用流动改进剂实现抽油机井免清蜡和提高系统效率的技术 技术领域:
本发明涉及油田采油井化学清防蜡技术领域所用的一种技术,属于利用油井地面掺水管线添加原油流动改进剂实现采油井免清蜡、提高泵效和系统效率的技术。
背景技术:
目前,针对高含蜡量采油井采取的井口点滴清防蜡化学药剂的方法,无法使井下的药剂浓度始终保持在最低有效浓度以上,因此,清防蜡的效果不理想,只能有限的延长热洗周期,而不能实现采油井的免清蜡。大庆油田抽油机井平均热洗周期为3个月,单井平均一年热洗4次。跟踪计量结果表明,每次热洗平均影响产量36小时,则单井每年热洗时间达144小时,降低了油井的原油产量。
发明内容:
为了克服现有高含蜡量采油井采取的井口点滴清防蜡化学药剂的方法,无法使井下的药剂浓度始终保持在最低有效浓度以上且而不能实现采油井的免清蜡的问题,本发明提供了利用油井地面掺水管线添加原油流动改进剂实现采油井免清蜡、提高泵效和系统效率地技术,该技术可使采油井免清蜡,提高泵效。
本发明采用的技术方案是:利用油井地面掺水管线添加可使油井采出液形成粘度较低的O/W拟乳状液的原油流动改进剂。
上述的可使油井采出液形成粘度小于25mpa.s拟乳状液体,且油井采出液中原油流动改进剂的浓度稳定在100ppm---150ppm。
本发明的有益效果是:由于该技术利用现有的地面掺水管线向油井套管内加入可形成粘度较低(小于25Mpa.s)的O/W拟乳状液的原油流动改进剂,原油流动改进剂可吸附在管壁上形成亲水膜,一方面降低管壁的摩阻,另一方面还将金属管壁的亲油性转变为亲水性,抑制石蜡和凝油向管壁的沉积,浓度稳定的流动改进剂将井底粘度较高的O/W和W/O乳状液变成粘度较低(小于25mpa.s)的O/W拟乳状液,这种粘度低的液体比较容易流动,并可在较小的压差下进入泵筒,改善了抽油泵的生产状况,提高了泵效和抽油机井的系统效率,增加了产量,降低了液面。同时利用地面掺水管线从由井口向套管加药,加大药剂溶液(清水)量,而纯药剂量不变的方法,使原油流动改进剂到达抽油泵入口时的药剂浓度连续、稳定在100ppm---150ppm有效浓度内,实现了采油井免清蜡的目的,同时实现了地面常温输送。本技术适用于所有抽油机井和螺杆泵井,具有防蜡效果好、工艺简单、管理方便、增产、节能降耗的特点。
具体实施方式:
下面结合实施例对本发明作进一步说明:
该技术利用油井地面掺水管线添加可使油井采出液形成粘度较低的O/W拟乳状液的原油流动改进剂,可吸附在管壁上形成亲水膜,一方面降低管壁的摩阻,另一方面还将金属管壁的亲油性转变为亲水性,抑制石蜡和凝油向管壁的沉积;油井采出液形成粘度小于25mpa.s,这种粘度低的液体比较容易流动,并可在较小的压差下进入泵筒,改善了抽油泵的生产状况,提高了泵效和抽油机井的系统效率,增加了产量,降低了液面。且油井采出液中原油流动改进剂的浓度稳定在100ppm---150ppm有效浓度内,实现了采油井免清蜡的目的,同时实现了地面常温输送。本技术适用于所有抽油机井和螺杆泵井,具有防蜡效果好。
实施例1:大庆油田采油一厂一个计量间全部6口抽油机井,利用井口掺水管线向井下添加可形成粘度较低(小于25mpa-s)的O/W拟乳状液的流动改进剂,单井日平均加入药剂量1.35kg/d,单井日平均加入药剂溶液(清水)量3.4m3/d,经过一个冬天共计8个月的试验效果对比数据如下:
采油一厂四矿中十四队407站5#计量间试验数据表
井号 液(t) 油(t) 含水 (%) 套压 (MPa) 油压 (MPa) 流压 (MPa) 沉没度 (m) 电流 上载荷 下载荷 系统效率 (%) 泵效(%) 试 验 前高132-更47 52 12 77.3 0.55 0.40 3.70 450.54 33/29 57.57 18.24 24.94 58.27高133-更47 55 7 87.8 0.46 0.37 4.40 562.43 45/40 53.66 16.90 19.23 60.63高133-更472 27 4 83.6 0.38 0.26 1.10 52.05 51/47 59.56 14.29 20.76 37.56中61-472 60 12 80.0 0.41 0.23 6.40 428.69 50/48 41.04 13.23 17.8 67.28中353-24 8 2 81.1 0.25 0.25 1.90 272.41 14/13 43.86 16.96 8.12 12.56由353-25 94 14 84.8 0.65 0.50 4.80 515.84 21/19 52.39 17.00 33.40 72.39平均单井 49.3 8.5 82.9 0.45 0.34 3.72 380.33 36/33 51.35 16.10 20.71 51.45累计 296 51 82.9 试 验 后高132-更47 62 12 80.4 0.61 0.22 3.20 373.77 33/29 58.24 18.34 33.44 69.48高133-更47 58 7 88.0 0.62 0.20 5.00 585.31 46/47 43.02 16.17 25.66 63.94高133-更472 30 5 84.0 0.56 0.26 1.00 62.69 50/48 56.67 16.37 29.84 41.73由61-472 65 13 80.6 0.60 0.32 4.20 294.9 53/50 45.60 12.44 18.69 72.89由353-24 14 3 81.9 0.48 0.16 1.90 128.08 15/14 41.92 15.98 18.24 21.98由353-25 100 15 84.9 0.60 0.40 2.40 208.09 25/22 51.35 17.70 40.66 77.01平均单井 54.8 9.0 83.6 0.58 0.26 2.95 275.47 37/35 49.47 16.17 27.76 57.84累计 329 54 83.6 前 后 对 比高132-更47 10 0 3.1 0.06 -0.18 -0.50 -76.77 0/0 0.67 0.1 8.5 11.21高133-更47 3 0 0.2 0.16 -0.17 0.60 22.88 1/7 -10.64 -0.73 6.43 3.31高133-更472 3 0 0.4 0.18 0.00 -0.10 10.64 -1/1 -2.89 2.08 9.08 4.17中61-472 5 1 0.6 0.19 0.09 -2.20 -133.79 3/2 4.56 -0.79 0.89 5.61中353-24 6 1 0.8 0.23 -0.09 0.00 -144.33 1/1 -1.94 -0.98 10.12 9.42中353-25 6 1 0.1 -0.05 -0.10 -2.40 -307.75 4/3 -1.04 0.7 7.26 4.62平均单井 5.5 0.6 0.7 0.13 -0.08 -0.77 -104.853 1/2 -1.88 0.06 7.05 6.39累计 33 3
从上表数据可以看出:
1、地面常温输送效果良好:在停掺水情况下平均油压没有升高,说明地面管线无冻堵现象,整个冬季实现了安全生产。
2、加入原油流动改进剂后,井下防蜡效果明显:体现在上载荷下降1.88KN、下载荷上升0.06KN,电流正常波动。
3、深井泵工作环境得以改善,泵况变好:体现在平均流压下降0.77MP、平均沉没度下降104.85米、平均泵效提高6.39%、平均日产液量上升5.5吨。
4、加药后系统效率上升,加药前平均系统效率为20.71%,加药后为27.76%,系统效率升高了7.05%。
实施例2:对实施例1的中61-472井利用该技术进行断脱检泵,累计进行加原油流动改进剂免清蜡试验150天,该井原热洗周期90天,试验期间未洗井。现场跟踪发现尽管停机72小时并且未洗井,起杆时抽油杆上死油很少并容易剥落,抽油杆和油管没有明显结蜡现象,证明了该试验井防蜡效果明显。
通过以上试验说明,掺水管线加药方式能够保证井底药剂浓度的稳定在有效防蜡浓度以上,能够实现油井免清蜡和地面常温输送。同时改善了抽油泵的生产状况,提高了泵效和抽油机井的系统效率,增加了产量,降低了液面,试验效果良好。产生的经济效益可观,若采油一厂现有抽油机井4816口,平均单井日产油量6t/d,产出情况:
1)延长热洗周期而少影响油量的效益:热洗周期由90天变为免热洗,则每口井每年可少热洗4次,每次热洗平均影响约36小时的产量,则年减少热洗影响产量17.3万吨。原油价格分别按15美元/桶计算,年经济效益1.57亿元。
2)减少热洗水、电用量:减少热洗水用量77万立方米,减少耗电51.3万度。年节水节电效益77万元。
3)节气效益:单井平均每天节气24m3,4816口井年节气4218.8×104m3,天然气价格冬夏平均按0.6元/m3计,年节气效益2531万元。
4)年节省加破乳剂费用578万元。
5)减少化学清防蜡剂费用711.7万元。
总产出1.959亿元。
投入:
1)4816口井全年加流动改进剂1582吨,药剂8000元/吨,年加药投入1266万元。
2)地面设备当年折旧费用:240万元。
纯经济效益=产出-投入=1.8亿元/年,效益可观可行。