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【论文关键词】冷输 低温集输 管理
【论文摘要】分析了影响冷输井的主要因素，即受原油凝固点、原油中杂质含量、管线粗糙程度、管线长度及综合含水等因素影响，根据实际生产情况对关键参数进行分析。开展冷输集输不加热集油技术，摸索出适合采油队冷输集输的条件，指出了科学操作方法及存在问题，有利于生产管理。 　　
　　所谓冷输即掺常温水不加热集油，是在转油站自放水温度连续稳定在350C左右，计量间掺水压力高于1.4MPa，单井回压不高于0.6MPa的情况下，可采用掺常温水不加热集油方式，可停运站内全部加热炉。
　　
　　1.存在问题
　　
　　（1）回压升高。从正常生产的80口油井抽查对比来看，根据产量降低值和电流的变化（在油压达到0.8MPa时进行量油），油压达到0.60MPa时冲洗干线。便于生产管理，我们把冲洗干线周期定在7天以上，推算出41%的油井（33口）可继续冷输观查，24%的井（19口）冷输时从生产管理上考虑基本上放弃了冷输。
　　（2）环境因素制约冷输生产。在冷输过程中对于出现异常情况（回压大于0.6MPa）应立即恢复掺水，避免管线堵。由于113站掺水泵泵效低，平时运行掺水压力只能达到1.2 MPa。必须将掺水量控制在最小范围内，以保证整个系统的掺水压力。例如西21-S504井产液100t，含水87.0%，该井四天内油压由0.35MPa上升到1.15MPa，液量由100t下降到72t，从产液和含水分析该井压力不应上升这样快，从该井与情况相近的西2-丙02井（油压14天由0.32 MPa上升到0.88MPa，液量由101t下降到95t）对比，该井处于低洼地带，低洼地带里水把干线淹没，春季温度低，造成的油压上升较快。
　　（3）电流变化明显。有部分井因产量降低电流明显变化。北1-52-532冷输前电流51/49，回压0.28MPa，冷输第8天电流变化55/47，回压0.49MPa。高121-23冷输前电流38/35，回压0.28MPa，冷输第8天电流变化42/33，回压0.95MPa。
　　（4）热洗周期缩短。因为热洗周期与含水，井口油压增大，电流变化等因素有关。在较长时间冷输的情况下热洗周期一定会缩短。
　　（5）产量下降。高117-检23井冷输前产液量39t，电流49/43，回压0.3MPa，冷输第8天产液量20t，电流51/42，回压1.05MPa，这样井占全队的58.7%。这种情况下因冲洗干线不及时，增加悬点最大载荷，结蜡点上部的抽油杆柱产生弯曲。因而检泵率较高。在四月末五月初共出现异常井12井次，其中功图反映断脱1井次，1口卡泵，7口负荷大，造成功图稍发胖，载荷变化大，产量降低，3口井为漏失。B1-D7-126，冷输前77.85/25.89 KN，冷输后38.78/31.03KN。非正常时与正常时的光杆上下载荷有非常明显的变化，尤其是断脱井的载荷变化特别大，如高109-27井正常时光杆上下载荷为51.77/9.27KN，其见聚浓度为57.35mg/l，问题时该井液面在井口，光杆上下载荷为18.49/5.65KN。判断其断脱，作业中发现第30根杆断，上次作业日期是2004年5月17日，热洗周期80天，冷输过程中，该井热洗与下次热洗周期时间差35天，2005年4月28日该井抽油杆断脱。分析有两种原因：一是上次作业时杆没有检测，有疲劳点。二是冷输实验中蜡的作用，导致抽油杆载荷加大。高121-25井4月28日上午发现该井不同步后没来得及热洗造成卡泵，后测油压1.35MPa，套压0.78MPa，初步判断因管线回压高，制约原油流速，蜡从油中析出凝结在管壁上，造成卡泵。下午热洗车热洗三小时后抽油机正常生产，测油压0.32MPa。
　　
　　2.影响因素
　　
　　（1）凝固点。原油由液体变成固体，或相反从固体变成液体都不象单一化合物那样在一定的温度点完成，而是逐渐完成的。随温度降低，变得越来越稠。大庆油田含蜡量在20%-30%，原油凝固点在25--30℃之间，这一温度正是大庆原油在规定条件下冷却到停止运移时的最高温度。从我们现场对回油温度监测来看，除电泵井外，绝大部分回油温度均在32℃左右，单井最低达到28℃。冷输时，一些单井回油温度低，接近于凝固点，可以看出凝固点滞留了流速，原油失去了流动性，慢慢凝固，缩小了油线孔径，增加了油流阻力。
　　（2）原油中杂质、泥、砂。原油中的水粒及砂粒都是结晶核聚集的良好晶核，在原油结蜡时，甚至会使原油凝固。从高111-26井分析看，该井在回压达到0.82MP时，产液量降低，油管线不通。从后期泵漏失作业检泵来看，活塞卡死在泵筒内，泵筒内有大量砂粒，从该井现场观察，原油中杂质、泥、砂等都影响冷输生产。
　　（3）管线严重老化，粗糙。北1-60-528井与西丁2-1井对比，我们看到产液、含水、回油温度、管线长度、泵况等大致相同下进行对比。两口井冷输时冲洗干线周期确大不相同，在管线内部进行分析，通过管线打眼进行解剖观察，北1-60-528井是新更换管线，而西丁2-1井是严重老化管线，管线粗糙。原因基本是由管线内部粗糙引起的，管线内部粗糙使来油油流速度变小，引发结蜡快。
　　（4）单井管线长度。选取了不同管线长度，但产液量、含水、油压接近的6口井，对其压力变化见表1。
　　由表1可知，压力升至0.60MPa所用的时间分别为4天、6天、8天、10天、12天，需要冲洗地面管线。对于管线长的井压力上升较快，主要是因为，管线越长，热量损失越大，原油析蜡凝固在管壁的时间越短，压力升高越快。从目前实际生产管理角度考虑，管线超过600m的井由于回压升升高较快，管线冲洗周期短，不利于冷输，特别是冬季管理，管线易凝。
　　（5）产液量、含水。统计表明，含水低于70％的井，共8口，低含水井产量降低幅度较大，冷输前平均日产液23t，日产油12t，综合含水47.28％，冷输2-4天产量不同程度的下降，在冷输第四天时，平均日降液9t，冲洗干线周期3天，如高111-更27井，含水36.4%，冷输前日产液22t，回压0.28MPa，冷输第4天，日产液12t，回压上升到0.88MPa，日影响液量10t。这部分井回压上升快，原油粘度高，流动性差，输送过程中管壁易结蜡，容易造成卡泵等。加上冲洗干线周期短，员工工作量大，冲洗较乱，影响系统压力，给生产管理带来极大困难。因此直接定性，含水低于70％的油井不适合冷输生产。统计含水70％-80％之间共10口井，这部分井产量下降幅度也较大，冷输前后对比平均日降液7t，冲洗干线周期4-5天，从结蜡及管理角度考虑也不适合冷输。统计含水80％-90％之间共25口井，这部分井中产液80t以上8口井适合季节性冷输。含水大于90%井37口，其中日产液80t以上10口井，冲洗干线周期12天以上，适合常年冷输，日产液80t以下井适合季节性冷输。含水小于80%的井不适合冷输，含水大于80%产液80t以上、含水小于90%产液80t以下的井适合季节性冷输，含水大于90%产液80t以上的井适合常年冷输。
　　（6）采出液聚合物浓度高和地面原油粘度。部分符合季节停掺条件井，因采出液聚合物浓度高（或是乳化油形式），冲洗干线周期比季节停掺没见聚时短，可见采出液聚合物浓度高也影响了冷输生产。大庆油田萨尔图和葡萄花油层原油粘度在50℃时为19.4MPa.s和18.9MPa.s，无论是地面原油还是地下原油，其粘度对温度的变化都是很敏感的。温度增加，粘度降低，相反，温度下降，粘度增加。在冷输时，温度降低，粘度增加，使来油油流速度变小，引发结蜡快， 影响冷输生产。
　　（7）管径、环境、管理制度不同等。从生产管理角度考虑，把6天以上冲洗干线的井定为符合冷输条件的井，这部分井分布在8个计量间，较分散。建议把分布在8个计量间33口井进行停掺，其它47口井我们进行低温集输。
　　
　　3.结束语
　　
　　大庆原油凝固点在25-30℃之间，对于回油温度低于30℃的油井不适合冷输输送，应采取低温集输方式。管线长度超过600m的井不利于冷输，特别是冬季管理，管线易凝。从产液、含水角度考虑，含水低于70%井即不适合冷输也不适合低温集输，含水70-80%井不适合冷输但适合低温集输，含水80%-90%之间，产液80t以上的井适合季节性冷输，含水大于90%，产液80t以上的井适合常年冷输。抽油机井发现油压上升到0.6MPa时立即冲洗地面管线。在冬季，要加强停掺井的管理，对停掺的测压井、作业井、故障停机井要采取得当的应对措施，及时处理防止管线冻、堵、凝的发生。
　　
　　参考文献：
　　[1] 张琪.采油工程原理与设计[M].山东：石油大学出版社，2000.