东部过渡带稠油井管理方法初探

周传宝

摘要:从方案设计、参数配置、热洗加药、日常管理等方面入手,对如何界定稠油井的技术指标提出了新见解。结果表明,采用“增温热洗法”和稠油降粘技术,平均单井上载荷分别下降5kN和13.32kN,热洗质量明显提高。同时提出了小泵径、低冲程、低冲次的参数配置,可降低卡泵的发生。

关键词:过渡带技术管理生产管理

过渡带地区,地质条件恶劣,原油物性差,胶质、沥青质的含量远远高于纯油区。纯油区地面原油粘度为23mPa.s,而过渡带地区地面原油粘度为75.2mPa.s。由于原油物性差异大的影响,导致该地区成为卡泵高发区,其卡泵临界时间为停机6h。油井卡泵率的分布由低到高,热洗周期也是由长到短。其中该地区新投产的3、4条带的二次加密井平均热洗周期仅为12d,最短的达到1d,严重影响着该地区的正常生产。因此有必要对该地区所采用的技术手段和管理方法进行总结评价,对今后过渡带地区生产开发和管理提供指导作用。

一、加强热洗管理,摸索出适合本地区的热洗方法

研究表明,结蜡深度与沉没度有直接关系,沉没度越低,结蜡深度越深。东过3、4条带地区大部分井存在供液不足情况,平均沉没度仅为95.31m,加上该地区原油平均粘度达到75.2 mp.s,属于稠油开采区块,油井结蜡现象严重,卡泵率居较高。结合热洗综合运行曲线和四步热洗法,制定了比较适合该地区的“增温热洗法”。即在热洗过程中,替液阶段替净中转站至计量间至井口的低温水,使井口热洗液温度达到75℃。在化蜡阶段要求中转站保持2个小时的高温,使井口热洗液温度达到80℃以上,因为过渡带原油粘度以及胶质、沥青质的含量远高于纯油区,要达到相同的热洗效果,在相同的时间内,就要消耗掉更多的热能。井底化蜡温度也势必升高,才能够比较彻底地清除泵筒附近及下部杆管的结蜡。化蜡阶段结束后,考虑到加热炉长时间高温运行影响其使用寿命的因素,可以降低中转站来水温度,使其到计量间温度保持在75℃以上即可,此时可以放大热洗排量进行排蜡和巩固。通过使用“增温热洗法”,使热洗质量有了很大的提高。对比5口井使用增温和常温两种热洗方法,平均上载荷由62.3kN下降到57.3kN,下降了5kN;平均下载荷由15.1kN上升到19.3kN,上升了4.2kN;目前该方法在东过地区已经推广使用。

二、应用稠油降粘技术是降低卡泵率的一条有效途径

在某矿东部过渡带的8口井上进行了稠油降粘实验。实验表明,8口井都取得显著效果,平均单井上载荷由加药前的49.36kN下降到加药后的36.04kN,下降了13.32kN,下载荷由加药前的20.04kN上升到加药后的21.26kN,上升1.22kN;日耗电量由加药前的181.89kW.h下降到加药后的148.24kW.h,下降33.65kW.h,;日产液量由加药前的10.6t上升到加药后的11.3t,上升了0.7t;粘度由加药前77.12mpa.s下降到加药后37.63mpa.s,降粘率达到51.2%;热洗周期由加药前的10d上升到加药后的46d,上升了36d,可以消除稠油井机杆不同步的现象发生,减少卡泵,减少上高压热洗车和躺井检泵的费用以及工作量,延长热洗周期,方便日常管理。投入产出比为1:13.8,(避免了热洗液倒灌低压油层,影响产量的现象,8口井平均单井日影响油0.7t,折合人民币560元;降低掺水用量,平均单井日节热水4m3,折合人民币4元;减少抽油机日耗电33.65kWh。每口井每周加药25kg,加药周期7d,平均每天单井加药量3.75kg,按照每t药1.1万元计算,每天每口井的药剂费用39元。

三、总结抽油机日常管理经验,为过渡带生产管理提供指导和借鉴

(1)为了防止因停机时间过长导致抽油机卡泵,从而提高油井的有效时率,要做到尽量不停机,当发生机械故障或停电后,要在最短的时间内恢复。

(2)容易发生机杆不同步的抽油机停机时要把驴头停在下死点。因为起抽时,井下相对静止的稠油对下行的抽油杆反作用力比较大,使抽油杆下行速度减缓,造成机杆不同步,同时加大皮带的磨损和电机的消耗,容易造成电机过载保护。

(3)密切关注油井回压及回油温度,及时冲洗地面集油管线,尤其是进入冬季生产后,很容易发生集油管线堵塞,造成抽油机井停机卡泵。

(4)发生卡泵后,使用吊车将活塞提出泵筒,再采用高压热洗车解卡,避免了由于泵筒过流面积小而导致高压热洗水倒灌地层情况的发生,效果非常好。对于卡泵较为严重,热洗处理短时间没有效果的井,可以将活塞提出工作筒,使活塞在油管内工作3-5天后,再使用站内的高压热洗泵或热洗车循环热洗后,将活塞放回到工作筒内。

四、对举升方式和机采井参数配置的建议

(1)选择合理的采油方式,对于过渡带地区部分长期受稠油影响,热洗周期短,而且卡泵频繁的低含水、低产液井采用螺杆泵生产较为适合,很少发生卡泵。210地区共转螺杆泵9口,无一口井发生卡泵,对比9口井转前转后产量,产液量上升5.6t,产油量上升1t。

(2)合理优化参数。因为长冲程,抽油杆下行距离大,在含蜡质、胶质高稠油的反作用力下,抽油杆在下行时容易发生机杆不同步。由于管内及管壁上结蜡、死油的影响,抽油杆上行时负荷又很重,容易造成过载停机。同时,该地区大部分二次加密井供液不足,长期干抽容易导致活塞拉伤和杆断。采用长冲程、低冲次理论设计东部过渡带二次加密井参数时,由于过渡带的原油物性又提出了新的问题。提出了小泵径、低冲程、低冲次的参数配置,降低卡泵的发生。将3、4条部分井进行了下调参数,共下调16口井,有效地缓解了卡泵的发生。

(3)井下下入热洗不倒灌油层阻隔器。由于该地区油层压力低,供液能力差,热洗对油井含水恢复影响很大。B井下安装了热洗不倒灌油层阻隔器,使用后恢复时间(36h)比使用前含水恢复时间(48h)少用12h。建议在该地区日产液15t以下的油井中安装该装置,可减少热洗对油井产油的影响。

五、结束语

应用科学的技术手段是解决问题的关键,抓好日常管理工作,是解决问题行之有效的方法。及时总结生产经验,对抓好稠油地区的开采具有重要意义。油井卡泵率由初期的65%下降到目前的16%,利用率、有效时率分别上升了25%和3.96%。◆

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.