萨南油田电热管集油工艺.pdf

第、33卷第3(2014.03)〈试研完
萨南油田电热管集油工艺
杨树人刘璐孙立全
1东北石油大学石油工程学院2大庆钴探工程公司钻井二公司
摘要:老区油田聚合物驱中应用单井电热管集油エ艺虽然エ程投资有一定幅度的降低,但
是其运行费用及生产成本较高,投资及10年运行费用现值相对较大;日后维护管理工程量较
大,难度较高,而且产品质量存在的问题较多。为此,结合南三区东部产能建设工程中20口油
井采用的电热管集油エ艺,提出以下改进措施:掌握电热管集油工艺的运行规律,加强日常管
理,降低生产运行成本;改进井ロ保温防蜡技术,削弱井ロ结蜡程度;加强地面工程与地下开
发、采油工程协调配合力度,地下、地面一体化攻关,优化系统运行
关键词:电热管集油;适应性;投资;改进措施
doi:10.3969j.issn.1006-6896.2014.3.013
简化的地面集油工艺对于降低投资能起到积极产。计量站部分单井投产后即出现井口回压高(最
作用,因此两就近、串联流程、环状流程等简化工高达6MPa)、油井盘根跑油、泵头机封憨坏等问
艺得到广泛应用,电热管集油工艺也在外围油田、题,造成油井停产。对问题油井的井口组合阀拆开
呼伦贝尔及萨北油田得到成功应用,应用总井数达清理,用热洗车冲洗集油管道,井口回压恢复正
到1600多口。这些油井应用电热管集油丁艺后,常;但2~3天后又出现回压高等问题而不能正常生
不仅简化了集油「と,降低了产能投资,而且减少产;4月底气温回升,停产油井陆续恢复生产。因
了站内设备规模及站外集油管道长度。结合南三区井口回乐过高停机关井的3口油井在4月底才恢复
东部产能建设工程中20?油井采用的电热管集油生产,期间影响产油量66,还有个别油井井口
工艺,评价其在聚驱油井应用的适应性。
回压超过2MPa,也影响产油量。
1工艺应用
在集油工艺运行过程中,该计量站的井口电加
萨南油田电热管集油工艺的应用
热器全部失效或损坏,无法正常工作。由于此时进
结合南一区东部聚合物驱产能建设工程,在聚入夏季,温度回升,油井均能续生产,但油井井
南3-9转油放水站P391计量站的20口采出井开展口回压依然较高,基本维持在0.8~1.34MPa,单井
电热管集油工艺试验研究。油井井口设置电加热产液量7652td,产油量3.5td。
器,为井口原油提供初始输送温度,将油井产液从
是投产初期,中计集油管道运行困难。该计
井口出油温度升至设计要求的输送温度;电热保温量站中计管道在设计时仅有集油管道1条,无掺水
管道保证原油输送过程中的恒定温度,补偿管道沿管道。2月份投产时中计集油管道的热场难以建
线散热损失,确保原油平稳流动;温控装置为电热立,无法满足集输要求。为了确保该计量站能够安
保温管道进行温度监测和控制。
全投产,临时从临近B20804计量站接摻水来保证
1.2电热管集油工艺运行
中计集油管道正常运行。在管道完全正常运行之
从聚南3-9转油放水站单井生产数据可以看后,4月份将临时掺水流程切断。
出,聚南3-9转油放水站采用电热管集油工艺的
油井平均日产液量、日产油量、集油半径等均略高2工艺适应性分析
于双管掺水工艺的油井,但是其井口回压比双管掺2.1投资及运行费用
水集油工艺高出71.83%。分析认为,采用电热管
1)以聚南39转油放水站93口油井全部采
集油工艺的油井集油管道水力、热力条件较双管掺用电热管集油工艺或双管掺水集油工艺为基础,对
水工艺差,管道沿线温降和压降较大,导致油井井两种集油工艺中转油站及站外集油系统工程的地面
口回压偏高。
工程投资费用和运行费用的差异进行对比分析。当
1.3存在的问题及解决措施
单井集油系统采用电热管集油工艺时,站外集输管
是单井井口回乐普遍偏高,影响油井正常生道减少82.78km,节省管道75.75%;地面工程投资
油气出に程(http://www.yatdmgc.com
第33卷第3則(2014.03)〈试验研究)〉
减少了1411万元,单井地面投资从96.62万元降为
(2)热洗方式影响因素较多,存在一定局限
81.45万元,降幅达到15.7%。因此从工程投资角性。采用电热管集油工艺后,单井热洗方式必须采
度看,在取消掺水管道后,采用电热管集油工艺不取活动热洗车。由于目前进井通道均为土路,在雨
仅简化了集油系统,缩小了建站规模和占地面积,季时,道路受雨水浸泡冲刷较为泥泞,热洗车无法
减少了站内的工艺设备及站外的集输管道数量,而进入,势必影响热洗周期;另外,由于热洗车为厂
且有效地降低了产能建设投资。
内统一调配,需专门对其进行管理、调度,受油井
(2)运行费用对比。当聚南39转汕放水站热洗周期影响,极易出现油井扎堆热洗现象,管理
集油系统采用单井电热管集油工艺时,聚驱阶段年难度较大,影响油井热洗效果。
运行费用较双管掺水集油工艺多416万元,单井年
运行费用多447万テ元,;水驱阶段年运行费用较双管3改进措施
掺水集油工艺多255万元,单井年运行费用多2.74
从以上分析可以看出,在老区油田聚合物驱中
万元。由于该集油工艺热量均靠电能提供,单井运应用单井电热管集油工艺虽然工程投资有一定幅度
行电能消耗较大;另外,采用电热管集油工艺后
的降低,但是其运行费用及生产成本较高,投资及
油井热洗方式由传统的固定热洗改为活动热洗,洗10年运行费用现值相对较大;日后维护管理工程
井费用较高
量较大,难度较高,而且产品质量存在的问题较
(3)投贷和10年运行费用现值对比。表1为电多,应对其继续做进一步的考察。现提出以下改进
热管集油与双管掺水集油工艺投资和10年运行费措施及建议
(1)掌握电热管集油工艺的运行规律,加强日
艺投资和10年运行费用现值较双管接水集油工艺常管理,降低生产运行成本。由于电热管集油工艺
多939万元,主要由于其年运行费用较高。
中油井产液的温升热量主要来源于电能转化的热
表1集油工艺投资和10年运行费用现值对比
能,因此如何降低电能消耗对于降低成本起着举足
集油方式差值
轻重的作用。在夏季,由于安装在井口的电加热器
电热管集油工艺流程双管水流(电热管双管大部分失效或出现故障,电加热器无法正常运行,
投资费用
8986
但只有个别油井的回压较高,这就说明在气温较高
运行费用
512
96
时,可以根据单井的产液、产油量等生产数据适当
投资及10年
地关闭井口电加热器,从而减少电能消耗。因此应
运行费用现值
10468
9529
该积极开展电热管集油工艺集油压降、温降变化规
2.2日常维修管理
律研究,确定井口回压与采出液性质、集输温度、
)电热管道及配套电气设备管理难度较大,
管径、输送距离等参数间的关系,探索和掌握井口
维修贵用较高。截至2008年底萨南油田已投产油
水井9701ロ,其中水井3659口,油井6042ロ,
不加热的单井集油运行管理方法,降低运行成本。
2)改进井口保温防蜡技术,削弱井凵结蜡程
井网密度53.05?/平方公里,区域内管道纵横交
度。传统的掺水流程中,对油井采出液掺高温水可
错。在地面工程建设中,单井集油管道难免因外力
以有效防止井口结蜡。对于电热管集油工