龔媛（大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠）

由于冷輸井取消了摻水流程，井口通過定期投球控制回壓上升速度，而降低井口回壓只能通過高壓熱洗車沖洗干線；尤其井受效后，受見聚濃度及含水下降等因素影響，回壓上升速度快，影響生產(chǎn)平穩(wěn)運行。油井回壓高會造成油井地面系統(tǒng)能耗增加、井下管柱交變載荷增加、縮短使用壽命、油井泵效下降，最終影響產(chǎn)量。部分油井回壓速度升高快，發(fā)現(xiàn)不及時甚至?xí)斐晒芫€堵塞，導(dǎo)致油井停產(chǎn)，影響油井時率。目前控制回壓的措施只有周期投球和定期高壓熱洗車沖洗干線，工作量很大。

1 提高冷輸井的運轉(zhuǎn)時率[1]

2014年冷輸井治理圍繞“設(shè)備改進(jìn)、管理優(yōu)化、技術(shù)創(chuàng)新”開展工作，保證了冷輸井平穩(wěn)運行，提高了冷輸井運轉(zhuǎn)時率，保證了原油產(chǎn)量的順利完成。

1.1 改進(jìn)配套裝置，提升冷輸井工藝適應(yīng)性

1）改進(jìn)自動投球裝置，提高裝置運行完好率。通過多井串聯(lián)通球既降低了單井投資又保障了高黏度采出液的順利集輸。但對部分高回壓井要加強(qiáng)冬季通球操作的生產(chǎn)管理[1]。針對提高冷輸井投球設(shè)備運行時率低的問題，通過加強(qiáng)現(xiàn)場管理以及改進(jìn)自動投球裝置的方式提高投球裝置運行時率。分別針對冷輸井投球蓋、放空閥門等8 項設(shè)備問題進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)，2014年第五油礦共計改造自動投球裝置28 臺，投球率從45%升高至75%。

2）安裝電加熱裝置，有效降低冷輸井回壓。高回壓是一直制約冷輸井運行時率的主要因素，針對高回壓井管理難度大的問題，對13 口高回壓井安裝電加熱裝置，安裝后回壓明顯降低，平均回壓從2.48 MPa 降至0.96 MPa，時率由63%提高到85%，很大程度上解決了高回壓問題，提高冷輸井時率，減少了因高回壓造成的產(chǎn)量損失。

1.2 強(qiáng)化管理優(yōu)化，提升冷輸井管理水平

1）“個性化”制定單井投球周期。由于冷輸井受效后含水及出液狀況差異較大，單井回壓上升速度不同，統(tǒng)一的投球周期無法有效控制回壓，故由基層隊依照礦下發(fā)的統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)并結(jié)合單井生產(chǎn)情況“個性化”制定投球周期，每月上交礦冷輸管理崗，礦內(nèi)制定周期標(biāo)準(zhǔn)見表1。

表1 單管冷輸井執(zhí)行周期

2）細(xì)化投球條件，降低球堵概率。投球可有效控制冷輸井回壓上升速度，是冷輸井控制回壓最直接、最簡便的措施，但一些情況下投球會造成膠球堵塞在管線中，造成油井停產(chǎn)。通過摸索實踐規(guī)定了投球注意事項，降低了球堵幾率。

1.3 實施分壓投球管理，有效減少投球工作量

具體實施方案如下：

◇回壓大于1.5 MPa 以上，變化速度快、上升高，嚴(yán)重影響正常生產(chǎn)，做到每天觀察及時上報，不進(jìn)行投球；

◇回壓在0.8～1.5 MPa，變化相對平穩(wěn)，做到逐井都有針對性的熱洗及投球周期，精細(xì)管理；

◇回壓小于0.8 MPa，變化不明顯，通過熱洗和投球可以保證其回壓長期處于較低并穩(wěn)定的狀態(tài)，投球周期為7 d。

2014年，通過對單井的跟蹤和分析，第五油礦提高了冷輸井的管理水平，通過冷輸井回壓分類管理方法，有效地降低了工人的勞動強(qiáng)度，減少了沖洗干線的次數(shù)，最重要的是與去年同期相比堵井?dāng)?shù)有所下降，提高了采出效率。

1.4 實施冬夏兩種投球制度，確保冷輸井平穩(wěn)運行

為了避免冬季室外工作困難、裝置故障率高卡球等問題，第五油礦制定“保證正產(chǎn)生產(chǎn)，將機(jī)械化轉(zhuǎn)為人工手動投球”。

◇夏季投球，以自動投球為主、沖干線為輔；

◇冬季投球，以手動投球為主、沖干線為主。

1.5 強(qiáng)化泵況管理，提升作業(yè)質(zhì)量監(jiān)督效果

通過對于冷輸井泵況診斷方法的摸索，確立了“三個變化，兩個結(jié)合”的泵況管理制度，即做到：嚴(yán)盯冷輸井回壓、回油溫度及電流的變化，同時結(jié)合取樣與蹩泵結(jié)合落實法、功圖與液面結(jié)合落實法，縮短了泵況檢測周期，由以前的平均每15 d為一個周期到現(xiàn)在的平均5 d 為一個周期，并通過對回油溫度的監(jiān)控及時地對泵況井做到預(yù)警，使泵況的發(fā)現(xiàn)為及時、準(zhǔn)確，也提供了一種泵況診斷的較好方法及途徑。

結(jié)合“三參數(shù)”法提高冷輸井泵況管理水平，確保冷輸井泵況第一時間發(fā)現(xiàn)、第一時間申報作業(yè)、第一時間上作業(yè)；保證產(chǎn)量的完成。具體內(nèi)容如下：

1）運行參數(shù)檢測法。通過總結(jié)，冷輸螺桿泵井泵況出現(xiàn)問題時，回油溫度比正常值下降5 ℃以上；在無其他措施的情況下，電流下降到正常值的80%以下；在無其他措施的情況下，扭矩下降到正常值的80%以下。

2）回壓檢測法。由于第五油礦冷輸井特點為產(chǎn)量高、含水低，造成油井回壓普遍偏高，當(dāng)發(fā)現(xiàn)油壓突然下降，一般下降0.4 MPa 時就應(yīng)該及時落實泵況。

3）取樣檢測法。含水大幅度下降（井口管線死油）； 取樣過程間歇出油；含水突然由正常變?yōu)?00%。

通過這3 種方法的結(jié)合運用，能夠最大限度地解決冷輸螺桿泵井無法計量、泵況發(fā)現(xiàn)難的問題，為冷輸螺桿泵井的泵況判斷提供了有力的依據(jù)。

同時，實施“一卡、三落實”的方式控制作業(yè)成本，提升作業(yè)質(zhì)量監(jiān)督效果。

2 加強(qiáng)技術(shù)創(chuàng)新，解決冷輸井管理難題

通過現(xiàn)場試驗，第五油礦共應(yīng)用3 種型號聚能清蠟解堵裝置，根據(jù)試驗結(jié)果，針對聚能清蠟解堵裝置的優(yōu)缺點進(jìn)行分析，逐步改進(jìn)裝置，使之更加適合油田現(xiàn)場應(yīng)用。

2.1 推廣應(yīng)用計量間單井回油溫度監(jiān)測及報警裝置

1）計量間單井回油溫度監(jiān)測應(yīng)用效果。對于常規(guī)熱洗和高壓熱洗溫度進(jìn)行實時監(jiān)測，溫度傳輸間隔為1 min，溫度采集為5 min。通過溫度實時監(jiān)測，對熱洗進(jìn)程、熱洗效果進(jìn)行監(jiān)測，在保證熱洗質(zhì)量的同時，提高了熱洗效率，最大限度地降低了熱洗能耗。

同時，安排每周五錄取一次資料，觀察單井回油溫度變化情況，分析單井熱洗質(zhì)量。熱洗過程中，對洗井回油溫度較低和洗井效果不好的井及時延長熱洗時間，對洗井回油溫度返回較快的井及時縮短熱洗時間；最大程度地優(yōu)化熱洗時間和熱洗周期，達(dá)到最佳的熱洗效果的同時，實現(xiàn)節(jié)能降耗的目標(biāo)。

裝置內(nèi)置功能有密碼設(shè)置，時間設(shè)置，閾值設(shè)置，短信報警設(shè)置，數(shù)據(jù)導(dǎo)出及歷史數(shù)據(jù)處理6 項功能。

2）計量間單井回油溫度報警裝置應(yīng)用效果。該裝置應(yīng)用于第五油礦13 座冷輸閥組間中，已實現(xiàn)停機(jī)回油溫度最低閾值的設(shè)定以及停機(jī)報警短信提醒的功能，提醒準(zhǔn)確率達(dá)到90%以上，將繼續(xù)跟蹤冬季不同溫度條件下各串接流程單井停機(jī)后回油溫度變化情況，設(shè)定回油溫度最低閾值，最終達(dá)到停機(jī)短信提醒準(zhǔn)確率達(dá)到98%以上。

2.2 開展冷輸井改變集輸介質(zhì)流態(tài)技術(shù)研究

由于冷輸井無摻水流程，油井回壓主要受產(chǎn)量、含水、回油溫度及管道規(guī)格等因素影響。

由于冷輸井回壓上升速度較快，造成沖洗干線工作量大。第五油礦2014年月平均沖洗干線145井次。

針對冷輸井回壓高造成的管線淤堵，時率降低及沖洗干線工作量大等問題。開展冷輸改變集輸流態(tài)技術(shù)措施研究：

◇研究利用物理剪切方式改變采出液中原油的流動狀態(tài)，使顆粒原油懸浮在水氣中；

◇盡量減少或避免原油與管壁接觸，從而減緩原油淤積管壁造成的回壓上升；

◇達(dá)到控制油井回壓上升速度，減少冷輸井管道淤堵概率的目的。

在項目實驗研究中，主要是對采出液中的原油進(jìn)行切割，使其形成顆粒狀，并能實現(xiàn)低溫輸送。因此，流態(tài)化裝置的主要工作部件為殼體、轉(zhuǎn)子及流體聯(lián)接管路。

裝置內(nèi)部主要由轉(zhuǎn)子葉片組成，同時葉片上有孔徑為5 mm 的流通孔道；產(chǎn)出液經(jīng)過流態(tài)化裝置時，被不同方向的葉片剪切，處理成顆粒狀，呈分散相分布于水中。

流態(tài)化處理前后油水混合物形態(tài)對比：

運行參數(shù)為產(chǎn)液量40 t/d、溫度20 ℃，含水率90%；處理后油滴粒徑分布范圍在4 ～37 mm 之間。由圖1 和圖2 可見：

圖1 流態(tài)化處理前的油水混合物形態(tài)

圖2 流態(tài)化處理后的油水混合物形態(tài)

流態(tài)化處理前：油水摻混在一起運動，連續(xù)相與分散相間界限模糊，未能形成明顯的水包油狀態(tài)輸送，且掛壁現(xiàn)象嚴(yán)重；我國現(xiàn)階段絕大部分油田開始進(jìn)入高含水開發(fā)階段，三次采油技術(shù)的應(yīng)用不斷提升。在三次采油過程當(dāng)中所生成的水包油乳狀液并無法通過電-化學(xué)方式進(jìn)行可靠性分析[2]。

流態(tài)化處理后：固體原油被流態(tài)化處理裝置切割變成團(tuán)狀，油團(tuán)懸浮在水中，完全被水包圍，且沒有明顯掛壁現(xiàn)象。說明流態(tài)化裝置正常工作，實現(xiàn)了對油水混合物中固體原油的流態(tài)化處理[2]。

經(jīng)過流態(tài)化裝置現(xiàn)場試驗，總結(jié)現(xiàn)場最佳集輸參數(shù)：

◇在低于31.5 ℃進(jìn)行輸送；

◇在含水率大于80%區(qū)間進(jìn)行輸送；

◇在含氣狀態(tài)下，產(chǎn)液量高于40 t/d 進(jìn)行輸送。

據(jù)此，提出流態(tài)化裝置最佳集輸參數(shù)為溫度31.5 ℃以下、含水率80%以上、產(chǎn)液量40 t/d 以上。

流態(tài)化裝置現(xiàn)場運行效果分析：安裝前，回壓為0.85 MPa，沖洗干線后回壓為0.65 MPa；安裝后，回壓下降至0.60 MPa，之后回壓一直在0.60～0.62 MPa 之間波動，運行較為穩(wěn)定，效果較好。

3 提高冷輸井運轉(zhuǎn)時率的效益評價

通過全面系統(tǒng)的冷輸井優(yōu)化管理，第五油礦油井時率由2013年8月的85.6%提高到2014年4月的95.1%，能夠保證冷輸井停機(jī)天數(shù)在3 天以內(nèi)；488口冷輸井按平均單井產(chǎn)油4.2 t/d，原油價格按899元/t 計算，年均多產(chǎn)油創(chuàng)效約552.78 萬元。

[1]趙雪峰.單管集油工藝在大慶油田的應(yīng)用實踐[J].油氣田地面工程,2012,31(5):54.

[2]呼君.三次采油中水包油乳狀液的超聲波破乳研究[J].價值工程,2013(5):304.