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        真空隔熱油管保溫冷采試驗(yàn)研究

        2013-05-05 01:51:03武俊憲馬強(qiáng)遼河油田公司質(zhì)量節(jié)能管理部
        石油石化節(jié)能 2013年5期
        關(guān)鍵詞:出液溫降井口

        武俊憲 馬強(qiáng)(遼河油田公司質(zhì)量節(jié)能管理部)

        真空隔熱油管保溫冷采試驗(yàn)研究

        武俊憲 馬強(qiáng)(遼河油田公司質(zhì)量節(jié)能管理部)

        沈陽(yáng)油田油品特點(diǎn)是高含蠟、高凝固點(diǎn),開(kāi)采過(guò)程需要伴熱,生產(chǎn)能耗較高。隨著油田進(jìn)入中高含水開(kāi)發(fā)階段,油井含水上升、液面降低,具備冷采條件的油井也越來(lái)越多。通過(guò)室內(nèi)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),分析了真空隔熱油管的保溫性能,證實(shí)了應(yīng)用真空隔熱油管實(shí)現(xiàn)高凝油冷采的可能性,對(duì)指導(dǎo)高凝油油田實(shí)現(xiàn)冷采提供了理論依據(jù)。

        高凝油 冷采 油管保溫 真空隔熱 試驗(yàn)研究

        沈陽(yáng)油田油品特點(diǎn)是高含蠟、高凝固點(diǎn),開(kāi)采過(guò)程需要伴熱,生產(chǎn)能耗較高。但隨著主力高凝油區(qū)塊陸續(xù)進(jìn)入中高含水開(kāi)發(fā)階段,高凝油冷采成為可能。在 727口高凝油生產(chǎn)井中, 有 624口抽油機(jī)井,已有 211 口油井實(shí)現(xiàn)冷采,其中常規(guī)冷采 171口,加藥冷采 40口;而采用空心桿熱線(xiàn)與油管電力加熱伴熱的油井仍有 413口,其中抽油機(jī)空心桿熱線(xiàn)井 330口,油管電加熱井 83口,電加熱井日耗電 28.2×104kWh。

        沈陽(yáng)油田高凝油冷采試驗(yàn)開(kāi)始于 1994 年,隨著沈陽(yáng)油田進(jìn)入中高含水開(kāi)發(fā)階段,油井含水上升、液面降低,具備冷采條件的油井也越來(lái)越多,油田也逐步把高凝油冷采技術(shù)發(fā)展成常規(guī)冷采、加藥冷采、電加熱井低于凝固點(diǎn)降溫開(kāi)采等系列技術(shù),使 34%的高凝油實(shí)現(xiàn)了冷采。但剩下的410 余口電伴熱高凝油油井還沒(méi)有有效的手段來(lái)實(shí)現(xiàn)冷采,是沈陽(yáng)油田進(jìn)一步降低用電能耗的主要目標(biāo)。

        1 研究目的

        根據(jù)對(duì)沈陽(yáng)油田主力高凝油區(qū)塊原油物性和流變性特點(diǎn)及不同油井產(chǎn)液溫度變化情況研究分析,認(rèn)為部分電加熱油井通過(guò)真空隔熱管保溫作用,可使井口出液溫度保持在37℃以上,可以實(shí)現(xiàn)常規(guī)冷采,進(jìn)而達(dá)到降低能耗,節(jié)約成本的目的。

        通過(guò)本次試驗(yàn)研究,了解掌握真空隔熱油管的保溫性能,計(jì)算其導(dǎo)熱系數(shù),分析評(píng)價(jià)保溫效果,為高凝油保溫冷采提供技術(shù)支持和參考依據(jù)。

        2 試驗(yàn)準(zhǔn)備

        修復(fù)后的真空隔熱管 100根,可用于進(jìn)行隔熱管保溫冷采試驗(yàn)。還需要準(zhǔn)備:封堵油管兩端用的絲堵(一端絲堵留有注水孔)、注水用漏斗、測(cè)量記錄管內(nèi)溫度用的溫度測(cè)量記錄儀、外部測(cè)溫用的測(cè)溫儀、連接電源的電線(xiàn)、70m3左右 70 ℃以上的熱 水 , 還 有相應(yīng)的 工 具 和 材 料等[1]。

        3 地面測(cè)試

        任選修復(fù)后的真空隔熱油管 2根,于 2011年 5月 16 日—18 日在準(zhǔn)備大隊(duì)進(jìn)行了連續(xù) 72h模擬測(cè)試,測(cè)試介質(zhì)為水,水的初始溫度為70℃左右,溫度變化采用溫度記錄儀器連續(xù)監(jiān)測(cè)記錄。測(cè)試結(jié)果整理后的數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

        根據(jù)溫降測(cè)試數(shù)據(jù)做出溫降測(cè)試曲線(xiàn),見(jiàn)圖1。

        3.1測(cè)試結(jié)果分析

        從溫降記錄數(shù)據(jù)表中可以看出:

        1#真空隔熱油管:環(huán)境溫度 20~27 ℃,初始記錄 溫 度 65.42 ℃ , 終 止 記錄 溫 度 26.04 ℃ , 連 續(xù) 記錄時(shí)間為 15h,整個(gè)溫降 39.38 ℃。

        2#真空隔熱油管:環(huán)境溫度 20~27 ℃,初始記錄 溫 度 66.22 ℃ , 終 止記錄 溫 度 37.42 ℃,連 續(xù) 記錄時(shí)間為 15h,整個(gè)溫降 28.8 ℃。

        根據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù),利用圓筒壁導(dǎo)熱公式:

        式中:

        Q——圓筒壁的導(dǎo)熱量,W;

        λ——圓筒壁的熱導(dǎo)率,W/(m·K);

        l——圓管長(zhǎng)度,m;

        t1——初始記錄溫度,℃;

        t2——終止記錄溫度,℃;

        r1——圓管內(nèi)徑,m;

        r2——圓管外徑,m。

        表1 真空隔熱油管地面試驗(yàn)溫降測(cè)試數(shù)據(jù)

        圖1 溫降測(cè)試曲線(xiàn)

        計(jì)算導(dǎo) 熱 系 數(shù) , 1#真 空 隔 熱 油 管 為 : 0.048W/(m·K);2#真空隔熱油管為:0.032W/(m·K)。

        對(duì)比上述兩根油管溫降測(cè)試情況,數(shù)據(jù)有一定差異,后期分析時(shí)采用兩組測(cè)試數(shù)據(jù)的平均值:0.04W/(m·K)。

        3.2井口出液溫度計(jì)算

        假設(shè):井下溫度變化情況與地面相似,抽油泵入口處溫度 59 ℃,油井日產(chǎn)液 13t,泵掛深度 1600m,產(chǎn)出液從泵口運(yùn)移到地面所需時(shí)間:

        對(duì)比測(cè)試情況:溫度由初期的 58.76 ℃,降到8h 后的 37.42 ℃,溫降 21.34 ℃。

        說(shuō)明當(dāng)油井日產(chǎn)液量超過(guò) 13t時(shí),井口出液溫度可保持在 37 ℃左右;當(dāng)油井日產(chǎn)液量在 20t左右時(shí) , 產(chǎn)出液從 泵 運(yùn) 移到地 面 所 需時(shí)間 5.25h, 此時(shí),井口出液溫度保持在45℃左右。

        4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

        4.1目標(biāo)井生產(chǎn)狀況

        所選目標(biāo)井為靜 67-563 井,該井生產(chǎn)方式:φ44長(zhǎng)泵×1701m,空心桿熱線(xiàn)電伴熱生產(chǎn),送電制度: 每周送電 2d,正常時(shí)日 產(chǎn)液 28.2t,日產(chǎn)油 2.3t,含水 92%。

        4.2目標(biāo)井生產(chǎn)管柱

        靜 67-563 井于 6 月 29日因泵漏檢泵作業(yè)。作業(yè)復(fù)產(chǎn)后生產(chǎn)管柱 (圖2):φ44長(zhǎng)泵×1696m,空心桿完井,未下熱線(xiàn),真空隔熱油管:130 根× 1185m,其中,修復(fù)真空隔熱油管100根×911m,舊真空隔熱油管 30 根×273m。7 月 5 日作業(yè)完復(fù)產(chǎn) 。 復(fù) 產(chǎn) 初 期 日 產(chǎn) 液 42.3t, 日 產(chǎn) 油 2.3t, 含 水94%;目前,日產(chǎn)液 34.3t,日產(chǎn)油 4.lt,含水 88%。

        圖2 靜 67-563井生產(chǎn)管柱

        產(chǎn)液、產(chǎn)油變化較大的原因是本次作業(yè)過(guò)程中進(jìn)行了沖砂,下筆尖至 1733.65m 阻,暫堵沖砂進(jìn)尺 150.83m 至 1884.48m , 發(fā) 現(xiàn) 丟 手 位 置 下 移 至1884.48m,相當(dāng)于撈出丟手合采,所以導(dǎo)致產(chǎn)液量上升。

        5 效果跟蹤

        靜 67-563 井復(fù)產(chǎn)后日產(chǎn)液初期為 42t,l個(gè)月后逐 漸降到 36t。從 2011 年 7 月 11 日 復(fù)產(chǎn) 到 2012年 l月 19 日泵漏作業(yè),共測(cè)井口溫度 19 次,9 月 20日之前均在 45~47℃之間,之后日產(chǎn)液逐漸降到15.9t,井 口出 液溫度始終 保持 在 40 ℃以 上。 本次試驗(yàn),該井正常生產(chǎn) 194d,未下熱線(xiàn), 一直采取冷抽方式生產(chǎn)。

        通過(guò)措施前后載荷對(duì)比,采用真空隔熱油管冷抽后,最大載荷 82kN,基本未變,最小載荷減小12kN。由于措施后未下熱線(xiàn),前后載荷對(duì)比:措施后最大載荷相對(duì)增加 6kN,最小載荷相對(duì)減少6kN;前后電流:措施前抽油機(jī)電流在 68~72A 之間,措施后電流在68~74A之間,變化不大。

        井口出液溫度測(cè)試情況見(jiàn)表2。

        表2 靜 67-563井井口出液溫度測(cè)試記錄

        前期,我們對(duì)高凝油井井口出液溫度情況進(jìn)行了系統(tǒng)測(cè)試,并借助溫場(chǎng)計(jì)算軟件進(jìn)行了計(jì)算、分析和對(duì)比,最終得出如下結(jié)論:

        沈84-安12塊油井井口出液溫度實(shí)測(cè)比理論計(jì)算高 2~5 ℃。特別是靜 67-563 井于 2009 年 9 月份進(jìn)行了井口溫度測(cè)試,該井當(dāng)時(shí)冷抽生產(chǎn),日產(chǎn)液20.5t,日產(chǎn)油 1.8t,含水 91%。測(cè)試井口出液溫度25 ℃,而理論計(jì)算溫度 20.5 ℃,兩者相差 4.5 ℃。

        靜 67-563 井采用真空隔熱油管冷抽復(fù)產(chǎn)后,實(shí)測(cè)井口出液溫度45~47 ℃,而計(jì)算井口出液溫度為 42.4 ℃ , 實(shí) 測(cè) 與 計(jì) 算 值 相 差 2.6~4.6 ℃ 。 若 采 用普通油管生產(chǎn),其計(jì)算井口出液溫度為 28.7 ℃。

        從以上數(shù)據(jù)可以得出,實(shí)測(cè)的井口出液溫度總是比計(jì)算值高 2~5 ℃,因此可以采用真空隔熱油管生產(chǎn)的溫度與普通油管生產(chǎn)的溫度差值作為參考,日產(chǎn)液 15~45t,采用 1200m 真空隔熱油管生產(chǎn)與普通油管生產(chǎn)的井口出液溫度計(jì)算情況見(jiàn)表3。

        表3 采用 1200m真空隔熱油管與普通油管的井口出液溫度對(duì)比

        6 結(jié)論

        1)考慮到計(jì)算與實(shí)際的誤差,保守的結(jié)論是:采用 1200m 真空隔熱油管保溫生產(chǎn),對(duì)于日產(chǎn) 液 18t左 右 的 油 井 , 可 以 提 升 井 口 溫 度 10~13 ℃,使井口出液溫度達(dá)到 37 ℃左右,能夠?qū)崿F(xiàn)冷采目的;采用 1600m 真空隔熱油管保溫生產(chǎn),對(duì)于日產(chǎn)液超過(guò) 16t左右的油井,可以提升井口溫度 12~15 ℃,使井口出液溫度達(dá)到 37 ℃左右,能夠?qū)崿F(xiàn)冷采目的。

        2)真空隔熱油管的極限下入深度為 1600m,對(duì)于泵掛深可能超過(guò) 1600m 的油井不能全井采取該保溫管柱,保溫效果、適應(yīng)產(chǎn)液量的范圍將受到限制。

        [1]萬(wàn)仁溥.采油工程手冊(cè)(精要本)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2003:52-67.

        10.3969/j.issn.2095-1493.2013.005.001

        2012-11-19)

        武俊憲,高級(jí)工程師,1989年畢業(yè)于東北石油大學(xué)(采油工程專(zhuān)業(yè)),從事質(zhì)量、節(jié)能、計(jì)量及標(biāo)準(zhǔn)化管理工作,E-mail:starmq@163.com, 地址 : 遼 寧省 盤(pán) 錦 市 興隆 臺(tái) 區(qū) 遼河 油 田質(zhì)量節(jié)能管理部,124010。

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