单管不通球应用在 2009 年 1 月份温度较低，通球工序繁琐、实施难度大的情况下，采取单管不通球试运行。由于聚中 112-2#计量间所属转油站无热洗流程，采取高压热洗车洗井，提出方案：在热洗周期内定期冲洗单井管线，采油工对于产液量低、回压高的单井进行2 天2测一次压力，若压力超过1.5MPa，则运用活动热洗车冲洗单井管线，冲洗单井管线直到计量间回油温度达到70，防止集油管线管壁结蜡。2009 年 1 月份单井生产数据平均回油压力控制在1.0MPa

6、以内，采用单管不通球、活动热洗，未出现管线冻堵等情况，单管不通球定期冲洗管线措施可以保证油井的平稳运行。 1 月份单井平均回油压力如下：聚中 112 站-2# 计量间单井不通球回油压力数据统计表井口出油温度计量间产液量含水率井口（）回油计量间序采油汇管压井号回压电加电加温度汇管温号方式力（ t/d)(%)（ Mpa)热热（）度（）（ Mpa)器前器后1北 1-3- SE17抽油机32.9893.840.7623.7735.9433.7736.480.562北 1-3- SE19螺杆泵15.9793.250.7710.2933.131.4536.480.563北 1-4-E15抽油机13.385

7、.10.910.324.620.736.50.64北 1- 丁 24-E18抽油机43.29930.7810.7134.5831.7436.480.565北 1- 丁 4- SE18抽油机33.7689.810.6620.2934.6833.3236.480.566北 1- 丁 4-SE20抽油机3.0880.130.7810.7141.1922.1936.480.567北 1- 丁 4-E16抽油机38.5692.10.7910.8134.4533.3236.480.568北 1- 丁 25-E12抽油机62.2597.780.7919.1339.136.3536.480.569北 1- 丁

8、 24-SE20抽油机30.890.910.7514.3935.6833.8736.480.5610北 1- 丁 24-SE22抽油机34.2689.280.839.1931.2627.1336.480.5611北 1-4-E13螺杆泵15.0297.450.7710.128.9725.1636.480.5612北 1-3-E23螺杆泵21.3893.710.7410.9733.4831.5536.480.5613北 1-3-E21抽油机15.6489.350.7510.1934.3531.4536.480.5614北 1-24-SE19抽油机55.4187.20.772534.6533.13

9、6.480.5615北 1-24-E17螺杆泵104.3497.480.6527.4543.0641.7736.480.5616北 1- 丁 25-E14螺杆泵57.2497.410.8110.9434.2632.6836.480.56合计577.2891.740.764 单管不通球与通球应用效果分析4.1 定期冲洗管线与单管通球方式比较单管通球虽然在工艺流程上节省了投资，单井集油每天依靠2 个采油工人收发球方式进行管线的清理，单管通球工序繁琐，实施难度大。通球时，会遇到在计量间收不到球情况，处理难度极大。定期冲洗管线，只需采油工定期测单井回压，若回压高则上报到技术员安排热洗车冲洗单井管线，无需工人每天单井通球，减轻工人劳动强度。4.2 从投资方面比较3井口、计量间通球装置1 套约 10 万元，单管通球采用清管器材质为聚胺酯，管径DN54mm，长度 60mm，单价 200 元；信号球及跟踪仪每套1.6 万元，若不进行通球工艺设计，可节省投资162 万元。