水乡油田油井清防蜡行为研究2010

1、水乡油田油井清防蜡行为研究摘要 闵桥油田自1991年投产至今已有近20年的开发历史，油田开发进入高含水期后，油液结蜡程度日益严重，尤其部分区块属于中高含蜡的油田，结蜡情况更加严重。如何有效清防蜡、提高油井开井时率已成为油井管理的关键所在。因机械和热力清蜡工艺只能起到定期清除管、杆上析出蜡晶、蜡块，不能对蜡晶形成过程进行控制，且施工成本费用较高。而化学清防蜡工艺可较好的解决上述问题，特别是防蜡技术，是上述两种清蜡工艺所不具备的，可降低结蜡过程中因负荷变化对杆柱造成的不良影响，减少油井因蜡卡、杆断等原因引起的停机作业。因此，如今我们工作的重点放在化学清防蜡上面，努力摸索一条以化学清防蜡精细控制为主

2、，热力清蜡为辅的油井清防蜡精细管理模式。关键词 机理；清防蜡；模型；加药速度一、加药装置的设计1、目前加药方式、设备存在的问题目前采油队对部分油井实行化学清防蜡的加药管理模式，主要有两种方式，其一是从套管闸门往油套环空间断性地灌入药液，一般加药周期为三到五天，每次加药量为10L。这种加药方式首先对药量浪费很大，清防蜡效果波动性很大,对油井的稳定生产不利。其次在汛期加药工作工作量大。此外，因以前清蜡剂主要成分为二甲苯、CCl4、CS2等，短时间内高浓度清蜡剂与油液混合导致井下管、杆腐蚀加剧。为此我们与扬州润达公司合作选择新型清蜡剂KD-18不同浓度进行腐蚀试验。实验条件：45°水浴，0

3、9.3.5日11：00-3.9日9：00KD-18类型挂片类型挂片号前重,g后重,g腐蚀速率,mm/a有水KD-18N80217220.550520.54550.021有水KD-18N8016228.18848.18720.012注：1、有水KD-18的比例是KD-18:水=2：1。对比试验比例为KD-18:水=1：12、腐蚀速率计算公式是8.76×104×m/×s×t,其中为7.8，s为28（N80）、12（A3）, t为94。从上述试验可以看出，新型清蜡剂KD-18在与水混合后存在一定腐蚀性，且浓度较高时腐蚀性表现较明显。其二是在抽油机平台上架设铁皮

4、桶用管线连接到井口，中间用闸阀控制流量。这种做法有几个缺陷：闸门调节流量精度难以控制，无法实现精细操作；流程上没有看窗，加药正常与否难以判断；若发生油井作业或加药流程一旦出现故障、变动，其维修工作比较困难。2、自制加药罐的设计按照油井的产液量大小，含水高低，及考虑到掺水加药问题，我们试制了两种规格的加药罐，罐体由4mm的钢板焊接而成，一种是容积为150 L的小型罐，另一种是容积为250L的大型罐。小罐主要用于低产油井，大罐主要用于高产油井。两种规格罐的附件相同，罐体附件见图一图一：加药罐装置注：气平衡口 加药口 液位计 出药口 排污口3、加药流程及流量调节装置的设计考虑到罐内可能有异物，或者冬

5、天药液粘度增大时管线可能发生堵塞现象，我们在加药流程所用的1/2管线全部都用丝扣连接，便于流程解堵、清洗。在加药流程中最关键的部位是流量调节装置，在以前加药方式中都是用闸板阀来控制流量，要精确控制流量调节起来非常困难。因此我们经过摸索、调研，最后选中MF-50P型高压水平阀，这是一种针芯阀，阀体由不锈钢制成。为配合这种针芯阀我们还研制了配套加药装置，见图二。4、井口接头的设计考虑到测井的需要，我们设计了配套套管闸门接头，这样就可以不影响测井而实现了连续加药，见图三： 图三：井口接头 注：装套压表留头（1/2管线，公制阳螺纹）1/2加药口节（公制阳螺纹）21/2油管短注:1/2"与4m

6、m大小头 MF-50P型高压水平阀 针型滴定装置看窗上压盖 玻璃看窗 看窗下压盖玻璃管（3/8"耐压玻璃管） 1/2"接头 图二：连续加药滴定装置 二、加药制度的确定1、油液结蜡机理闵桥部分油田属于蜡基油田，如闵20块多数油井含蜡量都超过20%以上。原油中含有较多蜡和胶质，当油液沿着油管往上运动时，随着压力和温度的降低到析蜡点时，原油中的蜡晶就附着在抽杆和油管壁上结晶出来，逐渐堆积，减小了油液流动空间，增加了运动阻力，同时增加了生产设备的疲劳损耗，减少其使用寿命，给安全生产造成了极大的隐患。2、油液清蜡机理目前所使用清蜡剂的主要成分是油基C9系列混合芳烃等；清蜡剂的溶蜡机理

7、主要是相似相溶原理，也就是溶解作用；3、加药制度的建立3.1、室内实验确定加药种类根据油井结蜡清防蜡机理，考虑到药剂对生产设施的腐蚀性等因素，我们在厂里技术监督中心、工艺所的帮助下最终确定了所加药剂的型号：润达公司的产品，清蜡剂（KD-18）室内验证KD-18凝固点在-15以下，-10时其流动性不降低；3.2、井筒内药液浓度递减数学模型的建立所加药液加药数学模型建立 如图四Vs Vs、0V、Vs 图四 物理模型依据质量平衡原理,对油液中所剩余药质量有：1V=0V-0Vs得： 1 =0（1-Vs/V） （1）同理：2=1（1-Vs/V） （2）3=2（1-Vs/V） （3）i-1=i-2（1-V

8、s/V） （i-1）i=i-1（1-Vs/V） （i）n-1=n-2（1-Vs/V） （n-1）n=n-1（1-Vs/V） （n）由（1）×（2）×（3）××（i）××(n-1) ×(n)得：123i.n-1n=0123i-1i.n-1（1-Vs/V）n由上式两边约去相同项，则井中药液浓度递减规律为：n=0（1-Vs/V）n （a）n=0（1-Vs/V）T/t （b）=300VsN×106 （c）式中：0-加药后井下药液的初始浓度,ppm； i-第i次冲程后药液浓度,ppm；V-动液面到油层中部之间的总体积，m3；

9、 Vs-每个冲程所抽除出的油液体积，m3；i-第i次冲程，1in，i、n取整数； T-抽液总时间，s；t-每个冲程所用时间，s； -连续加药速度，滴/分钟；N-冲次，次/分钟； 30-室内计量滴加药液1毫升/30滴。依据室内试验，要取得较好的清蜡效果，则油液中的药液浓度至少要维持在50-100ppm以上。以间断加药为例：假设该井供产平衡，加药周期为3天，38mm泵，S×N为3×8，泵效为75%，则：V0=r2×S×N×60×24×75%=3.14×(38/2000)2×3×8×60&#

10、215;24×75%=29.38m3每冲程抽出液体：Vs = V0÷(60×24×8)=29.38÷(60×8×24)=0.00255 m3每3日加药10L为例：则初始药液浓度为：0=10/(1000×V0)=340.4ppm由式（b）n=0（1-Vs/V）T/t得：一日后药液浓度为：11520=0（1-Vs/V）T/t=340.4（1-0.00255÷29.38）24×60×60÷（60÷8）=125.24ppm两日后药液浓度为：23040=46.1ppm三日后药

11、液浓度为：34560=16.95ppm要维持50ppm的药液浓度则：50=340.4（1-0.00255/29.38）T/(60/8)得：T=60/8×Log(50/340.4)/Log(1-0.00255/29.38)=165739s折合小时数为：T/3600=165739/3600=46小时。若连续加药则3天所需药量为：m3=3V=50/1000000×3×30×1000=4.5L。以产量20吨井，N=5.45,其余参数同上计算得：一日后药液浓度为：7874=0（1-Vs÷V）T÷t=500×（1-0.00255/20）

12、24×60×60÷（60÷5.45）=183.2ppm两日后药液浓度为：15696=67.58ppm三日后药液浓度为：23544=24.84ppm要维持50ppm的药液浓度则：50=500（1-0.00255/20）T/(60/5.45)得：T=198807.4s折合小时数为：T/3600=198807.4/3600=55小时。若连续加药则3天所需药量为：m3=3 V=3.0L以产量10吨井，N=2.7，其余参数同上计算一日后药液浓度为：3888=0（1-Vs÷V）T÷t=1000×（1-0.00255÷10）24

13、×60×60÷（60÷2.7）=371ppm两日后药液浓度为：7776=137.64ppm三日后药液浓度为：11664=51ppm若连续加药则所需药量为：m3=3V=1.5L由以上计算可看出，由间断加药的药效期只能维持一段时间，导致清蜡效果周期性起伏较大，不利于油井的稳定生产，而且导致药量的浪费；连续加药不但能保证清蜡的连续性，而且能节约较多的药剂，因此在以后的工作中，我们尽量采用连续加药的方式。根据油井的产液量、集油管线的长短，我们制订了相应连续加药制度，按照50-100ppm的要求，选择合理的加药量。下面我们接着讨论连续加药量和加药速度的确定。3.3

14、、加药量及加药速度的确定正常加药时药液滴加速度，由公式（c）=300VsN×106可得： 对产液量在20-30T之间的油井每天加药量为：m3=50/1000000×30×1000=1.5L加药速度为： 3=30×50×0.00255×8=31（滴/分）对产液量在1020T之间的油井每天加药量为：m3=50/1000000×20×1000=1.0L加药速度为： 2=30×50×0.00255×5.45=20（滴/分）对产液量在，<10T的油井每天加药量为：m3=50/1000000

15、×10×1000=0.5L加药速度为： 1=30×50×0.00255×2.7=10.4（滴/分）通过上面计算，我可以看出当油井产量低于10T时，药液的滴加速度太小，药液从井口到井底耗费时间太长，而且由于挥发性的问题，都对加药效果影响较大，因此对于这种情况我们可以掺水加药，一方面增加药液的流动性，还可以减少药品的挥发。三、汛期加药装置的设计为配合进行连续加药，针对泄洪区油井实际情况，我们设计了一种简单的具有加药、释放套管气功能的装置。装置如图五图五 汛期加药装置注：40mm闸门； 40mm管线（1m长）； 40mm接箍； 汛期放压弯头21/2卡

16、箍头； 21/2套管闸门。具体做法是利用套管闸门上原有的卡箍头焊接40mm无缝钢管2m长，（对洪泽湖泄洪道来说，2m长已基本上能满足抗洪要求），再把这2m长管线分成2个1m长管线，两端套扣，用40mm接箍和40mm丝扣闸门连接，这样做的好处有两点：管口用闸门连接，可以在汛期释放套管气及油井非正常情况下大剂量加药，有利于提高泵效；管线一分为二，可以减少工人的工作量。在洪水刚上来水位不深时可以用1m长管线加闸门，来加药及释放套管气；当洪水加大时，还可以利用接箍把两段管线连为一体，再在上端管口装上闸门，利用这种方法可以满足不同水位的要求，避免人员下水工作，提高了汛期工作的人身的安全系数，实现“我要安

17、全”的要求。四、现场应用及效益评价该项目经过近一年的运行，经受住了实践的考验，具有实践可行性，而且产生了明显的经济效益。下面从几个方面分析该项目的经济效益: 1、节约加药量根据前面的计算可知，连续加药比间断加药可以节约加药量。按目前加药井情况，以产液量20吨井为例，则每口井每年可节约：清蜡剂：365÷3×（10-3）=851L折合费用为：0.851×7770=6612元。2、减少作业费用因为加药减轻抽油杆柱的负荷,降低了管杆的疲劳损耗,延长了它们的使用寿命，减少了因杆断、蜡卡而发生的井下作业。今年我队油井作业井次与去年同期相比减少3井次，直接经济效益31.5万元。3、降低材料费及运费因连续加药减轻了抽油机负荷，降低悬点载荷的波动性，延长了抽油设备及输油管线的使用寿命；节约皮带50根，共计：50×330=1.65万元；节约毛辫子20条，共计2.4万元；减少油井热洗11井次，共计节约洗井费用近4万元。通过以上试验、分析，由