论文部分内容阅读
摘 要：通过对低、常温集输过程中出现的诸如单井回压高、普适热洗与低、常温之间的矛盾等一系列问题的研究，寻找到切实可行的解决方法，使低、常温集输技术得到长足的发展和完善。
关键词：低、常温 集输 问题 方法
一、前言
按照国家节能减排工作的要求，在十一五期间，要求某油田要节约25%的能耗用量。为达到这一目标，某采油厂开展了低、常温集输技术的现场试验及应用。首先在某联合站地区开展了低、常温采油可行性试验。试验共分四个阶段：
第一阶段：50℃低温集油
自2007年3月21日转油站二合一出口温度降到50℃。单井回油温度降至32-40℃之间，联合站一段加热炉温度在43～46℃之间，破乳剂用量正常，日自耗气下降15994m3。
第二阶段：45℃低温集油
某联地区三座转油站二合一出口温度降到45℃，转油站二合一出口温度降到50℃，单井来夜温度持续下降，最低的回油温度仅为26℃。
某队大多数单井回油温度仅在31℃左右，最高降幅达11℃。先后冻堵2口井。这一时期转油站汇管温度在40～43℃之间，联合站一段加热炉温度在42～45℃之间。
第三阶段：42℃低温集油
三座转油站二合一出口温度降到42℃，东三转油站二合一出口温度保持在55℃，单井来液温度与第二阶段相当，单井回压增幅不大。
第四阶段：常温集油
转油站停运加热炉，热洗时运热洗炉，东三转油站二合一出口温度保持在50℃。单井来液温度与第二阶段相当，单井回压上升幅度不大。
二、出现的问题
几年来，随着低、常温集输的不断深入，一些问题也逐渐显现出来，主要有：
1.高回压井占有一定比例
低、常温集输工作开始以来，回压超过1.2Mpa的油井时有发生。以某矿为例，每年度低、常温集输期间，回压超过1.2Mpa的油井约为32口左右，占总井数的4.1%。回压升高井分为以下几种情况：一是过沟渠、管线浸在水中或冰中，共5口井。如某井，日产液量32吨/日，综合含水82.5%，集油管线为Φ60mm，沥青保温材料管，集油半径428m，管线经过排水渠约6m，该井在低常温集输集输期间多次出现回压高现象，最高回压达2.2Mpa；二是集输半径过长，超过1000米以上，共3口井。如某井，日产液量48吨/日，综合含水88.8%，集油管线为Φ60mm黄夹克管，集油半径1583m，低常温集输期间最高回压曾达到2.5Mpa；三是管线拐点多，共2口井。如某井，日产液量38吨/日，综合含水91.3%，集油管线为Φ60mm黄夹克管，集油半径695m，有三处拐点，其中两处为120°，一处为103°，在低常温集输期间，最高回压曾达到1.7Mpa；四是管线覆土层较浅，平均仅为0.4m，共20口井。如某井，日产液量83吨/日，综合含水90.2%，集油管线为Φ76mm沥青管由于历史原因，有两处管线裸露在外，裸露长度为6.5m，在低常温集输阶段，最高回压曾达到1.5Mpa。
2.普遍热洗与低、常温之间的矛盾
按企业标准要求：油井普通热洗时，二合一温度必须达到75-80℃，传统的热洗方法是，根据油井实际摸索出的热洗周期，按计划洗井。由于各井的热洗周期不可能一致，那么一个月内，洗井的天数必然分开。如此以来，在低常温集输阶段，应油井热洗的需求，二合一势必要经常热降温度，既消耗了大量的天然气，又对设备有所伤害。特别是总井数达到120口以上的基层队，几乎每天都有热洗安排，低、常温集输工作根本无法运行。
3.联合站脱水困难
低、常温集输后，由于转油站降温或不加热，联合站一段来油温度下降。以A联合站为例，低、常温集输后，一段来油温度由原来的52℃下降至41℃。由于来油温度较低，原油破乳困难，电脱水器频繁跳闸，系统无法运行。
4.污水处理难度加大
受低、常温集输的影响。污水站来水温度不足30℃，增加了含油污水的处理难度，水中含油指标经常超标，最高可达40mg/L左右。
三、解决方法
1.针对回压高井的几类情况，提出并实施以下解决方法
对于过沟渠的5口井，采用管线高空架设的方法予以解决；对于集输半径超过1000m的3口井，采用就近掉头的方法予以解决，调整后，平均集油半径由原来的1232m缩短到315m，覆土后，平均管线深埋与原来的0.4m提高到0.8m；对于管线拐点多的2口井，采用管线取直的方法予以解决；对于管线覆土浅的20口井，采用重新覆土的方法予以解决。
2.针对分散热洗耗气量大的问题，我们采用集中分段连续热洗的办法解决。即一段时间内集中5-10天提温洗井。实施后，管井较少的基层队仅有3天便可完成月洗井任务，而管辖井数较多的单位也超不过8天。此外，我们还在7-4队开展了二合一提温时间、管线预热时间、洗井时间等全过程的节点优化，进一步降低了洗井耗气。
3.针对联合站脱水困难的情况，对联合站加热炉实施了提温，温度由原来的46℃提升到53℃。提温后，脱水器工作正常。此外，还更换了适合低温脱水的破乳剂CP904药剂，保证了联合站系统正常运行。
4.针对污水处理难度大的情况，一是重新优化反冲洗参数，适当增加反冲洗时间及强度；二是夏季采用高压热洗车加清滤剂清洗滤料，见到明显效果，清洗前后污水含油由31.3mg/L下降到15.3mg/L。
四、结论
1.低、常温集输工作是油田节能降耗工作的重要组成部分，必须长期坚持开展下去。几年来，通过低、常温集输工作的努力，油田节气效果明显，以某矿为例，从2006年至今，此项工作已累计节气723.2×104m3。
2.低、常温集输过程中出现问题是正常现象，不要过分的夸大矛盾，应该认真分析问题原因，找出对应的解决方法，通过不断的认识——实践——再认识过程，使低、常温集输工作取得质的飞跃。
3.今后的低、常温集输工作还会出现这样或那样的问题。大家都应做有心人，发现问题，观察问题，解决问题。特别是依靠技术进步去解决问题尤为重要。
作者简介：李立群（1958年-），男，黑龙江宾县人，大庆油田第四采油厂第三油矿副矿长，工程师，研究方向：采油工程。
关键词：低、常温 集输 问题 方法
一、前言
按照国家节能减排工作的要求，在十一五期间，要求某油田要节约25%的能耗用量。为达到这一目标，某采油厂开展了低、常温集输技术的现场试验及应用。首先在某联合站地区开展了低、常温采油可行性试验。试验共分四个阶段：
第一阶段：50℃低温集油
自2007年3月21日转油站二合一出口温度降到50℃。单井回油温度降至32-40℃之间，联合站一段加热炉温度在43～46℃之间，破乳剂用量正常，日自耗气下降15994m3。
第二阶段：45℃低温集油
某联地区三座转油站二合一出口温度降到45℃，转油站二合一出口温度降到50℃，单井来夜温度持续下降，最低的回油温度仅为26℃。
某队大多数单井回油温度仅在31℃左右，最高降幅达11℃。先后冻堵2口井。这一时期转油站汇管温度在40～43℃之间，联合站一段加热炉温度在42～45℃之间。
第三阶段：42℃低温集油
三座转油站二合一出口温度降到42℃，东三转油站二合一出口温度保持在55℃，单井来液温度与第二阶段相当，单井回压增幅不大。
第四阶段：常温集油
转油站停运加热炉，热洗时运热洗炉，东三转油站二合一出口温度保持在50℃。单井来液温度与第二阶段相当，单井回压上升幅度不大。
二、出现的问题
几年来，随着低、常温集输的不断深入，一些问题也逐渐显现出来，主要有：
1.高回压井占有一定比例
低、常温集输工作开始以来，回压超过1.2Mpa的油井时有发生。以某矿为例，每年度低、常温集输期间，回压超过1.2Mpa的油井约为32口左右，占总井数的4.1%。回压升高井分为以下几种情况：一是过沟渠、管线浸在水中或冰中，共5口井。如某井，日产液量32吨/日，综合含水82.5%，集油管线为Φ60mm，沥青保温材料管，集油半径428m，管线经过排水渠约6m，该井在低常温集输集输期间多次出现回压高现象，最高回压达2.2Mpa；二是集输半径过长，超过1000米以上，共3口井。如某井，日产液量48吨/日，综合含水88.8%，集油管线为Φ60mm黄夹克管，集油半径1583m，低常温集输期间最高回压曾达到2.5Mpa；三是管线拐点多，共2口井。如某井，日产液量38吨/日，综合含水91.3%，集油管线为Φ60mm黄夹克管，集油半径695m，有三处拐点，其中两处为120°，一处为103°，在低常温集输期间，最高回压曾达到1.7Mpa；四是管线覆土层较浅，平均仅为0.4m，共20口井。如某井，日产液量83吨/日，综合含水90.2%，集油管线为Φ76mm沥青管由于历史原因，有两处管线裸露在外，裸露长度为6.5m，在低常温集输阶段，最高回压曾达到1.5Mpa。
2.普遍热洗与低、常温之间的矛盾
按企业标准要求：油井普通热洗时，二合一温度必须达到75-80℃，传统的热洗方法是，根据油井实际摸索出的热洗周期，按计划洗井。由于各井的热洗周期不可能一致，那么一个月内，洗井的天数必然分开。如此以来，在低常温集输阶段，应油井热洗的需求，二合一势必要经常热降温度，既消耗了大量的天然气，又对设备有所伤害。特别是总井数达到120口以上的基层队，几乎每天都有热洗安排，低、常温集输工作根本无法运行。
3.联合站脱水困难
低、常温集输后，由于转油站降温或不加热，联合站一段来油温度下降。以A联合站为例，低、常温集输后，一段来油温度由原来的52℃下降至41℃。由于来油温度较低，原油破乳困难，电脱水器频繁跳闸，系统无法运行。
4.污水处理难度加大
受低、常温集输的影响。污水站来水温度不足30℃，增加了含油污水的处理难度，水中含油指标经常超标，最高可达40mg/L左右。
三、解决方法
1.针对回压高井的几类情况，提出并实施以下解决方法
对于过沟渠的5口井，采用管线高空架设的方法予以解决；对于集输半径超过1000m的3口井，采用就近掉头的方法予以解决，调整后，平均集油半径由原来的1232m缩短到315m，覆土后，平均管线深埋与原来的0.4m提高到0.8m；对于管线拐点多的2口井，采用管线取直的方法予以解决；对于管线覆土浅的20口井，采用重新覆土的方法予以解决。
2.针对分散热洗耗气量大的问题，我们采用集中分段连续热洗的办法解决。即一段时间内集中5-10天提温洗井。实施后，管井较少的基层队仅有3天便可完成月洗井任务，而管辖井数较多的单位也超不过8天。此外，我们还在7-4队开展了二合一提温时间、管线预热时间、洗井时间等全过程的节点优化，进一步降低了洗井耗气。
3.针对联合站脱水困难的情况，对联合站加热炉实施了提温，温度由原来的46℃提升到53℃。提温后，脱水器工作正常。此外，还更换了适合低温脱水的破乳剂CP904药剂，保证了联合站系统正常运行。
4.针对污水处理难度大的情况，一是重新优化反冲洗参数，适当增加反冲洗时间及强度；二是夏季采用高压热洗车加清滤剂清洗滤料，见到明显效果，清洗前后污水含油由31.3mg/L下降到15.3mg/L。
四、结论
1.低、常温集输工作是油田节能降耗工作的重要组成部分，必须长期坚持开展下去。几年来，通过低、常温集输工作的努力，油田节气效果明显，以某矿为例，从2006年至今，此项工作已累计节气723.2×104m3。
2.低、常温集输过程中出现问题是正常现象，不要过分的夸大矛盾，应该认真分析问题原因，找出对应的解决方法，通过不断的认识——实践——再认识过程，使低、常温集输工作取得质的飞跃。
3.今后的低、常温集输工作还会出现这样或那样的问题。大家都应做有心人，发现问题，观察问题，解决问题。特别是依靠技术进步去解决问题尤为重要。
作者简介：李立群（1958年-），男，黑龙江宾县人，大庆油田第四采油厂第三油矿副矿长，工程师，研究方向：采油工程。