付澤志(吉林油田公司新立采油廠(chǎng)， 吉林 松原 138000)

溫度控制報(bào)警器在油田摻輸系統(tǒng)的應(yīng)用

付澤志(吉林油田公司新立采油廠(chǎng)， 吉林 松原 138000)

吉林油田新立采油廠(chǎng)采油三隊(duì)于2007年以前集油工藝流程為三管伴隨，即一根來(lái)水管線(xiàn)和一根回水管線(xiàn)中間包裹一根油管線(xiàn)，這種流程伴熱效果好，缺點(diǎn)是浪費(fèi)鋼材，投資成本高。浪費(fèi)熱能，從節(jié)約能源的角度考慮2007年改為了小環(huán)狀摻輸流程，這種流程由幾口抽油井共用一根集油管線(xiàn)，從注采井組到第一口油井為熱水管線(xiàn)(目前使用的摻輸管線(xiàn)均為玻璃鋼管線(xiàn)，溫度在60～80℃，如果回到井組的回液溫度在70℃以上時(shí)，玻璃鋼管線(xiàn)使用壽命就會(huì)大縮短。)，流經(jīng)第一口油井時(shí)，管線(xiàn)中就攜帶從井底抽出來(lái)的油水混合物?；旌衔锏臏囟扔兴陆怠Ｔ诹飨虻诙谟途畷r(shí)，熱水會(huì)給第一口油井產(chǎn)出的液體加溫，融化原油，同樣到第二口油井，第三口油井直至最后一口油井?dāng)y帶幾口油井中產(chǎn)出的液體并對(duì)其進(jìn)行加溫，最后幾口油井混合液體從一根集油管線(xiàn)回到井組，再外輸?shù)铰?lián)合站(回到井組的混合物溫度一般下降到40℃左右)。這種流程優(yōu)點(diǎn)在于節(jié)約材料，節(jié)省熱能，因此被作為三管伴隨工藝流程的替代流程。小環(huán)狀摻輸流程的缺點(diǎn)是：摻輸溫度難以控制，各個(gè)小環(huán)之間互相爭(zhēng)嘴，摻輸壓力不好掌握，油井原油凝固點(diǎn)低，平均為32℃因此在小環(huán)產(chǎn)液量高，管線(xiàn)中的熱水溫度在給井下抽出混合物加溫時(shí)，溫度下降過(guò)快，井組員工發(fā)現(xiàn)不及時(shí)，時(shí)常發(fā)生各小環(huán)滯凝的現(xiàn)象，發(fā)生凝環(huán)后，管線(xiàn)中的液體凝固，提高摻輸壓力，管線(xiàn)中的液體也不能回到井組，造成管線(xiàn)堵塞。在油井井口錄取油壓，油壓持續(xù)升高，管線(xiàn)中的液體溫度降低，低于原油凝固點(diǎn)，原油凝固，這就要我們將小環(huán)內(nèi)所有油井停止生產(chǎn)，堵塞輕的通過(guò)提高油間小環(huán)的摻水溫度和壓力對(duì)管線(xiàn)進(jìn)行處理，管線(xiàn)暢通，油井恢復(fù)正常生產(chǎn)。如果管線(xiàn)凝堵嚴(yán)重，用上述方法不能使管線(xiàn)暢通，就要?jiǎng)佑帽霉拊O(shè)備進(jìn)行頂管線(xiàn)處理，這種方法處理時(shí)間長(zhǎng)。這樣頻繁的處理凝管線(xiàn)事故，增加了管線(xiàn)負(fù)擔(dān)，使管線(xiàn)使用壽命縮短，既增加了生產(chǎn)成本，又影響了原油產(chǎn)量。如果我們?cè)诘谝粫r(shí)間發(fā)現(xiàn)有凝管線(xiàn)的苗頭，及時(shí)調(diào)整提高摻輸壓力和摻輸溫度進(jìn)行處理，這樣就不用停井進(jìn)行處理，提高了工作效率。針對(duì)以上問(wèn)題我們經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期摸索、改進(jìn)，發(fā)明了用于摻輸系統(tǒng)的溫度控制報(bào)警裝置。節(jié)省了人力，減輕了工人的勞動(dòng)強(qiáng)度。

原油凝固點(diǎn)；工藝流程；報(bào)警器

1 工作原理

摻輸系統(tǒng)溫度控制報(bào)警裝置是利用渦輪流量計(jì)通過(guò)法蘭連接安裝到摻輸熱水管線(xiàn)的出口上，調(diào)整摻輸控制閥門(mén)，觀(guān)察流量顯示，確定瞬時(shí)流量控制在合理范圍。計(jì)量間安裝報(bào)警器的主機(jī)部分，通過(guò)有源探頭探測(cè)到串聯(lián)井管線(xiàn)內(nèi)溫度變化，將溫度數(shù)據(jù)傳輸?shù)接?jì)量間主機(jī)顯示，直觀(guān)看到溫度變化，如果溫度變化超過(guò)主機(jī)控制上、下限溫度范圍，主機(jī)面板會(huì)自動(dòng)報(bào)警，同時(shí)報(bào)警燈閃爍，報(bào)警鈴聲響起，這時(shí)員工能及時(shí)到計(jì)量間處理出現(xiàn)的問(wèn)題，最快的防止凝管線(xiàn)事件的發(fā)生。

2 實(shí)驗(yàn)過(guò)程

18-2小環(huán)共有油井4口，正常摻輸壓力為0.75MPa首先確定摻輸流量的合理范圍：將摻輸水量開(kāi)大，調(diào)大單環(huán)摻輸壓力到1.0MPa，然后一點(diǎn)一點(diǎn)的緩慢調(diào)低摻輸水量，調(diào)低摻輸壓力到0.9MPa,穩(wěn)定1小時(shí),觀(guān)察溫度為42℃。再調(diào)低摻輸壓力到0.8MPa, 穩(wěn)定1小時(shí),觀(guān)察溫度為40℃。再調(diào)低摻輸壓力到0.7MPa, 穩(wěn)定1小時(shí),觀(guān)察溫度為39℃。再調(diào)低摻輸壓力到0.6MPa, 穩(wěn)定1小時(shí),觀(guān)察溫度為37℃。油井生產(chǎn)正常。再調(diào)低摻輸壓力到0.5MPa, 穩(wěn)定1個(gè)小時(shí),觀(guān)察溫度為35℃。這時(shí)觀(guān)察發(fā)現(xiàn)油井出油不正常，小環(huán)溫度持續(xù)下降，說(shuō)明18-2小環(huán)有滯凝的現(xiàn)象。馬上調(diào)整摻輸壓力到0.6MPa,持續(xù)穩(wěn)定一段時(shí)間，觀(guān)察溫度為37℃。油井生產(chǎn)正常。長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行管線(xiàn)正常出油，確認(rèn)18-2小環(huán)溫度37℃即為該環(huán)溫度下限。摻輸壓力0.6MPa，即為18-2小環(huán)下限摻輸壓力。在主機(jī)的控制面板上設(shè)定該環(huán)的溫度下限為37℃。

摻輸系統(tǒng)溫度控制報(bào)警裝置，是由串聯(lián)井管線(xiàn)、渦輪流量計(jì)和溫度報(bào)警控制器組成，其中串聯(lián)井管線(xiàn)一端與摻輸熱水管線(xiàn)相連通，串聯(lián)井管線(xiàn)的另一端與回液管線(xiàn)連通，渦輪流量計(jì)和溫度報(bào)警控制器安設(shè)在串聯(lián)井管線(xiàn)上，渦輪流量計(jì)設(shè)在溫度報(bào)警控制器的前方，渦輪流量計(jì)前的串聯(lián)井管線(xiàn)上設(shè)有摻輸控制閥門(mén)，渦輪流量計(jì)上設(shè)有流量顯示盤(pán)和調(diào)節(jié)鈕。溫度報(bào)警控制器與有源導(dǎo)線(xiàn)相連接，有源導(dǎo)線(xiàn)的另一端連接有源探頭，有源探頭插入到串聯(lián)井管線(xiàn)內(nèi)，溫度報(bào)警控制器上設(shè)有溫度顯示屏、報(bào)警燈、控制按鈕。計(jì)量間安裝報(bào)警器的主機(jī)部分，通過(guò)有源探頭探測(cè)到串聯(lián)井管線(xiàn)內(nèi)溫度變化，將溫度數(shù)據(jù)傳輸?shù)接?jì)量間主機(jī)顯示，直觀(guān)看到溫度變化，如果溫度變化超過(guò)或低于主機(jī)控制上、下限溫度范圍，主機(jī)面板會(huì)自動(dòng)響鈴報(bào)警，同時(shí)報(bào)警燈閃爍，這時(shí)工人能及時(shí)到計(jì)量間調(diào)大到最低試驗(yàn)摻輸壓力，上調(diào)摻輸溫度，最快的防止凝管線(xiàn)事件的發(fā)生。

3 效果分析

摻輸系統(tǒng)溫度控制報(bào)警裝置在小環(huán)狀摻輸流程生產(chǎn)中使用方便，能夠直觀(guān)的在值班室就能觀(guān)察到計(jì)量間內(nèi)各小環(huán)的溫度和壓力變化情況，并且能夠?qū)崿F(xiàn)在無(wú)人看管的情況下，溫度有異常情況時(shí)能夠自動(dòng)響鈴報(bào)警，杜絕了滯凝油井管線(xiàn)帶來(lái)的許多不便，傳輸溫度準(zhǔn)確真實(shí)好用，節(jié)省人力，減輕員工的勞動(dòng)強(qiáng)度。摻輸系統(tǒng)溫度控制報(bào)警裝置安裝方便，維修方便，杜絕了摻輸溫度過(guò)高浪費(fèi)能源和溫度過(guò)低經(jīng)常發(fā)生滯凝管線(xiàn)造成的停井產(chǎn)量損失，延長(zhǎng)了摻輸管線(xiàn)的使用壽命，降低了材料消耗，提高了采油時(shí)率，創(chuàng)造了顯著的經(jīng)濟(jì)效益。

[1]鄒艷霞.《采油工藝技術(shù)》[M].石油工業(yè)出版社,2006，(6).

[2]羅英俊.《采油技術(shù)手冊(cè)》[M].石油工業(yè)出版社, 2001，(7).

[3]鄭本祥.《采油工實(shí)用讀本》[M].石油工業(yè)出版社, 2010，(10).