热洗工艺范文

热洗工艺范文（精选7篇）

热洗工艺 第1篇

石油是多种碳氢化合物的混合物。原油中的蜡是指那些碳数比较高的正构烷烃, 通常把C16H34~C63H128的正构烷烃称为蜡, 纯净的石蜡是略带透明的白色无味晶体[1]。

蜡在地层条件下通常以液体状态存在。然而在开采过程中, 随着温度和压力下降以及轻质组分不断逸出, 原油溶蜡能力降低, 蜡开始结晶、析出、聚集, 这种过程叫做结蜡。

在油井采油过程中, 随着蜡不断析出并沉积在深井泵凡尔、抽油杆和管壁上, 会导致深井泵凡尔漏失, 泵效下降[3]。随着聚集数量不断增多, 油管内流动阻力越来越大, 直接影响了油井的产量, 严重时还会导致泵卡死或抽油杆被拔断事故。

随着油田开发后期, 地层压力不断的下降, 油井结蜡情况越来越复杂, 如何清蜡使油井尽快恢复生产已经成为油井管理中的重要问题。

2 热洗施工工艺

目前, 各采油厂采用了多种机械和工艺措施来做这项工作[3], 如井下管柱一定位置加装强磁防蜡器, 利用自动清蜡机清蜡, 日常油井管理中定期加注防蜡剂等, 在结蜡轻微的阶段起到了防的效果, 但一旦结蜡较严重时就无能为力了。目前工艺方面采用的热洗方式是通过注入到井内的热水循环, 利用加温熔化凝结在管壁、管杆、泵凡尔等位置上的蜡, 再被携出油井的过程。实践证明, 对油井周期性热洗进行清蜡是一种操作方便、成本低的油井热洗清蜡的方法。由于实行不压井作业, 抽油井无恢复期或恢复期很短, 能将对油井地层的污染降低至最低。

3 热洗工艺过程分析

热洗施工时[2], 由泵车将约100℃~120℃的热水经套管阀门泵入油套环形空间, 到达抽油泵, 再由油管通道返回到地面管网完成循环过程[5]。油套环空中的热水同时给套管和油管加温, 另一方面还与采油液体混合提高其温度, 热水在油井内流动一定时间后, 井内各点温度逐步趋于稳定, 通过不断熔化的蜡随热水带出, 而实现清蜡过程。

在热洗过程中, 洗井热水从进入油套环空至泵吸入口, 是一个降温的过程, 而在油管中, 从泵吸入口到井口是一个升温的过程, 尤其在300m以上井段, 环空中的洗井液对油管中的液体加温幅度增大, 致使井口回油温度升高到60℃以上, 造成一种假象, 实际在300m以下的井段, 热洗的温度并未达到溶蜡所需的60℃。无论在油套环空或油管内返回的热洗水到达一定深度以后, 其温度就低于蜡的熔化温度;当深度进一步增加时, 热洗水的温度甚至低于该处的地层温度。在热洗过程中, 实际的温度测量证实了这一点。显然, 这样的热洗水温度分布在油井下部是不能达到清蜡效果的, 还有可能将上部熔化的蜡带到下部重新析出, 造成更加严重的蜡堵事故。通过热洗以后, 对多井次的油井内起出的油管进行实际的观察证明了这个结论。

因此影响清蜡效果的最重要因素就是热洗介质在整个井筒内的温度分布[5]。显然为保证清蜡的良好效果, 必须使热洗水在整个油井内各点的温度高于蜡熔化温度。只有达到这个条件, 蜡才可能不断地被逐渐熔化, 因此为了保证取得良好的清蜡效果, 热洗介质在井内各点的温度均应高于蜡的熔化温度, 并且两者之间温差越大, 热洗效果越好。

此外, 室内模拟实验结果表明, 抽油机井结蜡位置所在原油的析蜡点也约为35℃左右, 对应的深度为500m~600m, 原油中的蜡主要析出并粘附在600m以上的井段。从现场施工后的结果看出, 洗井作用的发挥, 在300m以上的井段, 是靠洗井液的溶蜡和冲刷作用, 而在300m以下的井段, 主要是靠洗井液的冲刷来实现对杆管壁上的蜡进行清理。由于热交换的速率较快, 洗井液的温度快速降低接近原井井温, 当洗井液进入环空到200m~300m的深度, 温度迅速下降, 随着深度的进一步加深, 温度下降的速率减小, 300m以下井段, 若要达到溶蜡所需的温度, 将需要较长的时间和一定的排量才可以。

4 现场热洗施工的建议

(1) 合理制订好热洗周期, 施工设计尽量简化, 方便操作, 但当油井结蜡严重, 或热洗周期太短, 则要考虑多种方式同时施工, 如针对300m以下井段结的蜡由于热洗液温度较低, 不能达到熔蜡目的[4], 在施工中加入清蜡剂可弥补这一不足。

(2) 要控制热洗温度, 刚开始洗井时温度不能过高, 如果过高的话蜡不会融化, 只会成块状随井液一起流动, 当聚集较多时, 就会卡死。因此热洗施工中刚开始要以低排量、低温 (参考液量、不低于油温) 方式运行, 然后逐步加温 (加到100℃~120℃) 、加排量, 最终到进出口温度排量一致, 有条件的话尽量延长热洗时间。

(3) 热洗井要避免地层蜡堵事故的发生[4], 热洗施工过程中, 当为了充分利用传热效率使洗井液排量过大时, 液柱压力往往大于井壁附近的地层压力, 因而使热洗介质进入地层, 造成倒灌, 易发生堵塞地层现象, 因此适时调整排量, 提升热洗温度是关键, 过早造成浪费影响产量, 晚了不易清除蜡质, 造成地层堵塞。

(4) 结蜡轻微的油井施工中, 大排量、快速升温都没问题;而对于结蜡严重的油井来说, 热洗施工时, 应逐渐升温慢溶解, 保持通道畅通, 带出油流中溶解的蜡;如果升温过快, 易造成蜡以成块、片方式脱落, 很容易形成油井深部堵塞、卡泵等事故。

(5) 对于含水低、油稠的油井, 热洗施工前要先将地面管线扫一下, 防止蜡块洗出后堵地面管线。当水把油替出了的时候, 泵压是上升的, 因此在洗井后期要加大排量, 将油井内及地面管线内彻底洗干净。

摘要：通过对抽油机井热洗工艺的理论分析和工作实践总结, 认为在目前生产及工况下, 热洗在很大程度上缓解了油井结蜡的影响, 不失为行之有效的清蜡手段。本文在热洗周期及热洗工艺参数方面提出了一些建议。

关键词：危害,清蜡,温度分布,热洗周期,热洗参数

参考文献

[1]万仁溥.采油技术手册, 上下册[M].石油工业出版社, 2005.

[2]张琪.采油工程原理与设计[M].中国石油大学出版社, 2000.

[3]邹艳霞.采油工艺技术[M].石油工业出版社, 2006.

[4]石克禄.采油井、注入井生产问题百例分析[M].石油工业出版社, 2005.

热洗工艺 第2篇

本文结合南堡油田气举井结构特点, 提出投球热洗清蜡工艺方案, 对常规热洗清蜡工艺进行改进, 并通过现场试验对该方法进行探究, 对实验效果进行总结评价。

1 投球热洗清蜡工艺思路

1.1 南堡油田气举井结蜡规律分析

井温是控制结蜡的重要参数, 通过测定分析不同产液量气举井的井温-井深曲线及原油含蜡相关物性参数, 可得出以下结论:

第一, 油管温度总体上随着井深的而增加 (0~100m井温下降由地表日照等因素引起) , 油管内结蜡最严重处位于井温最低点附近, 如图1所示;

第二, 根据该区块原油物性, 开始析蜡点主要分布在井深1000m以上, 如表1所示;

第三, 产液量较高的井井温较高。这是因为油井产量越高, 其在井筒中流动的速度越快, 停留的时间越短, 从地层携带的热量损失较少, 因而温度较高, 清蜡周期较长。

1.2 清蜡工艺现状

1.2.1 机械清蜡

机械清蜡采用直径径小于油管内径的刮蜡器, 在结蜡井段油管内通过上下往复运动, 清理把附着于油管内壁的蜡质。刮蜡器下行依靠铅锤的重力, 上行依靠地面牵引, 如此反复刮削油管内壁, 达到清蜡的目的。

1.2.2 热洗熔蜡

热洗熔蜡, 即向油管正挤一定量热水, 关井融蜡10~20min后开井返排热洗液与蜡质混合物的方式进行融蜡清蜡。此种清蜡方式用于配合结蜡严重的气举井完成机械清蜡, 维护机械清蜡的正常进行。

1.2.3 存在问题

1) 排蜡效率问题

机械清蜡对油管内壁进行刮削, 使沉积管壁的蜡质脱落, 但并不能全部将其带出井筒, 未带出井筒的蜡质可能再次粘附于油管, 或掉落至井筒深处后溶于原油, 并在举升过程中再次析出沉积;热水焖井融蜡由于操作时间较长, 熔化后的蜡可能因为冷却再次凝结附着于管壁, 同样存在排蜡效果较差的问题。

2) 储层污染问题

采用热洗清蜡时, 对于地层能量较差、产液量较少的井, 热洗液可能发生漏失, 进入地层, 对储层造成污染。

1.3 投球热洗清蜡方案

1.3.1 原理

该平台气举井采用上部27/8in油管 (内径62m m) +下部23/8in油管 (内径50.64mm) 的组合油管生产方式, 变径位于井深800m~1000m处 (一级气举工作筒位于800m~900m) 。若采用直径在50.64mm~62mm之间的硬质高分子材料球投入油管, 再从油管挤入一定量热水, 则可以使球座封于油管变径处对热水进行封堵, 从而减少入井热水液量, 避免热洗液污染地层, 提高排蜡效率。

投球热洗分为两个阶段。投球正挤阶段:停止注气, 通过清蜡闸门投球, 热洗泵车正挤90℃热水入油管, 热水携带球座封与变径处。返排阶段:打开注气闸门注气, 恢复生产流程, 利用注入气和产出液的压力作用将投球及融化蜡质举升至井口。

1.3.2 设备及工具

1) 清蜡投球。综合考虑球在井筒内承压、尺寸及球体密度等参数, 选择承压12MPa, 直径54~56mm, 密度1.2g/cm3的实心高分子聚合物投球。球体设计3mm直径中心孔, 作为一条热水通道, 防止球在油管内混合蜡质发生卡堵。2) 捕球器。捕球器的主要作用为:当球返排到达采油树时, 承受球高速运动带来的撞击, 防止球撞击损坏采油树内闸、阀等设备, 收纳并方便球被取出。原理3, 捕球器本体中部有环状内凸缩径, 缩径处内径小于球径, 故球在此处被截获。捕球器上部安装压力表, 下部为取球孔, 关闭捕球器两侧闸门, 可从取球孔取出清蜡球。捕球器为钢制锻件, 与采油树通过法兰连接, 钢圈密封, 承压35MPa。

2 现场试验及效果评价

2.1 投球热洗清蜡实验

2.1.1 投球

实验选取清蜡周期为1天的气举井, 该井产液量低, 结蜡情况较为严重。关井口所有闸门, 打开防喷管顶部丝堵, 投入Φ54mm聚四氟乙烯球 (带Φ3mm孔) , 上紧丝堵。通过清蜡闸门与生产闸门的开馆配合使小球落入油管。

2.1.2 热洗并送球坐封

连接热洗泵车, 管线试压合格后, 油管正打热水, 选用泵车最低排量, 约80L/min, 泵送压力5Mpa。泵车出口水温90℃, 采油树小四通外部温度80℃。正打热水30min后, 入井热水体积约2.5m3, 已达到设计水量, 停止热洗, 关井融蜡5min, 倒回生产流程, 准备返排。

2.1.3 返排

恢复注气生产流程, 缓慢打开生产闸门, 开始计时排液。油压波动, 呈缓慢下降趋势, 回压升高, 可明显感觉到气液进入流程声音。排液5min, 出现不规律的小球撞击油管声音, 听到井口捕球器内撞击声后, 井口无出气出液声音, 判断小球已到达井口。打开捕球器上部堵头后, 发现捕球器内腔被蜡质填满, 球包裹于蜡质中。

2.2 效果评价

投球热洗清蜡实验前, 本井油压1.2MPa, 周平均产液量3.2m3/d, 不含水。试验结束恢复正常生产后, 油压1.4MPa, 较实验前高0.2MPa, 周平均产液量4.5m3/d, 较实验前增加40.63%, 增油1.3m3/d, 不含水。

3 结论及下步思路

3.1 结论

1) 实验的顺利完成验证了针对该工艺可行性的各项理论分析, 即通过增加投球封堵进行热洗清蜡的工艺在现场是可行的。2) 常规热洗需排液、排蜡数小时, 本次实验中球从800m深度到达地面需要5m in, 开井返排时球平均上行速度2.67m/s, 大幅度缩短了恢复生产时间。3) 投球热洗后, 小球仍携带出大量蜡质, 并且在投球热洗清蜡后, 油压有所上升。据此推断, 气举井常规热洗清蜡可改善井筒结蜡堵塞, 使得机械清蜡方便操作, 但并不能充分的将蜡质排出油管。

3.2 下步思路

目前的现场试验仅初步探究了该清蜡工艺的可操作性和优势所在, 仍需进一步从现场可操作性、工艺稳定靠性、对管柱的影响及安全环保等方面出发开展工艺整体优化工作。

摘要：气举井结蜡现象普遍存在, 本文从南堡油田结蜡规律出发, 针对目前应用的清蜡方式存在的清蜡周期短、存在油层污染风险等问题, 并结合该油田气举井半闭式生产管柱结构特点, 提出了投球热洗清蜡的思路。制定该项清蜡工艺实验方案, 设计了捕球装置, 通过现场实验对该清蜡方法进行了研究。

三元油井免热洗效果跟踪 第3篇

截止到8月底, 三元油井已通过作业发现结垢井45口, 99井次 (不包括预测结垢井) , 由于三元复合驱大部分井已出现结垢现象, 为缓解油井热洗时清蜡与结垢之间的矛盾, 需合理确定三元油井的热洗周期, 尽量减少热洗次数, 减缓结垢速度, 降低井下故障率。

一矿2009年将新增三元油井236口, 总数达379口, 由于三元常规热洗参数很难达到要求 (井多、加热炉少) , 三元油井的清蜡方式以高压热洗为主, 为缓解“井多、车少”这一矛盾, 从2009年3月开始对三元油井实施免热洗实验, 在跟踪整体效果的同时, 选取部分抽油机井进行长期跟踪, 并及时对各项参数及功图的变化情况进行分析, 为三元油井热洗周期的合理确定, 提供依据。

2 实验选井

随机选取不同生产状况的10口井进行跟踪。 (见表1)

3 效果跟踪

3.1 整体效果

一是从3月实行三元油井免热洗后, 三元抽油机检泵74口, 无蜡卡及结蜡严重井。

二是102口三元抽油机井中, 有50口井免洗后一直未作业, 平均免修期达到207天。

三是三元螺杆泵井从5月份开始重新编排热洗周期

三元螺杆泵井从3月取消热洗后, 截止到4月末, 出现3口作业井发现结蜡严重, 1-3-P48免洗期190天, 1-32-P34免洗期75天, 1-40-P48免洗期80天。从5月开始恢复三元螺杆泵井的热洗, 恢复后杆断井数明显降低。

3.2 单井跟踪

由表2统计得出10口井平均免洗期已达181天, 最长的295天, 虽然有6口井先后作业, 但无因结蜡原因而上作业井。下面对免洗期较长的4口井详细分析。

表3, 最后一次热洗日期为2008年12月19日, 7月11日垢卡检泵, 其间产量、沉没度、载荷等参数基本无变化, 功图无蜡影响迹象, 免洗期200天。目前功图垢影响。

表4, 1-4-SP48井调参至今产量虽变化不大, 但从5月开始电流与载荷均为上升趋势, 免洗期180天。从功图看有结蜡迹象, 但从离子浓度变化来看, 该井已到结垢期。

表5, 从2月份开始见表活剂, HCO3-有下降趋势, CO32-上升, 钙镁离子含量下降, PH值上升, 已经达到9以上, 分析该井进入结垢期。

表6, 2月到5月产量及各项参数基本无变化, 沉没度正常波动, 5月到8月产量、沉没度、聚合物浓度逐渐下降, 功图供液不足日趋严重。功图无明显蜡影响, 8月压裂发现杆、管、泵结垢严重, 无蜡。

表7, 产液量、电流的变化趋势与聚合物变化趋势吻合, 含水逐渐下降, 调大参导致载荷增加, 功图无蜡影响。免洗期295天。

表8, 各项参数基本无明显变化, 功图无蜡影响迹象, 由于供液不足导致近期产量下降, 免洗期270天。

4 结论

4.1 以目前跟踪效果来看, 三元抽油机井平均热洗周期可延长至180天以上。

4.2 从现场监督和杆断井数看, 三元螺杆泵井免热洗效果差, 结蜡速度快, 下步从螺杆泵单井热洗效果入手, 分析洗井前、后的各项参数变化, 为三元螺杆泵免洗的不可实行性提供更有力的依据。

4.3 三元抽油机井目前免修期仅有330天, 作业清蜡频繁, 高作业率也是三元抽油机井免热洗可以顺利实行的重要因素。

4.4 所选实验井未必是见表活剂或见碱的井, 但都见聚合物, 因此下步准备选取部分聚驱井实施免热洗实验。

参考文献

应用分析卡提高热洗质量 第4篇

1热洗清蜡问题分析

1.1热洗周期和排量确定难

我们目前采用热洗周期的理论标准是用“1.12”倍电流法来确定的。抽油机的生产电流的变化是多方面的, 包扩产量变化、井下工具变化、地面设备状况等多种因素综合作用的结果, 很难确定是何种因素造成的。因此用电流法来确定热洗周期存在一定的局限性。

热洗排量是抽油机井热洗清蜡的重要的热洗参数。热洗用量关系到一口井的洗井质量, 关系到洗井时是否会出现卡井现象。由于各井的生产状况不同, 仅凭经验确定往往人为因素造成洗井效果不理想。

1.2洗井档案缺乏系统性

生产技术人员在洗井前、洗井过程中、洗井后都要收集大量的数据:洗井前的油井产量、负荷、电流等数值;洗井中的油套压、排量的变化等;洗井后的产量、电流、含水的恢复情况等。由于分数据很多, 记录零散混乱, 没有形成完整的数据链条, 不利于通过洗井历史进行分析评价和下一步清蜡热洗方案的确定。

2分析卡的制作方法

油井的清防蜡工作, 是关系到油井稳产的重要一环。我们从实践应用中出发, 为每口油井建立了“热洗分析卡”, 通过洗井的全过程跟踪, 优化油井热洗工艺、优化单井的清防蜡措施, 从而强化油井清防蜡的管理。

热洗分析卡包含了洗井前生产情况、热洗过程中油井返液, 排蜡等记录、洗井后跟踪评价及下步措施等四个部分内容。即第一部分确定热洗方案, 第二部分分析油井含蜡量, 验证方案执行情况, 第三部分评价洗井效果, 第四部分调整实施。

我们对单井热洗建立分析卡, 把每口油井的热洗分析卡归类建档。通过这些历史数据的收集, 我们利用对比分析的方法, 优化洗井周期和用量, 确定个性化的洗井方案, 固化洗井后跟踪分析。

3应用分析卡优化洗井方案

通过分析卡上的洗前生产情况五项参数确定洗井周期:产液量下降10%以上;上电流上升1.12倍以上;沉没度上升100m以上;上载荷上升5%以上;下载荷下降3%以下。如果有任意上述三项指标超过标准, 就可确定这次热洗日期。

在现场监督洗井过程中实时井口取样, 看有没有蜡继续排出。详细记录油井压力的变化, 通过压力反映洗井排量的变化, 通过每一次洗井过程中压力记录, 对比分析合适的排量。 洗井完成后, 通过热洗分析卡, 进行洗井情况对比分析, 看产量恢复快慢, 电流下降程度, 功图变化对比等, 验证热洗前制定的方案是否有效指导热洗过程, 通过热洗后措施效果评价验证热洗前制定的方案是否合理, 对不合理的参数, 进一步调整, 最终实现PDCA闭环管理。同时在对每一口井洗井过程记录后, 对不同井洗井过程中出现的问题进行总结, 归纳出每一口井的结蜡特点, 针对每口井制定不同的洗井工艺, 做到一井一策。

4应用分析卡动态调整清防蜡方式

应用分析卡对不适合热洗的油井调整清防蜡方式。针对洗井中不返液或需要入井液2~3车才能返液, 以及洗井频次高影响产量的油井。清防蜡方式调整为电加热, 减少入井流体液量。针对对洗井后排液周期在15天以上的油井, 清防蜡方式转换为化学清防蜡。

5应用分析卡保证措施效果评价的连续性

热洗分析卡的建立, 为油井分析提供了可靠的、连续的单井热洗数据。应用热洗分析卡把油井按照区块、层位分类, 对不同井不同生产时期的油井结蜡情况进行汇总, 掌握区块、开采层位的出蜡情况, 能为其他油井生产措施后的清防蜡管理提供指导意见, 避免了洗井的盲目性。

6结语

应用分析卡对清防蜡井进行有效管理, 有效的控制了入井流体的用量, 达到了监测抽油机井洗井质量的目的, 油井洗井周期、用量趋向合理。油井的清防蜡方式做到了动态的调节, 清防蜡结构更加合理。

参考文献

[1]陶延令·采油技术问答汇编·北京:石油工业出版社, 1998.

螺杆泵井热洗效果分析 第5篇

1 螺杆泵井热洗效果

1.1 热洗工艺原理

大庆油田杏一至杏三区西部主要采用的热洗清防蜡方式为热洗泵洗井。热洗时，高温的热洗介质经套管放空阀进入油套环形空间，到达井下泵吸入口后，在热洗介质的压力和螺杆泵的举升作用下，经过油管返回到地面。热洗介质向下流动过程中，通过油套环空将热量传给地层及油管内的液体，热洗达到一定时间后，沿井筒某一深度的径向散热趋于稳定，此时，油套环空中的热洗介质一方面将热量传递给套管内壁，再从套管内壁传递给套管外壁及地层;另一方面将热量传递给油管，再将热量传递给油管内的液体。

由于地温由地心至地表呈线形降低，为了保证清蜡效果，热洗介质在井内各点的温度均应高于蜡的熔化温度，并且两者之差越大，化蜡效果越好。计算结果表明，热洗介质在井内的温度分布不一定满足这个条件，对于一些低液面井，洗井液在驱替环空中液体时，热量损失较大，井底温度上升较慢，达不到化蜡温度，主要是靠洗井液冲刷来实现对杆管壁上的蜡进行清理[1]。而在保证热洗排量的情况下，杏一至杏三区西部普遍采用调高螺杆泵井转速的方法实现大排量排蜡，理论上，热洗时螺杆泵井转速越高、理排越大，排蜡越快、热洗效果越好，且对地层的污染越小。

1.2 螺杆泵井热洗化蜡

通过黏度试验得出水驱化蜡温度为35℃。采用YL-130型井温测试仪进行井下温度测试，分析得知：油管中的结蜡深度在0～520 m，在520 m到600 m之间油管柱的内外温差最大仅为1.8℃，洗井液的化蜡温度到达600 m时，可以实现油管柱内的清蜡[2]，见图1。

在罐车水温50℃时，热洗车锅炉在大火的情况下，逐次提高洗井排量，使出口温度分别控制在120℃、90℃、80℃、70℃时，测得井温数据。分析得知：在热洗车机体不产生高温的情况下，热洗车排量控制在15 m3/h，出口温度70～80℃，洗井水量15 m3以上，可以满足井下清蜡要求，而且节能，见图2、表1。

注：洗井时间为54 min，洗井排量为16 m3/h，泵出口压力5～8 MPa，罐车水温度48℃。

1.3 螺杆泵井热洗排蜡

热洗温度、排量和洗井时间确定后，热洗效果的好坏主要取决于排蜡效果。理论上，螺杆泵理排越大，排蜡效果越好。下面从决定排蜡时间的体积、排量入手，计算不同泵型螺杆泵井在不同转速下的排蜡时间。

1.3.1 体积计算

为了保证螺杆泵井的热洗效果，在套管灌满洗井液后必须再完成一个驱替，那么，排蜡体积V可以计算为套管灌满体积Vg与油套环空体积Vh之和[2]，为防止螺杆泵井液面抽空，结合井筒中的结蜡深度，确定排蜡深度为(h泵-100)m，即：

式中：

D套套管直径，mm;

D油油管直径，mm;

h液油井液面深度，m;

h泵泵深，m。

根据杏北油田不同排量螺杆泵井的平均动液面和泵深，计算出的排蜡体积见表2。

1.3.2 排量计算

热洗初期，在套管末灌满前，套压值可忽略，热洗排量等于热洗泵排量，即：

罐满套管后，容积式泵的原理决定了此时排量为螺杆泵井排量，通过测量不同泵型的3口井，在热洗压力稳定后的产液量，得出排量为螺杆泵井理论排量的70%，即：

式中Q理为螺杆泵井理论排量，t/d。

热洗时螺杆泵井泵效统计见表3。

根据式(3)，可计算出套管罐满后，不同排量泵在不同转速下的热洗排量，见表4。

1.3.3 排蜡时间确定

排蜡时间可以计算为套管灌满时间tg与完成一个驱替时间th之和，推导出排蜡时间计算公式为：

排蜡时间计算结果统计见表5。

从表5可以看出，转速越大，排蜡时间越短，但转速过高会导致螺杆泵井扭矩过大、杆断概率增加，且通过变频提高螺杆泵井转速的幅度有限，因此，建议洗井时压力稳定后逐级提高螺杆泵井转速，最高转速调整到110 r/min为宜。

从转速为110 r/min时各排量螺杆泵井需要的排蜡时间看，排量为120 mL/r及以下泵尽管排蜡时间缩短到70%以上，但仍需要18 h以上排蜡，提高转速效果不佳。

从螺杆泵井目前运行转速下的排蜡时间和110r/min时需要的排蜡时间看，泵排量为200～500 mL/r井调高转速排蜡时间明显缩短;而泵排量为800mL/r及以上井，自身排量大，若正常运转时转速已在80 r/min以上，洗井时不需再提高转速。

2 现场应用情况

X2-311-27井泵型为KGLBX200__20，生产情况见表6。

将该井提高转速到110 r/min，对其进行高压热洗。热洗罐车水温为80℃，热洗泵车排量为Ⅲ档，洗井时间50 min,12 h后将转速调回。洗井过程中电流、扭矩变化情况见表7。洗井后，电流下降了3 A，扭矩下降了66.7 Nm，洗井效果明显。

X3-D2-E929井泵型为GLB800__18，生产情况见表8。

对其进行高压热洗。热洗罐车水温为80℃，热洗泵车排量为Ⅲ档，洗井时间50 min。洗井后，电流下降了3.7 A，洗井效果明显。

通过对71口井的现场应用，平均延长了热洗周期18 d，年减少热洗58井次，按高压热洗用油75 L/井次，油价为8元/L计算，每年可节约油料费用3.5万元。

3 结论

1)螺杆泵井洗井时压力稳定后应逐级提高转速，最高转速调整到110 r/min为宜。

2)泵排量为120 mL/r及以下井提高转速洗井效果不佳;泵排量为200～500 m L/r井，高转速洗井效果较好;泵排量为800 mL/r及以上井，若运转时转速已在80 r/min以上，洗井时不需再提高转速。

摘要：油井结蜡会导致机采井泵效降低,杆管偏磨加剧,无功消耗增加,严重影响机采井的正常运行。目前第五油矿冷输井采用高压热洗的清防蜡方式,由于螺杆泵井的排液量普遍偏低,因此热洗效果不明显。在热洗参数满足油井化蜡条件的基础上,分析了杏一至杏三区西部螺杆泵井调高转速缩短排蜡时间、提高热洗质量的适用范围,同时,给出了不同排量螺杆泵井排蜡需要的高转速运转时间,保证了热洗质量,延长了洗井周期,减少了热洗工作量,降低了生产成本,节约了能源。

关键词：螺杆泵,热洗,排蜡,效果

参考文献

[1]范猛.依靠科技进步合理延长热洗周期[J].中国石油石化标准与质量,2011,31(5):156-157.

抽油机热洗的研究与认识 第6篇

一般认为原油的结蜡点温度为35℃, 作业现场发现, 结蜡段一般从泵上开始, 距井口300-600米井段, 原因是原油从井底到井口流动是放热过程, 到达该井段是温度降到结蜡点, 石蜡开始析出[1]。这一过程受到连续生产时间、产液量、含水率、油气比等诸多因素的影响, 数据如表1:

从表1可以看出, 当其他条件一致时, 生产时间长、产液量小、含水低、气油比高均会导致油井结蜡厚度的增加, 从而减少热洗周期, 对油田生产有较大的影响, 而且相对于注水井来说, 注聚井在相同一项条件下的结蜡会更严重。

2 热洗方式的对比分析

目前油田采用的主要热洗方式有掺水热洗, 水泥车热洗, 下面就针对不同热洗方式的效果进行对比分析。

2.1 掺水热洗

工作原理:依靠自身的掺水管线, 将高温热洗介质送入油套环形空间循环, 依靠温度融化油管中的石蜡。

掺水热洗的优点:掺水热洗具有操作方法简便, 省时省力。其缺点是:耗费能源, 污染地层, 最重要的是影响产量, 尤其是地层压力较低的井热洗时, 当洗井液充满油套环空后, 容易造成液柱压力大于井壁附近的地层压力, 使洗井液进入地层, 造成倒灌的现象。根据该井生产状况、按照掺水热洗技术要求, 进口温度达到75℃、回油温度达到60℃时即达到热洗要求, 但实际监测井下温度分布与常规理论温度有一定差距。

2.2 水泥车热洗

工作原理:热洗介质经过热洗车加压经套管进入油套环形空间, 在泵工作的带动下经油管反出地面, 热量传递给油管内的液体, 如此反复循环。

水泥车热洗的优点:常规热洗方法, 工人操作熟练。缺点: (1) 费用高。需要一台泵车两台罐车。 (2) 易污染。地层能量越低, 造成油层污染的几率越高。 (3) 热洗影响油井产量。热洗时从套管向井内连续注入两车水 (约20-35m3左右) , 排除这部分水量约需2～3天或更长时间, 影响了油井产量。 (4) 污染大气环境。一般热洗前先放套管气, 对大气层有一定的污染, 同时浪费资源。 (5) 洗井时水泥车的在排蜡的不同阶段的排量不同, 如果初始压力过大, 容易将蜡打死, 导致热洗失败, 改为作业清蜡, 大大增加成本。

3 热洗方式的优化

从对比分析中可以看出, 虽然水泥车热洗的操作费用比较大, 但是水泥车热洗方式能够使结距井口300-600米得蜡段最低温度超过化蜡温度, 而且人员技术熟练、配套设施齐备、热洗方案全面, 对于处理蜡卡等问题井时有排量大、压力大的优势, 得到了广泛的应用;掺水热洗在处理达到热洗周期而无特殊问题的井时, 具有成本低, 操作简单的优点.针对不同热洗方式, 本着节约成本和达到最佳热洗的效果的目的, 可做如下调整:

对于掺水热洗, 转油站实施掺水热洗分开流程, 利用一台二合一加热炉作为热洗炉, 一台掺水泵作为热洗泵, 实现单炉-单泵-单独计量间-单井的洗井操作过程, 能够充分保证热洗井的温度、压力。在相同的洗井时间和洗井水量的情况下, 洗井质量将会明显提高。为了防止倒灌现象的产生, 在热洗过程中可以逐级降低热洗的排量, 保证井筒压力上升的速度不大于地层压力的恢复速度。

对于水泥车热洗, 应该在不同的作业区块设立加水站, 这样既能保证加水的温度和质量, 还能减少车辆的行驶路程以及热洗水在运输过程中的热量消耗。加强水泥热洗过程的监督, 坚持“罐车加水加到满、跟踪资料取的全、洗井热水打到空”的原则。提高操作人员的水平, 针对蜡堵的情况, 在热洗的不同阶段水泥车的排量也要有所不同, 才能达到最佳的清蜡效果。

电磁防蜡器的应用可以大幅度延长热洗周期。电磁防蜡器主要由电源变换和电磁变换两部分组成, 电源直接给电磁转变部供电, 电磁转变部直接将电能转变为变化的电磁场, 电磁变化过程中会释放一部分磁力, 电磁场作用于流体后, 可以改变分子排列结构, 使分子团变的稳定, 让石蜡分子失去脱离溶液的能力, 让它悬浮在液体中, 不易析出, 达到防蜡的目的, 进而延长热洗周期。

4 结论及认识

(1) 抽油机结蜡是众多不利因素共同作用的结果, 在确定热洗周期时, 要全面考虑, 既能要保证控制结蜡程度, 也不造成资源的浪费。

(2) 地层压力低、产液低、排量小、掺水热洗达不到清蜡要求的井, 应改为水泥车热洗, 可以避免产生蜡堵井, 提高热洗质量, 延长热洗周期。

(3) 通过对热洗产生倒灌原因的理论分析, 认为采用逐级降低排量热洗, 可以避免热洗倒灌, 虽然低压低产井的理论排量低, 但是还是能够达到热洗效果的。

(4) 热洗作为常规的清蜡方式, 在水驱见聚后, 由于结蜡量增加, 已不能达到完全清蜡的目的, 洗井作用在300m以上的井段能够得到很好的发挥, 但在300m以下的井段发挥不好。因此, 采取加装电磁防蜡器、缩短热洗周期、保证热洗水温85℃、增大热洗水量等措施进行清蜡, 保证热洗质量。

摘要：油田开发进入中后期, 抽油机结蜡成为制约油井高产、稳产的最显著的因素, 热洗是目前解决结蜡问题的最普遍、最有效的一种手段。针对不同结蜡情况的热洗措施也有所不同, 本文通过对不同热洗方法的效果进行分析对比和优化, 摸索一套适合油田生产条件的热洗方法, 为油田持续稳产提供保障。

关键词：结蜡,热洗方式,分析对比,优化

参考文献

[1]高学良等, 抽油井井套管环空注热水洗井清蜡实验研究[J].石油天然气学报, 2005 (2) :267-269

[2]张少奎等, 对抽油机井热洗清蜡的研究与认识[J]油气田地面工程, 2003 (4) :11-13

抽油机井热洗技术的研究现状及进展 第7篇

1 抽油机井结蜡机理

石蜡主要是C16H32~C64H130的直链烷烃[1,2,3], 是一种固相混合物, 在原油中一般呈现溶解状态;但是, 由于其物理性质较为活跃[3], 当地层压力和温度降低时, 石蜡就会以结晶体析出。大庆油田平均地层温度为50℃左右, 石蜡在此条件下处于溶解状态, 并且溶解度随压力的降低而降低。在原油的开采过程中, 由于不断开采导致地层压力下降、地层温度降低以及原油中轻烃组分的不断逸出, 原油的溶蜡能力下降, 达到临界点时, 石蜡以结晶体析出并集聚在井下泵、管、杆等处, 造成结蜡。油井结蜡, 使抽油机在上、下冲程时驴头的悬点载荷增加, 电流上升;对于装有扶正器的机采井, 结蜡导致的出油通道变窄会使光杆发生滞后现象。这些现象严重影响了抽油机井的正常生产, 降低泵效, 使油井产液量下降。

2 热洗清蜡机理

从理论上讲, 抽油机井的清蜡有很多途径[4], 包括电热杆清蜡、强磁防蜡清蜡、防蜡杆清蜡、空心杆热洗清蜡、伴热电缆清蜡、微生物清蜡防蜡等。但是在现场实际中, 由于考虑到节能减排、保护环境等经济和环境因素以及其他复杂的因素, 都没能得到有效的推广和利用。目前油田上广泛采用的热洗清蜡途径主要是热力清蜡。

结蜡是油田生产过程中客观存在且不容忽视的现象[5]。在现场应用中, 目前主要有热洗车洗井、热洗泵洗井和高温蒸汽车洗井三种方式来解决清蜡防蜡的问题, 考虑到经济高效等因素, 通常采用前两种方式。洗井时, 热洗水的温度必须高于60℃, 从而保证有效地溶解蜡。热洗液在油套环形空间经泵筒和油管循环流动时, 能够对流经的各部件产生较大的冲刷力, 从而使蜡溶解并脱离设备被带出井筒。

3 套管气回收装置在洗井过程中的应用

利用泵站启热洗泵进行单井口洗井时, 由于油井正常生产时虽然已用放气阀进行了放气, 但是套管中仍然有较多的天然气, 气压一般都将近2.0MPa;而泵站到计量间再到井口, 进口压力只能达到1.8 MPa左右, 套压大于泵压。如果不放完套管气, 热洗液体很难进入套管完不成洗井任务;如果井下液体在井口, 就要用专用热洗车进行洗井, 费用太高, 油水液体会有大部分被挤回地层, 再用抽油机采出, 产生重复利用能源, 能源浪费。通常, 洗井采用把一端套管阀门关闭 (连井口部分) , 另一端放空打开的方式来降低套压。此方式有时会使大量油液在井口喷出, 即使及时关闭也会残留不少油污在地面上, 造成油和气的浪费。大概计算一下, 1口井所排放的套管气在空气中超过几百立方米, 对空气和环境极易造成污染, 并且容易发生火灾, 降低企业的经济效益。因此, 在抽油机井口的生产阀门和套管阀门之间, 安装1个可拆卸的柔性装置, 就可以把套管里的气体和液体通过油管回收到计量间, 而且不会影响正常的洗井。

热洗前在套管放空上连接1个接头, 接头上装1个4 MPa的压力表, 在油管放空上装1个接头, 接头连接1个可观察窗, 再连接1个单流阀, 单流阀与套管接头用高压橡胶管连接 (图1) 。热洗时, 将油井停机, 关闭井口掺水阀, 把套管气或液体排入井口油管内, 观察压力表数值, 待到压力表指针不降低为止。这时套压与油压基本持平, 就可以进行正常洗井工作。既能完成洗井任务, 又能提高经济效益, 避免发生火灾, 同时保护环境。

为了验证其应用效果, 对大庆油田第二采油厂第四作业区采油4-3队的南4-4-丙47油井进行洗井, 结果如表1所示。

由表1可知, 在抽油机井热洗前采用回收装置既可以节约工作时间、提高劳动效率, 也避免了环境污染。

4 影响抽油机井热洗效果的因素

抽油机井热洗时, 应根据洗井质量标准控制好压力、温度和热洗时间。热洗压力一般要高于井口套压值的0.3~0.5 MPa。由于石蜡的熔点为57~63℃, 所以在井筒内循环热洗水的温度要高于60℃, 才能对井筒进行彻底清蜡。研究[6,7]表明, 影响清蜡效果最重要的因素是热洗介质在整个井筒内的温度分布。热洗时间因井而异, 研究[8]表明热洗时间在4 h以上的, 将会对地层造成伤害并影响该油井的产液量;所以, 合理确定热洗时间既能节约能源, 也能保证热洗效果。

栾惠华[9]在《抽油机井热洗效果与节能的关系》一文中详细阐述了影响抽油机井热洗效果的因素。包括抽油机井本身的因素以及热洗时的热洗周期、热洗方法、热洗参数和热洗设备等因素。另外, 在技术方面, 有研究资料显示:高效热洗防污染管柱的引进与应用[10]在很大程度上提高了结蜡油井的开发效益。

4.1 抽油机井的热洗周期

抽油机井热洗周期过长或过短, 对抽油机井热洗效果和热洗能耗都不利。可根据具体井的结蜡过程确定合理的热洗周期。

4.2 抽油机井的热洗方法

在确定合理热洗周期与热洗参数的方法相关文献[11]中提到:根据抽油机井产液量及原油含水情况, 分为四步热洗法、三步热洗法和两步热洗法。正常洗井时一般采取两步热洗法;对于结蜡严重的抽油机井, 需要采取热洗时间长、热洗工作量大的四步热洗法。

4.3 抽油机井的热洗参数

根据抽油机井的自身特点、产出液体性质、抽油机井抽汲参数及热洗周期等因素, 合理匹配抽油机井热洗参数, 既能保证消耗能量最少, 又能保证抽油机井热洗质量。

4.4 抽油机井的热洗设备

油机井热洗设备包括站内热洗加热炉、热洗泵、热洗闸门、热洗管线、计量间闸门、计量间管线及井口工艺流程, 它们对抽油机井热洗效果影响很大。

4.5 抽油机井自身的性质

抽油机井自身的性质包括井下供液能力, 原油含水、含蜡、含杂质, 井下抽油泵, 井下设备, 抽油机机型、冲程、冲速等因素。

5 热洗周期及其影响因素

林雅辉等[12]根据长期的生产实践经验及跟踪调研, 最终确定了适用于日产液高于10 t的抽油机井的热洗周期公式, 如公式 (1) 所示。并且经过验证, 热洗周期的计算值与实际值之差在9 d以内, 说明了该公式具有一定的代表性和实用性。

式中:W——洗井周期, d;

P——1.33 (系数) ;

G——理论排量, m3/d;

B——泵效, %;

I——液流饱压差, MPa;

H——含水率, %。

生产中影响热洗周期的因素是多方面的[5], 主要是原油的含水量及油井的产液量。随着油田的持续开发, 原油含水率逐渐上升, 这在一定程度上削弱了石蜡分子的结合力, 但也使得热洗清蜡工作难度加大。产液量高的井, 结蜡能力相对较差, 这是由于井筒内液流速度大且能保持较高的温度, 使得蜡不易析出。

6 结论

油田在开采过程中, 抽油机井的结蜡现象不可避免, 热洗更是维持抽油机井正常生产的普遍手段, 热洗效果也受到多种因素的综合影响。随着节能减排和保护环境等观念的提出和日益倡导, 在抽油机井日常的热洗过程中将更多地应用套管气回收装置。

摘要：原油在开采过程中由于抽油机井的连续作业, 抽油机井会出现结蜡现象, 目前热洗清蜡技术成为一种维持抽油机井正常生产的必要手段。简要介绍了抽油机井结蜡机理、热洗清蜡机理等概念, 重点阐述了应用于油井热洗前的套管气回收装置, 并分别从几个方面综述了影响抽油机井热洗周期的因素。创新点在于在油井热洗前不是放空套管气, 而是利用1个特殊的装置将套管气回收, 这样既不会浪费油气能源, 也避免了因油液从井口喷出而造成的环境污染和经济损失。

关键词：抽油机井,热洗,套管气,回收

参考文献

[1]王萍.油井热洗清蜡技术的研究与应用[J].内蒙古石油化工, 2011 (22) :114-115.

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[4]朱磊, 王广宁, 高勇, 等.抽油机井变参数热洗的提出与应用[J].内蒙古石油化工, 2012 (1) :17-18.

[5]王林星, 王莹.浅析热洗在抽油机井洗井中的应用[J].化学工程与装备, 2013 (6) :121-122.

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[9]栾惠华.抽油机井热洗效果与节能的关系[J].油气田地面工程, 2009, 28 (9) :65.

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