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送审论文:流动改进剂在泌304井区和东庄的应用研究


流动改进剂在泌 304 井区和东庄的应用研究
摘要:结合南部陡坡带泌 304 井区、东庄油田高含蜡、高凝原油 特征, 研制与上述两个区块原油相适应的原油流动改进剂。 根据油井 生产实际, 设计出在不同井况条件下保持流动改进剂有效浓度的加药 方法。 并设计出与之配套的地面加药工艺流程和井下工艺技术, 最终 形成一套适合于南部陡坡带泌 304 井区、 东庄油田高含蜡、 高凝

原油 举升和集输的技术。

关键字:原油流动改进剂; 河南油田; 法; 减阻降粘效果

配方; 研究方

一、前言 河南油田南部陡坡带泌 304 井区共有 25 口油井,原油密度 0.8658-0.962g/cm , 地面原油粘度(70℃)10.45-173.59mpa.s, 凝固点 16-44℃,胶质沥青质 16.17-34.18%,含蜡 13.67- 38.44%,属高含蜡、高凝固点稠油。主要采取加清防蜡剂延长 热洗周期,但效果较差,平均免清蜡周期仅 30 余天,采用超导 热洗车洗井,洗井后含水恢复期较长,严重影响了油井产量。地 面集输采用掺水伴热,单井平均日掺水 20m ,消耗了大量的天然 气、水、电等能源。 东庄油田共有 14 口油井,原油凝固点 44℃-57℃,含蜡量 46%左右,地面粘度(70℃)7.86-270.91mpa.s,属高凝、高含蜡
-13 3

原油。主要采用空心抽油杆井下电加热方式生产,单井吨液耗电 154KWh,是其它井的 12 倍,生产成本高。 如果采用油井加入原油流动改进剂的生产方式, 实现上述两 个区块高含蜡、高凝原油免清蜡生产和低温输送,将大大降低洗 井对油井产量的影响,节约大量的天然气、电等能源,大幅度降 低生产成本。 二、研究内容 (一)、流动改进剂配方筛选及最佳加药浓度研究 以河南油田泌 304 井区和东庄两个区块的原油为介质,研 制出具有良好减阻降粘效果的药剂配方; 研究不同温度和不同原 油流动性改进剂浓度条件下原油粘度和凝油粘壁量的变化规律。 1、单剂筛选 以降粘率和凝油粘壁量降低幅度为检验指标进行单剂筛选。 在高于原油凝点 1℃的油温、50%原油含水、1000mg/L 的加药浓 度下完成试验。从 49 种单剂中筛选出 5 种单剂, 命名为 D1、 D2、 D3、D4 和 D5,以它们为基础进行复配配方的研制。 2、复配配方的研制 拟比较 20 个配方的作用效果,选用配方均匀设计表 UM20 (205)安排实验(见表 3-2) 。表 3-2 中 Xi 代表优选出的单剂 Di 的质量分数,X1+X2+…+X5=1,Xi>0,i=1,2,…,5。

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表 1 U20(20 )不同复配配方药剂含量表 配方号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 X1 0.60236 0.47668 0.40540 0.35322 0.31128 0.27584 0.24496 0.21746 0.19258 0.16982 0.14878 0.12920 0.11086 0.09357 0.07725 0.06174 0.04695 0.03283 0.01930 0.00631 X2 0.02470 0.06426 0.13067 0.01659 0.09987 0.17970 0.06150 0.55373 0.13601 0.16046 0.29767 0.43540 0.09038 0.52416 0.28833 0.04085 0.37338 0.26972 0.43215 0.00835 X3 0.01426 0.08190 0.11214 0.21936 0.03803 0.06515 0.40341 0.06302 0.48754 0.35204 0.35784 0.16877 0.24825 0.03505 0.30173 0.38581 0.12140 0.10359 0.46182 0.01239 X4 0.24211 0.10372 0.32541 0.21569 0.34426 0.39543 0.05077 0.00414 0.01379 0.07148 0.19081 0.09998 0.26149 0.11284 0.25784 0.29417 0.19476 0.07423 0.06288 0.85133 X5 0.11657 0.27344 0.02638 0.19515 0.20656 0.08388 0.23936 0.16105 0.17008 0.24620 0.00489 0.16664 0.28902 0.23436 0.07486 0.21743 0.26350 0.51962 0.02385 0.12162

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按表 1 组织的配方, 以降粘率、 原油粘壁量降低幅度为指标, 以处理难度最大的东 1209 井为试验介质,在 47℃的油温、50% 原油含水、1000mg/L 的加药浓度下完成试验。试验结果见表 2。
表 2 五种单剂复配的原油流动改进剂室内试验数据表 配方号 空白 1 2 3 4 5 6 7 8 9 粘度(mPa·s) 941.7 941.7 588.6 478.2 366.1 501.6 459.3 771.4 400.2 699.2 凝油粘壁量 (g) 降粘率(%) 61.6 61.6 32.4 38.4 48 39.4 41.2 28.6 20.7 36.1 - - 37.5 49.2 61.1 46.7 51.2 18.1 57.5 25.8 凝油粘壁量降低幅度 (%) - - 47.4 37.7 22.1 36.0 33.1 53.6 66.4 41.4

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10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

614.5 279.6 283.7 355.2 397.0 240.0 120.9 485.5 240.6 314.8 394.2

25.4 35.6 16.8 43.6 41.0 37.2 4.1 36.8 10.9 44.1 24.6

34.7 70.3 69.9 62.3 57.8 74.5 87.2 48.4 74.5 66.6 58.1

58.8 42.2 72.7 29.2 33.4 39.6 93.3 40.3 82.3 28.4 60.1

从表 2 中可以看出,20 个配方中有 5 个降粘率和凝油粘壁 量降低幅度均达到了 50%以上,其中,16 号配方效果最好,降粘 率和凝油粘壁量降低幅度分别达到了 87.2%和 93.3%。该配方中 各单剂 D1、 D3、 和 D5 所占的质量百分数 D2、 D4 (%) 分别为 6.2、 4.1、38.6、29.4 和 21.7。 试验继续考察了 16 号配方对其余 3 口井的适应性,均达到 了理想的效果,见表 3。至此,可将 16 号配方确定为最优配方, 命名为 TXH-1。 3、 复配配方的作用效果 TXH-1 的作用效果以降粘率和粘壁量降低幅度作为评价指 标。试验数据如表 3 所示。
表 3 配方作用效果试验数据 井号 赵安 4005 东 1209 赵安 4021 安平 1 温度 (℃) 38.0 47.0 34.0 32.0 药剂 空白 TXH-1 空白 TXH-1 空白 TXH-1 空白 TXH-1 加药量 (mg/L) 1000 1000 1000 1000 粘度 (mPa·s) 914.8 101.5 938.3 127.6 873.7 82.1 900.8 57.7 粘壁量(g) 42.93 7.68 61.1 3.4 4.3 1.6 3.6 0.5 降粘率(%) 88.9 86.4 90.6 93.6 粘壁量降低 幅度(%) 82.1 94.4 62.8 86.1

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注:降粘率和粘壁量降低幅度测试按 Q/SY DQ2007-92 标准规定进行。

由表 3 可以看出,研制出的配方对所选油样的降粘率在 86.4%-93.6%之间,凝油粘壁量降低幅度在 62.8%-94.4%之间, 具备良好的减阻降粘效果。 4、 合理加药浓度研究 以河南油田赵安 4005 井、东 1209 井、赵安 4021 井及安平 1 井油样为介质,分别对加药浓度对原油乳状液视粘度的影响、 加药浓度对凝油粘壁量降低幅度的影响进行研究。 确定能使降粘 率及凝油粘壁量降低幅度达到稳定的最低加药浓度, 即为合理加 药浓度。以 60%含水的四个油样中投加不同浓度原油流动改进剂 TXH-1 后的降粘率数据见表 4。
表 4 加药浓度试验结果 序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 低 凝 赵安 4021 东 1209 井 高 凝 区 赵安 4005 区 块 井号 药剂 空白 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 空白 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 空白 TXH-1 60 60 60 含水率 (%) 温度 (℃) 38 38 38 38 38 38 38 47 47 47 47 47 47 47 34 34 加药浓度 (mg/L) 0 100 200 300 500 800 1000 0 100 200 300 500 800 1000 0 100 粘度 (mPa·s) 970.80 471.80 444.90 430.70 170.00 142.60 178.70 894.20 444.60 278.60 178.20 123.20 137.80 129.70 906.40 170.60 降粘率(%) 51.40 54.17 55.63 82.49 85.31 81.59 50.28 68.84 80.07 86.22 84.59 85.50 81.18

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17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28



TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 空白 TXH-1 TXH-1 安平 1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 60

34 34 34 34 34 32 32 32 32 32 32 32

200 300 500 800 1000 0 100 200 300 500 800 1000

75.80 69.10 48.20 45.90 47.80 874.80 573.50 472.80 483.90 273.60 195.80 119.60

91.64 92.38 94.68 94.94 94.73 36.73 47.84 46.61 69.81 78.40 86.80

从表 4 可以看出,在 60%含水的条件下,投加原油流动改进 剂可有效降低原油乳状液的粘度。 以河南油田赵安 4005 井、东 1209 井、赵安 4021 井及安平 1 井油样为介质,测定了原油凝固点以下 2℃时,含水率为 60%, 不同原油流动性改进剂投加浓度下的凝油粘壁量变化值, 计算出 凝油粘壁量降低幅度。 凝固点以下 2℃时,60%含水的油样中投加不同浓度原油流 动改进剂 TXH-1 后的凝油粘壁量数据见表 5。
表 5 加药浓度试验结果 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 东 1209 赵安 4005 井号 药剂 空白 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 空白 TXH-1 加药浓度 (mg/L) 0 100 200 300 500 800 1000 0 100 凝油粘壁量 (g) 57.22 11.58 11.54 8.25 2.09 2.79 2.50 14.82 9.06 凝油粘壁量降低 幅度(%) 79.76 79.83 85.58 96.35 95.12 95.63 38.87

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10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28



TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 空白 TXH-1 TXH-1

200 300 500 800 1000 0 100 200 300 500 800 1000 0 100 200 300 500 800 1000

2.45 1.72 1.63 1.09 1.57 6.94 6.38 4.96 5.72 1.60 1.43 1.09 3.76 3.26 1.26 0.82 0.68 0.73 0.98

83.47 88.39 89.00 92.65 89.41 8.07 28.53 17.58 76.95 79.39 84.29 13.30 66.49 78.19 81.91 80.59 73.94

赵安 4021

TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1 空白 TXH-1 TXH-1

安平 1

TXH-1 TXH-1 TXH-1 TXH-1

综合表 5 可以看出, 各油样凝油粘壁量随加药浓度的增大而 下降并逐渐趋于一稳定值。 分析认为,对于河南高含蜡、高凝原油,TXH-1 型原油流动 改进剂表现出良好的防蜡、减阻、降粘效果。从现场大规模加药 的覆盖性和经济性综合考虑认为, 加药浓度 500mg/L 为合理加药 浓度。 (二) 、南部陡坡带冬季掺水加药最低浓度、最低流量界限 优化研究 为了保证油井在安全回油温度下生产, 充分考虑南部陡坡带 地区自然热力状况,结合油田现场的经验公式和数据,建立了符 合工程实际情况的物理及数学模型, 根据热量平衡关系给出掺水
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埋地管道沿程温降的计算公式, 并给出了掺热水原油在输送过程 中温降的计算方法,编制了相应的计算机应用程序。 1、温度对药剂效果影响 实验测定了 3 种油样(由于安平 1 井油样用完,未进行本组 试验)在 60%和 70%的含水率下,不同温度时的粘度和凝油粘壁 量。试验结果见表 6。
表 6 不同温度条件下药剂效果实验数据 序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 东 1209 井 70 赵安 4005 60 油样 含水 率 (%) 试验 温度 (℃) 45 40 38 35 32 45 40 38 35 32 50 47 60 44 41 加药浓度 (mg/L) 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 粘度 (Mpa·s) 585.2 93.2 808.8 163.2 980.5 182.7 1332.5 212.3 1442.4 945.0 517.8 55.3 632.9 96.3 892.3 160.5 1215.3 283.5 1265.4 759.5 706.4 100.2 905.6 111.3 1187.6 148.9 1212.5 231.5 凝油粘壁 量(g) 18.03 0.66 23.43 1.35 30.18 2.22 59.32 3.39 88.90 60.54 11.45 1.35 18.75 1.85 34.78 2.37 43.87 3.11 48.97 40.65 6.94 1.03 8.79 1.07 16.65 2.11 31.44 10.27 降粘率(%) 84.07 79.82 81.37 84.07 34.48 89.32 84.78 82.01 76.67 39.97 85.82 87.71 87.46 80.91 94.24 92.64 94.29 31.90 88.21 90.13 93.19 92.91 16.99 85.16 88.28 87.33 67.33 凝油粘壁量 降低幅度(%) 96.34

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29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 60 70

38 50 47 44 41 38 40 36 33 30

0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500

1432.3 885.2 623.2 88.3 921.4 106.8 1076.4 216.9 1121.5 280.0 1257.5 1130.3 520.6 17.1 706.4 57.6 891.4 56.8 1032.7 63.9 1102.5 78.8 433.5 36.7 780.4 32.6 800.4 47.6 942.0 54.1 910.4 66.4

86.94 70.55 6.32 0.98 7.38 1.45 14.54 2.22 27.49 10.66 26.59 28.32 6.94 1.60 5.47 1.09 7.46 2.24 8.56 2.07 16.25 3.95 4.11 0.32 8.02 1.70 13.23 2.37 14.26 3.00 13.40 3.26

38.20 85.83 88.41 79.85 75.03 10.12 96.72 91.85 93.63 93.81 92.85 91.53 95.82 94.05 94.26 92.71

18.85 84.49 80.35 84.73 61.22 -6.51 76.95 80.07 69.97 75.82 75.69 92.21 78.80 82.09 78.96 75.67

47 48 49 50 51 52 53 54 70 赵安 4021

27 40 36 33 30

55 56

27

综上,药剂在赵安 4005 井、东 1209 井、赵安 4021 井的安 全回油温度不得低于 35℃、41℃和 27℃。 2、南部陡坡带泌 304 井区冬季低温集输研究 通过①管道热力计算的基本理论管道热力计算的基本理论; ②埋地管道的热传导方程;③混输管道流体流动参数的确定;④ 管道温降计算。编制了相应的计算机应用程序,根据南部陡坡带
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泌 304 井组的 24 口井的基础数据,管径、管长、埋地深度、采 出液温度、掺水温度等参数,使用理论计算公式,经现场实测温 度校正后得到泌 304 井区集输温降曲线。 1 和图 2 为赵安 4005 图 井和赵安 4021 井程序生成管线温降曲线。

图 1 赵安 4005 井程序生成管线温降曲线

图 2 赵安 4021 井程序生成管线温降曲线

赵安 4005 井出油温度为 42℃,日产液为 11.2 吨/日,管线 实际长度为 198 米,管线温降曲线见图 3

图 3 赵安 4005 井管线温降曲线

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该井安全回油温度为 35℃, 实际当输送距离达到 1373 米时, 管线温度才降到 35.4℃。赵安 4021 井出油温度为 33℃,日产液 为 8.8 吨/日,管线实际长度为 170 米,管线温降曲线见图 4

图 4 赵安 4021 井管线温降曲线

赵安 4021 井安全回油温度为 27℃,实际当输送距离达到 1050 米时,管线温度才降到 27.01℃。 计算表明, 南部陡坡带的试验井在现有的管线长度和出液温 度条件下,可实现降低掺水量后的低温集输。 (三) 、流动改进剂加药工艺研究 1、 双管流程地面加药工艺流程设计 双管流程地面加药工艺流程设计为: 药剂直接在计量站内加 入掺水汇管,经站内单井流量控制器控制水量后,经单井掺水管 线输送到井口,注入油井油套环形空间。流程图见图 5。

图 5 双管流程加药流程图

2、 储罐流程地面加药工艺流程设计
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储罐流程地面加药工艺流程设计为: 井口药剂配制装置配制 药剂后,通过加药泵,加入单井掺水管线输送到井口,注入油井 油套环形空间。流程图见图 6。

图 6 储罐流程加药流程图

3、如何实现加药量控制 ①研制了单井加药量控制装置 为准确控制单井的不同药剂溶液量,设计了利用不同直 径水嘴控制加药量的流量控制装置 PG6.4DN50 型流量控制器 结构设计

1-丝堵

2-盘根 1 7-盘根 4

3-外筒 8-水嘴

4-盘根 2 9-盘根 5

5-盘根 3

6-水嘴套

10-水嘴外套

图 7 流量控制装置结构图

该装置包括如图 7 所示 10 个部分, 长度 258mm、直径 62mm,

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可根据加药量安装一个或两个水嘴,承压 10MPa,焊接在计量间 单井掺水管线上。更换时先关闭掺水阀门,再关闭控制器下截止 阀,放空后拆下丝堵,取出水嘴套更换水嘴,更换方便且易于管 理;该装置现场应用后,具有冲洗管线免拆装、密封效果好、上 提方便、筛孔可防止水嘴堵、密封部件耐腐蚀不易损坏、无需特 殊工具的优点。由于无捅针处理水嘴堵,主要用于经常冲洗地面 管线而不用处理水嘴堵的油井。 ②研究了水嘴直径-压差-流量之间的关系 利用 12 种水嘴组合共进行 110 组实验,嘴前压力设为 1.8MPa-2.2MPa 之间, 嘴后压力由 1.6MPa 每隔 0.2MPa 逐步下调。 利用 12 种水嘴组合共进行 110 组实验,根据实验结果绘制了不 同直径水嘴压差与流量关系图板(见图 8) ,给出了现场常用的 水嘴速查表(见表 7) 。

图 8 不同直径水嘴压差-流量关系曲线 表 7 不同直径水嘴流量与压差关系速查表
流量(m /d) 压差(MPa) 1.0+1.0 0.8 0.9 1.0 1.6 1.7 1.8 1.0 2.8 3.0 3.2 1.2+1.2 3.1 3.3 3.5 1.2 4.0 4.2 4.4 1.4 4.8 5.2 5.4 1.6 6.0 6.2 6.5 1.8 7.9 8.4 8.8 2.0 9.8 10.4 10.9
3

水嘴直径(mm)

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1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0

1.8 1.9 2.0 2.1 2.1 2.1 2.2 2.2 2.3 2.3

3.4 3.5 3.6 3.7 4.0 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5

3.7 3.9 4.0 4.2 4.3 4.5 4.7 4.8 4.9 5.0

4.5 4.7 4.9 5.1 5.4 5.5 5.6 5.7 6.1 6.3

5.6 5.7 5.9 6.2 6.4 6.5 6.7 7.0 7.1 7.4

6.7 6.9 7.2 7.4 7.6 7.8 8.0 8.3 8.4 8.6

9.2 9.5 9.9 10.4 10.6 10.9 11.3 11.6 11.8 12.2

11.4 11.9 12.5 12.8 13.0 13.5 13.8 14.1 14.5 14.8

(四) 、东庄油田 1 口电加热井加药停电加热试验。 1、室内加药试验评价 对东庄东 1209 井取样室内实测数据见表 9,分析认为出油 温度在 41℃以上加入流动改进剂可以满足生产需要。
表 8 东 1209 井油样室内试验情况 试验温度 (℃) 50 47 44 41 38 加药浓度 (mg/L) 0 500 0 500 0 500 0 500 0 500 粘度(Mpa·s) 806.7 158.2 1105.8 198.4 1376.6 235.1 1643.2 331.5 1932.6 885.2 凝油粘壁量(g) 8.31 1.41 9.84 2.64 21.65 5.11 37.62 19.27 89.88 87.65 降粘率 凝油粘壁量降低幅度 (%) (%) 84.82 72.76 67.43 70.91 48.2 2.48 48.78 76.40 73.17 83.03

现场结合生产实际,东 1209 井采用井口加药后,累计运行 70 天,加药浓度 1000mg/L 逐步调整至 500mg/L,电加热功率由 75Kwh 调整到 25Kwh 日产液稳定无变化,与室内试验符合。见表 9
表 9 加药前后情况对比 加药前 产液 m
3

加药后 粘度 (mPa*s) 产液 m
3

电加热 功率

井口温 度℃

电加热功 率 Kwh

井口温 度℃

加药浓 度 ppm

粘度 (mPa*s)

- 14 -

Kwh 16 75 60 148.3 16 16 16 50 38 25 55 50 43 500 500 500 156.1 141.8 217.6

三、现场试验与效果 (一) 、试验井生产参数 泌 304 井区共有油井 24 口,单井管线长度从 50 米到 1680 米,平均长度为 335.5 米;日产液从 1.1 吨/日到 68 吨/日,平 均日产液 21.2 吨/日;日产油从 0.3 吨/日到 14.5 吨/日,平均 日产油 4.9 吨/日。具体生产参数见表 10。
表 10 泌 304 井区单井生产参数统计表 序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 回油管线参数 井号 安平 1 安平 2 安平 4 安平 5 安平 7 赵安泌 304 赵安泌 315 赵安泌 321 赵安泌 332 赵安泌 336 赵安泌 368 赵安 4001 赵安 4002 赵安 4005 赵安 4007 赵安 4008 赵安 4009 赵安 4011 赵安 4012 赵安 4016 赵安 4017 单井管 线长度 413 416 220 150 959 395 75 587 587 287 1680 115 378 198 290 211 187 150 230 553 50 管线 内径 54 54 68 54 68 54 54 54 54 54 68 54 54 54 68 54 54 54 68 68 54 日产液 40 22.7 7.4 8.4 4.8 1.2 14 1.6 22.6 1.2 1.1 3.5 26.6 11.2 6.6 6.2 20 1.3 5.3 53.1 40 生产数据 日产 油 12 14.5 1.8 5.9 1.9 0.8 4.1 1 1 0.3 1 2.5 0.5 9.5 5.1 5.2 1.6 1 2.2 2.1 1.6 含水 70.1 36 75.2 29.3 60 30 71 36 95.4 77.7 12.5 28 98 15.5 22.9 16 91.9 23 58.2 96.1 96 掺水 量 5.5 5.5 3.5 7.7 3.4 8.8 3.0 4.3 5.0 4.6 10.1 4.3 4.3 7.9 3.2 4.8 6.0 4.6 5.2 3.0 2.4 温度数据 井口出 液温度 36 39 31 48 31 24 26 30 32 32 30 39 30 42 30 48 31 37 32 33 25 回油 温度 32 35 30 45 27 22 26 28 30 30 24 37 29 41 25 48 30 36 31 32 25

- 15 -

22 23 24

赵安 4019 赵安 4020 赵安 4021 平均

118 309 170 363.7

54 68 54 58.1

27.2 37.8 8.8 15.5

9 13.1 4.2 4.2

66.9 65.4 52.1 72.9

3.8 3.4 3.4 4.9

36 37 33 33.8

36 36 32 32.0

统计该区块试验前生产情况(3 月份) ,具体数据见曲线 9 至 12:
20. 0 18. 0 16. 0 14. 0 12. 0 10. 0 8. 0 6. 0 4. 0 2. 0 0. 0 3月1日 3月6日 3月11日 3月16日 3月21日 3月26日 3月31日

图 9 泌 304 井区 2010 年 3 月份液量曲线

该区块 3 月份平均日产液从 12.8t/d,到 17.3t/d,平均日 产液为 14.6t/d。
6. 0 5. 0 4. 0 3. 0 2. 0 1. 0 0. 0 3月1日 3月6日 3月11日 3月16日 3月21日 3月26日 3月31日

图 10 泌 304 井区 2010 年 3 月份油量曲线

该区块 3 月份平均日产油从 4.3t/d,到 5.4 t/d,平均日产 油为 4.8t/d。

- 16 -

72. 0 70. 0 68. 0 66. 0 64. 0 62. 0 60. 0 58. 0 56. 0 3月1日 3月6日 3月11日 3月16日 3月21日 3月26日 3月31日

图 11 泌 304 井区 2010 年 3 月份含水曲线

该区块 3 月份平均含水从 62.57%,到 69.57%,平均含水为 67.05%。
0. 51 0. 51 0. 50 0. 50 0. 49 0. 49 0. 48 3月1日 3月6日 3月11日 3月16日 3月21日 3月26日 3月31日

图 12 泌 304 井区 2010 年 3 月份回压曲线

该区块 3 月份平均回压从 0.49MPa,到 0.51MPa,平均回压 为 0.50MPa。 (二) 、现场实施方案 1、加药方案 要求油井生产参数合理,泵况良好;加药前严格按热洗、清 蜡操作规程彻底洗井清蜡;冲洗地面输油管线中蜡和凝油等杂 物;站内加流动改进剂(2 倍理论加药量)进行管线药液挂壁, 24 小时后安装流量控制水嘴;使用地面掺水流程进行常温集输

- 17 -

3-5 天,并按回油温度≥安全回油温度、回油压力≤0.6MPa 的临 界值调整药剂溶液量,同时调整转油站总加药量;油井全部正常 集输后,井口关闭掺水流程改成加药流程,进行油套环空加药, 并根据回压和回油温度进一步调整药剂溶液量。 单井药量设计 单井理论日加药量由以下公式确定: M 药=M 油×500g/t 式中,M 药=单井日加药量,g; M 油=单井日产油量,t。 单井实际药量由公式 2 确定:
M 井= M 站 ? V井 V站

式中

M 井――单井日加药量,kg;

V 井――单井药剂溶液量,m3; M 站――转油站日加药量,kg; V 站――转油站日掺水量,m3; 现场实施要求:实际加药量≥理论加药量 2、单井药剂溶液量设计 对于日产液量<25t/d 井,要求药剂溶液与产出液混合后, 管输含水率≥60%,管输总液量≥5t/d。并按回油温度≥安全回 油温度、回油压力≤0.6MPa 的临界值调整药剂溶液量。 对于日产液量≥25 t/d 井,单井药剂溶液量按公式:
V井= M 井 ? V站 M站

式中

M 井――单井日加药量,kg;
- 18 -

V 井――单井药剂溶液量,m3; M 站――转油站日加药量,kg; V 站――转油站日掺水量,m3; 3、转油站系统加药量设计 初始加药量=中转站日输油量×500g/t×2,在油井正常集 输后,根据单井药剂溶液量修订全站日掺水量,最终达到井口实 际加药量大于理论加药量的要求。 (三) 、现场试验情况 泌 304 井区于 2010 年 4 月 2 日开始加药进行地面低温集输, 6 月 2 日-7 月 25 日各井开始陆续导入井下加药生产。 1、转油站加药量控制情况:
120 100

加药量(kg)

80 60 40 20 0 4月2日

时间(d)
5月2日 6月1日 7月1日 7月31日 8月30日 9月29日 10月29

图 13 泌 304 井区 2010 年 3-11 月份加药量曲线

初始加药量为 55kg,于 6 月 20 日调整加药浓度到 75 kg,9 月 29 日调整加药浓度到 100kg,通过调整各井水嘴,能够保证 单井药剂量达到理论要求。 2、转油站掺水量变化情况:
600 500

日掺水量(m 3)

400 300 200 100 0
3月1日 3月31日 4月30日 5月30日 6月29日 7月29日 8月28日 9月27日

时间(d)
10月27日

- 19 -

图 14 泌 304 井区 2010 年 3-11 月份掺水量曲线

南部陡坡带 3 月份平均掺水量为 492 m3/d,加入原油流动 改进剂后,平均掺水量下降到 4 月份的 86.4m3/d,目前稳定在 108 m3/d。 (四) 、单井加药浓度 全站日产油量为 133 吨,日加药量 100kg,日加药浓度为 752mg/L,由于该区块产量差距较大,最高产量为 17.2t/d,最 低产量为 0.2t/d,相差 86 倍,为满足高产井的加药浓度不低于 500mg/L,造成在部分低产井上药剂浓度偏高,需根据油井生产 情况进一步优化。 (五) 、试验井产量变化情况 统计该区块油井 3-8 月份生产情况,24 口油井中 11 口井未 参与统计。4 口井在 3、4 月份进行压裂,产量波动大;赵安泌 368 井 7 月 11 日-8 月 5 日不正常生产,两次作业,期间生产不 稳定;赵安 4017 井硼中子测井,7 月 13 日-8 月 31 日不正常生 产;安平 1 井 7 月 7 日作业后含水上升 70%到 90%;赵安 4005 井 螺转抽,生产数据发生较大变化;赵安 4021 井 4 月份作业后含 水上升较大,赵安 4009、泌 368 井由于搭接安平 9、安 2144 井 掺水管线,未能倒地下。分析可进行试验对比的 13 口井生产参 数变化情况:

- 20 -

图 15 泌 304 井区 2010 年 3-8 月份生产数据变化曲线

加入药剂后,日产液从 11.62t/d 上升到 12.21t/d,上升了 0.58t/d,基本稳定;日产油从 4.61t/d 下降到 4.54t/d,下降 0.07t/d,基本稳定; 含水从 60.35%上升到 62.82%, 上升了 2.47%, 基本稳定。月度变化情况见下表:
表 11 泌 304 井区 2010 年 3-8 月份生产数据统计表 日期 3 月份 4 月份 5 月份 6 月份 7 月份 8 月份 平均日产液量(t) 11.62 11.21 11.87 12.96 13.06 12.21 平均日产油量(t) 4.61 4.33 4.11 4.71 4.95 4.54 平均含水(%) 60.35 61.33 65.38 63.63 62.11 62.82

(六) 、脱水情况 南部陡坡带区块:产液量 310m ,其中油 75m ;安棚站:产液 量 4000m ,其中油 270m 。 1、安棚 8 号计量站原油脱水试验 油样(含少量游离水)脱水试验:含水 26%,温度 50℃。
表 12 安棚 8 号计量站脱水试验 破乳剂 2 8 加药量 (mg/L) 100 100 脱除水量(ml) 5分 0.2 0.1 30 分 0.3 1.0 60 分 0.5 3.0 90 分 0.9 8.0 120 分 1.0 10.0 脱水率(%) 120 分 7.7 77
3 3 3 3

- 21 -

10 12 空白

100 100

痕迹 0.1 痕迹

0.9 1.0 0.2

3.0 3.0 0.8

7.0 6.0 2.0

8.0 7.0 2.0

61.5 53.8 15.4

油样(含少量游离水)相加流动改进剂 500 mg/L 脱水试验: 含水 26%,温度 50℃。
表 13 安棚 8 号计量站加 1﹟流动剂脱水试验 破乳剂 2 8 10 12 空白 加药量 (mg/L) 100 100 100 100 脱除水量(ml) 5分 0.2 0.1 1.0 痕迹 0.7 30 分 3.0 4.0 2.0 2.0 3.5 60 分 5.0 7.0 4.0 6.0 7.0 90 分 8.0 10.0 8.0 10.0 10.0 120 分 10.0 11.0 11.0 12.0 11.0 脱水率(%) 120 分 77 85 85 92.3 85

试验结果比较,安棚 8 号计量站混油加 500 mg/L 流动改进剂 后脱水效果较好。 2、南部陡坡带流动改进剂试验 南部陡坡带区块:产液量 310m ,其中油 75m 。 模拟含水 75%混合样加流动改进剂 500mg/L,脱水试验,安棚 现用破乳剂 12 号。
表 14 南部陡坡带 1﹟流动改进剂脱水试验 破乳剂 (mg/L) 0.0 100 100 500 流动剂 (mg/L) 脱除水量(ml) 30 分 1.0 3.0 3.5
3 3 3

脱水率(%) 90 分 3.5 8.5 11 39.0 94.4 100

60 分 3.0 7.5 9.5
3

安棚站:产液量 4000m ,其中油 270m
3

南部陡坡带区块将来加流动改进剂的液量每天约为 310m , 安 棚站处理液量 4000m , 同比将来安棚站处理液量含流动改进剂为 50mg/L。 模拟含水 80%,流动改进剂 50mg/L,脱水试验 12 号破乳剂。
表 15 安棚站脱水试验

3

- 22 -

破乳剂 (mg/L) 0.0 100 100

流动剂 (mg/L)

脱除水量(ml) 30 分 0.0 2.5 60 分 水在中下 4.5 7 90 分 水在中下 6 9

脱水率 (%) 92.3 94.7

50

4

注:1、不加流动改进剂油样含水 13%;2、加流动改进剂油样含水 19%

南部陡坡带原油加流动改进剂 500mg/L 对脱水效果有较好改 善,平均脱水效率提高 40%以上。 南部陡坡带产出液(含水 75%)加流动改进剂 500mg/L 对脱 水效果有较好改善。 根据生产实际,南部陡坡带到安棚站的产出液不到安棚站处 理量的 10%,南部陡坡带区块有较大的可调加剂范围,均不影响 整个安棚站的原油脱水和污水处理。加入原油流动改进剂后,安 棚联合站生产数据对比见表 16。可以看出,实验前后对比,两 项指标均保持稳定。
表 16 安棚联合站脱水指标对比表
指 年



脱出污水含油,mg/L 184 178

脱出原油含水,‰ 3.51 3.42

2009 年 2010 年

脱出污水含油厂规定指标:安棚 600 mg/L,脱出原油含水 厂规定指标:安棚 4‰。 (七) 、现场试验效果 1、免清蜡效果明显 措施井平均免清蜡周期达 1 年。累计减少热洗车洗井 87 井 次,累计减少热洗影响油量达 696t。 2、地面常温输送效果良好 应用本技术的油井到计量间的管线距离由 50m 到 1680m 不 等,回油管线直径为 54mm、68mm。单井回油管线停止掺水后,
- 23 -

措施井平均回油温度由 32.2℃下降到 28.1℃,平均单井回油压 力由 0.6MPa 下降到 0.55MPa,冬季实现安全生产。 3、节电、节气效果明显 免清蜡技术单井掺水量由原来的 24m /d 左右下降为 3-6m /d 之间,水量仅为原来的 16.6%左右,两座计转站由原来使用 2 台 掺水泵,减少为 1 台掺水泵,节约了大量的电、天然气能源。节 约掺水泵耗电 48753kwh,节电率 30.2%;转油站集输自耗气下降 36.03×103m ,下降幅度 61.34%。
表 17 免请蜡低温输送能耗变化表 类别 2009 年 4-2010 年 4 月 2010 年 4-2011 年 4 月 差值 降幅 累计耗电(kwh) 161621 112868 48753 30.2% 累计耗气(×10 m ) 58.73 22.70 36.03 61.34%
3 3

3

3

3

四、经济效益 全年节电 4.88 万 kW.h;节气 36.03 万立方米 折合标准煤:4.88 万 kWh×1.229+36.03×13=474.39 吨 节电节气:36.03 万立方米×13070+4.88×8060=51.02 万元 减少清防蜡剂用量 11.53 吨,费用 11.53t×8670 元/ t=10 万元 全年减少洗井 87 井次,减少洗井占产 696 吨 减少洗井费用 87 井次×1500 元/井次=13.05 万元 减少占产 696 吨×1870 元/吨=130.15 万元 年创造效益:51.02 万元+10 万元+13.05 万元+130.15 万元 =204.22 万元 五、结论

- 24 -

针对河南油田南部陡坡带泌 304 井区、 东庄油田高含蜡、 高 凝固点稠油特性开展了原油流动改进剂适应性研究, 研制出了具 有良好减阻降粘效果的药剂配方; 开展了南部陡坡带冬季掺水加 药最低浓度、最低流量界限优化研究,研究了不同温度和不同原 油流动性改进剂浓度条件下原油粘度和凝油粘壁量的变化规律。 为南部陡坡带泌 304 井区冬季低温集输提供了理论依据; 设计出 在不同井况条件下保持流动改进剂有效浓度的加药方法。 并设计 出与之配套的地面加药工艺流程和井下工艺技术, 最终形成一套 适合于南部陡坡带泌 304 井区、东庄油田高含蜡、高凝原油举升 和集输的技术。 参考文献
[1] 王国成等. 流动改进剂对抽油机井内含水原油流动规律影响的 研究[J]. 河南石油,2005, (6). [2] 姚宝春等. 原油流动改进剂 DODE-5 的应用[J]. 辽宁化工, 2010, (10). [3] 刘炳康等. 高凝固点普通稠油流动性改进剂研究及性能评价[J]. 内蒙古石油化工,2005, (9).

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