延长移动洗井设备冲洗电泵井地面管线周期的途径_鞠鑫烨.pdf

2023 年 第 1 期 化学工程与装备 2023 年 1 月 Chemical Engineering&Equipment 87 延长移动洗井设备冲洗电泵延长移动洗井设备冲洗电泵井井 地面管线周期的途径地面管线周期的途径 鞠鑫烨（大庆油田第三采油厂第五作业区，黑龙江 大庆 163113）摘摘 要：要：电泵井地面管线压力上升快，频繁需要移动洗井设备冲洗地面管线给一线采油队日常生产带来极大困扰，冬季尤为如此。移动洗井设备大量使用会过多占用人力资源，同时也造成有限的移动洗井设备资源更加紧缺。但是随着地面管线压力高，如果设备冲洗不及时容易造成电泵井地面管线冻堵，管线冻堵带来后续的诸如地面管线解堵甚至管线跨接，以及管线跨接之后随之而来的掺水管理、量油等一系列问题。关键词：关键词：地面管线；移动洗井设备；管线冻堵；管线跨接 某作业区某队目前拥有 21 口电泵井，正常运行 17 口。常年需要移动洗井设备冲地面管线有 6 口井夏季情况稍好，冬季个别单井管线冲洗频繁程度达到 2 次/月，我队平均每月使用移动洗井设备冲洗电泵井冲地面管线次数达到 8-14次，冲洗次数频繁工作量大，员工劳动强度高。为减少过度占用有限的移动洗井设备资源，减轻员工劳动强度，我队在使用移动洗井设备冲洗电泵井地面管线方面进行了实践摸索。1 1 影响地面管线压力因素分析影响地面管线压力因素分析 1.1 日产液量因素 流量是指流体在单位时间内通过某一横截面积的体积或重量。在相同时间内通过总量越高需要施加驱动液体流动的压力则越大，因此日产液量的高低对地面管线压力有着直接的、明显的影响。1.2 含水率因素 含水率的高低直接影响管道中油水混合液的浓稠度，从而影响液体在管道中的流动性。含水率越低则油水混合液在管道中的流动性越差，管道压力越高；反之含水率高则流动性越高，管道压力越低。1.3 采出液浓度因素 采出液浓度对管道压力高低的影响与含水率类似。1.4 单井管线长度因素 油水混合液在管道中流经管道越长，液体与管道的摩擦力越大，在同一时间段内通过单位体积的液体需要施加的压力越高。2 2 地面管道有效孔径变细原因分析地面管道有效孔径变细原因分析 对比频繁冲管线的电泵井各项数据（日产液量、日产油、含水率、管道长度及管线管径、产液粘度），并从中找出频繁冲洗管线的主要影响因素。油井地面管线压力升高导致掺水困难，其根本的原因是产液量在基本保持不变的情况下地面输油管线内部有效通过孔径的变细。经分析管道有效通过孔径变细最主要因素有两点：结蜡和结垢。表表 1 1 单井各因素与地面管线冲洗周期关系统计表单井各因素与地面管线冲洗周期关系统计表 序号 井号 日产液量(t)日产油量(t)含水(%)采出液 浓度(mg/l)管线长度(m)管径（mm）移动洗井设备平均冲洗管线周期（天）1 B3-20-P67 57.80 1.68 97.10 309.75 170 60 25 2 B3-2-46 141.01 5.36 96.20 220.30 90 89 15 3 B3-2-47 95.66 2.1 97.8 211.10 380 89 20 4 B3-2-CS52 133.48 1.87 98.60 200.3 142 89 16 5 B3-D2-P43 48.96 1.57 96.8 293 620 60 23 6 B3-D2-SP53 58.50 1.05 98.20 253 400 76 24 2.1 管线结垢 由于 6 口井的掺水都是来自 50#转油站，管线材质均为金属，在排除相同因素的前提下，本文主要着眼于分析各井的不同因素从中找出影响管线结垢的关键因素。单井管线投DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.01.02288 鞠鑫烨：延长移动洗井设备冲洗电泵井地面管线周期的途径 产年限、管径、采出液浓度等因素对管线结垢进行分析。2.2 管线结蜡 所谓管线结蜡是指：在原油生产过程中，由于温度压力的降低以及轻烃逸出，导致原本溶解在原油中的蜡以晶体形式析出并吸附在管壁上。3 3 移动洗井设备冲洗地面管线试验及效果分析移动洗井设备冲洗地面管线试验及效果分析 3.1 移动洗井设备冲洗地面管线试验 在试验之前需选定一个合适的回压值作为冲洗管线临界值，不能过高也不能太低，因为临界值选的过低会造成移动洗井设备的浪费，过高则容易发生地面管线堵井。通过在现场安装压力表，在移动洗井设备冲洗管线后对每口井的回压变化进行不间断连续性监控。当管线回压达到 1.5Mpa 后，压力将会随着时间的延长而迅速升高，我队转油站各计量间掺水压力常年保持在 1.2-1.6Mpa 范围内，如果发现和处理不及时极有可能造成地面回油线孔径急剧减小甚至不通，回油管线出现堵死的情况；掺水管线由于压力低于回油管线压力，冬季极易发生单井掺水管线冻堵，因此我们确定将1.5Mpa 作为冲洗管线临界值。表表 2 2 单井管线回压监控表单井管线回压监控表 序号 井号 监控时间节点（天）0 5 10 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 1 B3-2-46 0.56 0.63 0.84 1.53 1.72 2.05 2 B3-D2-P43 0.51 0.55 0.65 0.78 0.81 0.85 0.91 0.96 1.06 1.18 1.33 1.51 1.61 1.82 2.13 3 B3-20-P67 0.53 0.56 0.62 0.78 0.82 0.87 0.93 0.97 1.05 1.16 1.22 1.31 1.39 1.52 1.62 1.77 1.89 2.15 4 B3-2-47 0.52 0.58 0.72 0.94 1.02 1.09 1.18 1.31 1.50 1.65 1.83 2.14 5 B3-D2-SP53 0.53 0.65 0.74 0.84 0.88 0.91 0.96 1.00 1.08 1.14 1.25 1.37 1.51 1.67 1.92 2.17 6 B3-2-CS52 0.55 0.66 0.88 1.31 1.52 1.81 2.16 图图 1 1 地面管线回压与时间关系图地面管线回压与时间关系图 由于条件限制，只能在 6 口频繁冲洗管线的井中挑选出一口典型井进行试验分析。2 井隶属转油站 1 号计量间，该计量间掺水压力常年保持在 1.3-1.6Mpa 之间，该井距离计量间管线最近 90m，日产液量最高，冲洗次数最频繁，以此为例作为试验井最能说明问题。实验一：用站上热洗泵冲洗地面管线（停机状态）。冲洗前地面管线压力 1.5Mpa，冲洗时间 4 小时，效果冲洗后地面管线压力较冲洗前降低 1.1Mpa，计量间回油温度 75 度左右，冲洗后维持正常掺水 3 天；试验二：正常高温车冲洗地面管线（停机状态）。档位 5 档，最高冲洗压力 1.5Mpa，洗后压力 0.5Mpa，冲洗时长 30min，排量 15m3，水罐温度73 度，计量间回油温度 71 度，冲洗后维持正常掺水状态 15天 3.2 试验效果分析 表表 3 3 实验效果统计表实验效果统计表 试验编号 冲洗前压力（Mpa）冲洗后压力（Mpa）冲洗时间（min）计量间回油温度()排量（m3）维持正常掺水时间（天）试验一 1.5 1.1 240 75 3 试验二 1.5 0.5 30 71 15 15 试验三 1.5 0.5 90 92 15 18 试验四 1.5 0.5 90 71 15 15 试验五 1.5 0.45 30 71 15 21 试验六 1.5 0.5 30 71 15 45 鞠鑫烨：延长移动洗井设备冲洗电泵井地面管线周期的途径 89 从以上实验效果统计表中得出：试验六在设备冲洗管线后放大单井掺水量的办法可以有效地减缓地面管道压力上升速度从而延长管线冲洗周期。通过进一步的研究分析表明，加大单井掺水量延缓管道压力上升速度的根本原因是：通过放大掺水量提高了地面管道油水混合液的温度，从而有效地降低油水混合液在地面管线的运输过程中蜡质析出。在现有设备条件下，除了保障掺水质量以外 4 4 结结 论论 （1）移动洗井设备冲洗地面管线之后，在保证掺水系统压力不受影响的范围内，加大单井地面管线的掺水量提高回油温度是延缓管道结蜡的有效方法；（2）管线压力在达到 1.2Mpa 之后，管线结蜡速度加快，导致管线压力会迅速上升，因此在管线压力达到 1.2Mpa 之后要及时使用设备冲洗管线，防止出现管道结蜡严重导致管线压力急剧升高，出现堵井甚至电泵井机组烧损的严重后果；（3）通过使用清防蜡剂冲洗地面管线的实验表明：相对于正常洗井时间而言，由于在管线内滞留时间短，对管线清蜡效果不明显；（4）通过对日产液量、日产油、含水率、管线长度及管线管径、产液粘度多种因素与冲洗地面管线周期进行详细的对比分析结果表明：产液量对地面管线压力的影响最为明显。参考文献参考文献 1 陈涛平,胡靖邦.石油工程M.北京:石油工业出版社,2000:445-448.2 邹艳霞.采油工艺技术M.北京:石油工业出版社,2006:229-230.3 张琪.采油工程原理与设计M.北京:石油工业出版社,2001:349-350.4 陈大钧.油气田应用化学M.北京:石油工业出版社,2006:310-311.5 范洪富.石油工程化学M.成都:成都科技大学出版社,1997:101-102.6 魏继德,师国臣,于波.螺杆泵抽油杆柱负载扭矩计算J.石油机械,1995,23(9):38-43.（上接第（上接第 8686 页）页）_ 裂缝性储层、孔隙性储层等，通过对不同类型的储层进行对比发现，裂缝性储层的产能相对较高。（4）页岩气储层定性评价标准 在对页岩气储层进行定性评价的过程中，需要遵循五大标准：如果地层中的自然伽马数值相对较高，且数值的变化情况较为异常，说明该位置处存在较多的有机质，且吸附气的含量也相对较高；如果无铀伽马数值相对较低，说明该位置处的黏土含量也相对较低，脆性物质的含量相对较高；如果储层中的裂缝以及孔隙发育相对较好，说明该位置处的游离气含量相对较高；如果某一个储层中的声波数值相对较高、密度数值相对较低、电阻率数值相对较高，说明该储层中的有机质含量相对较高；如果某一储层的电阻率相对较低，甚至低于 10m，则说明该储层中的黏土含量相对较高，含气饱和度相对较低，对该储层进行开发的经济效益相对较低。4 4 结结 论论 总之，页岩气开发对于推动我国能源领域的进一步发展十分重要，在进行开发作业之前，首先需要进行测井解释评价工作，对地层中的岩性以及物性参数进行详细的了解，对页岩气的储量以及分布进行评价，进而为页岩气的开发奠定基础，测井解释的过程中需要对评价方法进行合理选择，进而使得解释评价精度得到提升。参考文献参考文献 1 陈朋.初探页岩气储层测井解释评价技术方法J.国外测井技术,2021,42(01):44-46.2 唐晓明,李盛清,许松,等.页岩气藏水平测井裂缝识别及声学成像研究J.测井技术,2017,41(05):501-505.3 金力钻,孙玉红,杨铁梅.页岩气储层测井解释模型建立与评价方法研究J.石油化工高等学校学报,2015,28(04):43-48.4 李松臣,位蕊,李兆惠.页岩气储层测井解释评价技术方法分析J.国外测井技术,2018,39(04):54-58.5 杨小兵,杨争发,谢冰,等.页岩气储层测井解释评价技术J.天然气工业,2012,32(09):33-36+128-129.