油井加药制度优化

油井加药制度优化一、原油含蜡的危害及影响因素1、油井结蜡过程在油层高温高压条件下，蜡溶解在原油中。原油流入井筒后，在从井底上升到井口的流动过程中，其压力和温度逐渐降低。当温度和压力降到蜡析出点时，蜡就从原油中析出。蜡刚从原油中析出的温度称为初始结晶温度或析蜡点。析蜡点与原油性质有关，蜡析出粘附在管壁上，使井筒结蜡。2、井筒含蜡的危害油管结蜡后，缩小了油管的孔径，增加了油流阻力，使高含蜡油井减产，严重时会把油管堵死，抽油杆卡死，影响油井产量。在地面，集油管线中含蜡也会增加回压，严重时会使油井停喷或被迫关井，进行清蜡作业，降低了采油时率，增加了躺井率。油井结蜡一方面影响着流体举升的过流断面，增加了流动阻力；另一方面影响着抽油设备的正常工作。因此，防蜡和清蜡是含蜡原油开采中需要解决的重要问题。3、影响油井结蜡的因素为了制定油田防蜡和清蜡等措施，必须充分了解影响结蜡的各种因素和掌握结蜡规律。通过对油井结蜡现象的观察和实验室对结蜡过程的研究，影响结蜡的主要因素包括四个方面，即：原油组成（包括蜡、胶质和沥青的含量）、油井的开采条件(如温度、压力、气油比和产量等)、原油中的杂质(泥、砂和水等)以及沉积表面的粗糙度和表面性质。3.1、原油的性质及含蜡量油井结蜡的内在因素是因为原油中溶解有石蜡，在其它条件相同的前提下，原油中含蜡量越高，油井就越容易结蜡。另外，油井的结蜡与原油组分也有一定的关系。原油中所含轻质馏分越多，则蜡的初始结晶温度就越低，保持溶解状态的蜡就越多，即蜡不易出。实验证明，在同一含蜡量的原油中，含轻质成分少的原油，其中的蜡更容易析出。3.2、原油中的胶质、沥青质实验表明，随着胶质含量的增加，蜡的初始结晶温度降低。这是因为，胶质为表面活性物质，它可以吸附于石蜡结晶的表面，阻止结晶体的长大。沥青质是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的颗粒分散于油中，可成为石蜡结晶的中心，对石蜡结晶起到良好的分散作用。根据观察，由于胶质、沥青质的存在，使蜡晶分散得均匀而致密，且与胶质结合的紧密。但有胶质、沥青质存在时，在壁管上沉积的蜡的强度将明显增加，而不易被油流冲走。因此原油中的胶质、沥青质对防蜡和清蜡既有有利的一面，也有不利的一面。3.3、压力和溶解气压力和溶解气对蜡的初始结晶温度的影响如图1所示。从图中可以看出，在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时，原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低(B→A)。在压力低于饱和压力的条件下，由于压力降低时原油中的气体不断脱出，气体分离与膨胀均使原油温度降低，降低了原油对蜡的溶解能力，因而使蜡的初始结晶温度升高(A→C)。在采油过程中，原油从油层向地面流动，压力不断降低；在井筒中，由于油流与井筒及地层间的热交换，油流温度也降低；当压力降低到饱和压力时，便有气体脱出，降低了原油对蜡的溶解能力，使初始结晶温度提高，同时气体的膨胀，发生吸热过程，也促使油流温度降低，从而加重了蜡晶的析出和沉积。3.4、原油中的水和机械杂质原油中的水和机械杂质对蜡的初始结晶温度影响不大。但是原油中的细小砂粒及机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，而促使石蜡结晶的析出，加剧了结蜡过程。油井含水量增加，结蜡程度有所减轻其原因包括：一是水的比热大于油，故含水后可减少液流温度的降低；二是含水量增加后易在管壁形成连续水膜，不利于蜡沉积于管壁。3.5、液流速度、管壁粗糙度及表面性质油井生产实践证明，高产井结蜡情况没有低产井严重。这是因为在通常情况下，高产井的压力高、脱气少、蜡的初始结晶温度低；同时液流速度大，井筒流体流动过程过程中热损失小，从而使液流在井筒内保持较高的温度，蜡不易析出；另一方面由于液流流速高，对管壁的冲刷能力强，蜡不易沉积在管壁上。但是，随着流速的增大，单位时间内通过管道某位置的蜡量增加，加剧了结蜡过程，因此，液流速度对结蜡的影响有正反两个方面的作用，实验结果如图2所示。由图2还可以看出，管材不同，结蜡量也不同。显然管壁越光滑，蜡越不容易沉积。根据有关表面性质对结蜡影响的研究，管壁表面的润湿性对结蜡有明显影响，表面亲水性越强越不易结蜡。由于原油的组成比较复杂。上述只是目前相对清楚的影响油井结蜡的因素，对结蜡过程和机理的认识仍有待于进一步深化。二、目前的清蜡管理桩一生产管理区从2002年4月开始运行化学清蜡这项工作，制订出了一套详细的管理规定和考核细则。（下面内容简述）1、油井清蜡周期及方式的制定（1）根据区块的含蜡程度及区块内单井的液量、油量和含水状况制定清蜡周期，同时根据各单井液量、含水变化及清蜡前后图1蜡的初始结晶温度与压力、溶解气曲线1－油层油；曲线2－脱气油；R－溶解气油比；油层饱和压力9.8MPa；含蜡量4.51％；含胶质2.85％图2流速与结蜡量的关系、油比的关系曲线1－钢管；2,3－塑料管电流、载荷对比,不断对周期进行调整。（2）根据油井清蜡效果、流程、气候及其它实际生产情况，制定、调整和改善油井的清蜡方式。2、油井加药清蜡具体要求（1）一般井套压放净后，利用加药装置直接加药。（2）CO2吞吐井不允许放套压,利用高压加药装置直接加药。（3）高压加药装置承受压力必须达到3MPa以上，加药时要做到不渗不漏。（4）液面在井口的油井,套压低于3MPa时,利用高压加药装置加药,套压高于3MPa时,利用水泥车或掺水加药。（5）自喷井采用热焖清蜡，水泥车正挤200Kg清蜡剂、热水2-3m3热焖12小时后平稳进干。（6）间开井清蜡按生产时间周期为10天,正常井清蜡周期一般为15天,特殊井视电流、载荷变化情况而定。3、油井清蜡资料录取要求正常加药井的资料录取时间确定：载荷资料，月度取一次；电流资料，加药周期小于15天的油井加药前一天录取，加药后次日录取；加药周期为30天的油井，每10天录取一次，对资料发生变化的及时录取分析。4、油井清蜡运行办法（1）清蜡周期、方式由管理区、基层队每月结合制定一次。新投、工艺措施井，基层队5天内提出清蜡方案，和管理区结合后实施，并由管理区上报注采科。（2）油井的清蜡工作由工程技术员运行、监督、指导，建立洗井运行大表和油井清蜡台帐,负责资料的收集和分析,发现异常后及时汇报，各队负责每天将清蜡井井号上报管理区调度室。（3）洗井过程中有杆卡现象，发现后立即汇报管理区调度室。（4）洗井后48小时内不允许停井。（5）油量15吨以上的高产井、自喷井和特殊工艺措施井洗井前一天，由工程技术员通知管理区相关人员，一起到现场监督、运行。5、各项清蜡制度的形成最早的清蜡方式是水泥车热洗，这种方式清蜡彻底，但是最大弊端就是容易污染地层，热洗完的油井要很长时间才能恢复产量，有的油井甚至3-4天以后才能出油。在这个基础上，采取了油井掺水热洗和自身热洗的清蜡方式，掺水热洗这个方式虽然有效彻底，但同样能造成地层污染，只是降低了油井清蜡的成本。油井自身热洗这个方式也有效彻底，并且节约清蜡成本，由于使用的是油井本身的产量，不污染地层。但是不适宜冬季使用，并且受油井产量、地面流程、气源（炉子气量大小）等因素影响较大。在2004年4月以后，始实施化学清蜡的清蜡方式。实施化学清蜡，首先要录取好第一手资料，通过对资料的分析，根据每口油井的特点，制订出相应的加药周期和加药量。在运行过程中由于油井的生产状态不断变化，及时对这些变化资料进行分析，找出油井生产变化规律，针对具体情况，根据结蜡规律，合理调整制度，也就是调整加药量和加药周期。三、化学清蜡存在问题化学防蜡剂清蜡方式是目前使用的主要清蜡方式，桩西采油厂目前大多采用这个方式进行套管加药清蜡。优点:省时省力，消耗成本低，对结蜡情况一般或较轻的油井比较适合。缺点：（1）清蜡不够彻底，化学防蜡剂起到的是防止或减缓结蜡，对于已经结出的蜡难以进行清除。（2）加药周期需要根据油井电流和载荷的变化进行相应的调整。目前缺少合理的理论来指导油井的加药制度。四、化学清蜡制度模型建立1、建立模型参数录取目前所有正常生产结蜡井的加药周期及加药量均为长期摸索，根据生产状况的变化不断调整形成的，调整条件为保证油井正常生产，避免躺井，在这种大的约束下所形成的加药制度均大于该结蜡井的最优化的加药制度，要建立最优化加药制度模型首先必须录取结蜡井在目前生产状况下的最优化加药制度。以目前桩西采油厂现场生产条件，可以依靠远程监控设备条件，选取部分结蜡井，以电流载荷变化为依据，进行加药量减低，加药周期延长试验，录取最终该部分实验结蜡井在目前生产状况下的最优化即最节约成本的加药制度。2、建立清蜡制度与影响因素的关系模型曲线清蜡制度涉及变量为：加药量、加药周期影响结蜡因素：含蜡量、胶质、沥青质、压力、液体流速、管壁性质、温度等。以建议直线模型为例：A（含蜡量）+B(胶质)+C（沥青质）+D（压力）+E（液体速度）+F（管壁性质）+G（温度）+H（其它因素）=X(加药量)+Y（加药周期）约束条件：加药量*加药周期值最小，即阶段加药成本最低。A、B、C、D、E、F、G、H、X、Y为待定参数。根据实验井所取数值对所上待定参数进行拟合计算，确定在直线模型下待定参数的数值。亦可根据不同影响因素影响力大小建立曲线模型，通过实验数值确定待定参数。3、模型曲线的应用模型曲线建立后，我们得到一个以加药量、加药周期为未知量的模型，这样我们可以根据任意一口结蜡井在任意生产条件下加药量与加药周期关系，取加药量与加药周期最小值作为一口结蜡井在一定生产条件下的最优加药制度。五、风险及效益分析1、风险方面模型建立需要对部分结蜡井进行最优化加药制度实验，加药量的减少及加药周期的延长可能会导致部分结蜡井生产出现问题甚至躺井。2、效益方面合理模型的建立可以为结蜡井的加药制度提供理论依据，在结蜡井的生产状况发生变化时，可以有针对性的调整，提供最节约加药成本的加药制度。