流动改进剂在泌304井区和东庄的应用研究论文.doc

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； 配方； 研究方法； 减阻降粘效果一、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0.86580.962g/cm3，地面原油粘度(70)10.45173.59mpa.s，凝固点1644，胶质沥青质16.1734.18，含蜡13.6738.44，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20m3，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)7.86270.91mpa.s，属高凝、高含蜡原油。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，Xi0，i=1，2，5。- 26 -表1 U20（205）不同复配配方药剂含量表配方号X1X2X3X4X510.602360.024700.014260.242110.1165720.476680.064260.081900.103720.2734430.405400.130670.112140.325410.0263840.353220.016590.219360.215690.1951550.311280.099870.038030.344260.2065660.275840.179700.065150.395430.0838870.244960.061500.403410.050770.2393680.217460.553730.063020.004140.1610590.192580.136010.487540.013790.17008100.169820.160460.352040.071480.24620110.148780.297670.357840.190810.00489120.129200.435400.168770.099980.16664130.110860.090380.248250.261490.28902140.093570.524160.035050.112840.23436150.077250.288330.301730.257840.07486160.061740.040850.385810.294170.21743170.046950.373380.121400.194760.26350180.032830.269720.103590.074230.51962190.019300.432150.461820.062880.02385200.006310.008350.012390.851330.12162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粘度（mPas）凝油粘壁量（g）降粘率（%）凝油粘壁量降低幅度（%）空白941.761.61941.761.62588.632.437.5 47.4 3478.238.449.2 37.7 4366.14861.1 22.1 5501.639.446.7 36.0 6459.341.251.2 33.1 7771.428.618.1 53.6 8400.220.757.5 66.4 9699.236.125.8 41.4 10614.525.434.7 58.8 11279.635.670.3 42.2 12283.716.869.9 72.7 13355.243.662.3 29.2 14397.041.057.8 33.4 15240.037.274.5 39.6 16120.94.187.2 93.3 17485.536.848.4 40.3 18240.610.974.5 82.3 19314.844.166.6 28.4 20394.224.658.1 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、D2、D3、D4和D5所占的质量百分数（%）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温度()药剂加药量(mg/L)粘度(mPas)粘壁量(g)降粘率(%)粘壁量降低幅度(%)赵安400538.0空白-914.842.93-TXH-11000101.57.6888.982.1东120947.0空白-938.361.1-TXH-11000127.63.486.494.4赵安402134.0空白-873.74.3-TXH-1100082.11.690.662.8安平132.0空白-900.83.6-TXH-1100057.70.593.686.1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区块井号药剂含水率(%) 温度()加药浓度(mg/L)粘度（mPas）降粘率(%)1高凝区赵安4005空白60380970.80 -2TXH-138100471.80 51.40 3TXH-138200444.90 54.17 4TXH-138300430.70 55.63 5TXH-138500170.00 82.49 6TXH-138800142.60 85.31 7TXH-1381000178.70 81.59 8东1209井空白60470894.20 -9TXH-147100444.60 50.28 10TXH-147200278.60 68.84 11TXH-147300178.20 80.07 12TXH-147500123.20 86.22 13TXH-147800137.80 84.59 14TXH-1471000129.70 85.50 15低凝区赵安4021空白60340906.40 -16TXH-134100170.60 81.18 17TXH-13420075.80 91.64 18TXH-13430069.10 92.38 19TXH-13450048.20 94.68 20TXH-13480045.90 94.94 21TXH-134100047.80 94.73 22安平1空白60320874.80 -23TXH-132100573.50 36.73 24TXH-132200472.80 47.84 25TXH-132300483.90 46.61 26TXH-132500273.60 69.81 27TXH-132800195.80 78.40 28TXH-1321000119.60 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井号药剂加药浓度(mg/L)凝油粘壁量(g) 凝油粘壁量降低幅度(%)1赵安4005空白057.22 -2TXH-110011.58 79.76 3TXH-120011.54 79.83 4TXH-13008.25 85.58 5TXH-15002.09 96.35 6TXH-18002.79 95.12 7TXH-110002.50 95.63 8东1209井空白014.82 -9TXH-11009.06 38.87 10TXH-12002.45 83.47 11TXH-13001.72 88.39 12TXH-15001.63 89.00 13TXH-18001.09 92.65 14TXH-110001.57 89.41 15赵安4021空白06.94 -16TXH-11006.38 8.07 17TXH-12004.96 28.53 18TXH-13005.72 17.58 19TXH-15001.60 76.95 20TXH-18001.43 79.39 21TXH-110001.09 84.29 22安平1空白03.76 -23TXH-11003.26 13.30 24TXH-12001.26 66.49 25TXH-13000.82 78.19 26TXH-15000.68 81.91 27TXH-18000.73 80.59 28TXH-110000.98 73.94 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油样含水率（%）试验温度()加药浓度(mg/L)粘度(Mpas)凝油粘壁量(g)降粘率(%)凝油粘壁量降低幅度(%)1赵安400560450585.2 18.03 -250093.2 0.66 84.07 96.34 3400808.8 23.43 -4500163.2 1.35 79.82 94.24 5380980.5 30.18 -6500182.7 2.22 81.37 92.64 73501332.5 59.32 -8500212.3 3.39 84.07 94.29 93201442.4 88.90 -10500945.0 60.54 34.48 31.90 1170450517.8 11.45 -1250055.3 1.35 89.32 88.21 13400632.9 18.75 -1450096.3 1.85 84.78 90.13 15380892.3 34.78 -16500160.5 2.37 82.01 93.19 173501215.3 43.87 -18500283.5 3.11 76.67 92.91 193201265.4 48.97 -20500759.5 40.65 39.9716.99 21东1209井60500706.4 6.94 -22500100.2 1.03 85.82 85.16 23470905.6 8.79 -24500111.3 1.07 87.71 88.28 254401187.6 16.65 -26500148.9 2.11 87.46 87.33 274101212.5 31.44 -28500231.5 10.27 80.91 67.33 293801432.3 86.94 -30500885.2 70.55 38.20 18.85 3170500623.2 6.32 -3250088.3 0.98 85.83 84.49 33470921.4 7.38 -34500106.8 1.45 88.41 80.35 354401076.4 14.54 -36500216.9 2.22 79.85 84.73 374101121.5 27.49 -38500280.0 10.66 75.03 61.22393801257.5 26.59 -405001130.3 28.32 10.12 -6.51 41赵安402160400520.6 6.94 -4250017.1 1.60 96.72 76.95 43360706.4 5.47 -4450057.6 1.09 91.85 80.07 45330891.4 7.46 -4650056.8 2.24 93.63 69.97 3001032.7 8.56 50063.9 2.07 93.81 75.82 472701102.5 16.25 -4850078.8 3.95 92.85 75.69 4970400433.5 4.11 -5050036.7 0.32 91.53 92.21 51360780.4 8.02 -5250032.6 1.70 95.82 78.80 53330800.4 13.23 -5450047.6 2.37 94.05 82.09 300942.0 14.26 50054.1 3.00 94.26 78.96 55270910.4 13.40 -5650066.4 3.26 92.71 75.67 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管道热力计算的基本理论管道热力计算的基本理论；埋地管道的热传导方程；混输管道流体流动参数的确定；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。图1和图2为赵安4005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 3-外筒 4-盘根2 5-盘根3 6-水嘴套7-盘根4 8-水嘴 9-盘根5 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，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。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（m3/d）压差（MPa）水嘴直径（mm）1.0+1.01.0 1.2+1.21.2 1.4 1.6 1.8 2.0 0.8 1.62.83.14.04.86.07.99.80.9 1.73.03.34.25.26.28.410.41.0 1.83.23.54.45.46.58.810.91.1 1.83.43.74.55.66.79.211.41.2 1.93.53.94.75.76.99.511.91.3 2.03.64.04.95.97.29.912.51.4 2.13.74.25.16.27.410.412.81.5 2.14.04.35.46.47.610.613.01.6 2.14.14.55.56.57.810.913.51.7 2.24.24.75.66.78.011.313.81.8 2.24.34.85.77.08.311.614.11.9 2.34.44.96.17.18.411.814.52.0 2.34.55.06.37.48.612.214.8（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()加药浓度(mg/L)粘度(Mpas)凝油粘壁量(g)降粘率(%)凝油粘壁量降低幅度(%)500806.78.31-500158.21.4184.8283.03 4701105.89.84-500198.42.6472.7673.17 4401376.621.65-500235.15.1167.4376.40 4101643.237.62-500331.519.2770.9148.78 3801932.689.88-500885.287.6548.22.48 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加药后产液m3电加热功率Kwh井口温度粘度(mPa*s)产液m3电加热功率Kwh井口温度加药浓度ppm粘度(mPa*s)167560148.3165055500156.1163850500141.8162543500217.6三、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井号回油管线参数生产数据温度数据单井管线长度管线内径日产液日产油含水掺水量井口出液温度回油温度1安平141354401270.15.5 36322安平24165422.714.5365.5 39353安平4220687.41.875.23.5 31304安平5150548.45.929.37.7 48455安平7959684.81.9603.4 31276赵安泌304395541.20.8308.8 24227赵安泌3157554144.1713.0 26268赵安泌321587541.61364.3 30289赵安泌3325875422.6195.45.0 323010赵安泌336287541.20.377.74.6 323011赵安泌3681680681.1112.510.1 302412赵安4001115543.52.5284.3 393713赵安40023785426.60.5984.3 302914赵安40051985411.29.515.57.9 424115赵安4007290686.65.122.93.2 302516赵安4008211546.25.2164.8 484817赵安400918754201.691.96.0 313018赵安4011150541.31234.6 373619赵安4012230685.32.258.25.2 323120赵安40165536853.12.196.13.0 333221赵安40175054401.6962.4 252522赵安40191185427.2966.93.8 363623赵安40203096837.813.165.43.4 373624赵安4021170548.84.252.13.4 3332平均363.7 58.1 15.5 4.2 72.94.9 33.8 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：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。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。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%。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： 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： 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；3、转油站系统加药量设计初始加药量中转站日输油量500g/t2，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：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：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：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