提高冷輸井運轉時率管理辦法

龔媛（大慶油田有限責任公司第四采油廠）

由于冷輸井取消了摻水流程，井口通過定期投球控制回壓上升速度，而降低井口回壓只能通過高壓熱洗車沖洗干線；尤其井受效后，受見聚濃度及含水下降等因素影響，回壓上升速度快，影響生產平穩運行。油井回壓高會造成油井地面系統能耗增加、井下管柱交變載荷增加、縮短使用壽命、油井泵效下降，最終影響產量。部分油井回壓速度升高快，發現不及時甚至會造成管線堵塞，導致油井停產，影響油井時率。目前控制回壓的措施只有周期投球和定期高壓熱洗車沖洗干線，工作量很大。

1 提高冷輸井的運轉時率[1]

2014年冷輸井治理圍繞“設備改進、管理優化、技術創新”開展工作，保證了冷輸井平穩運行，提高了冷輸井運轉時率，保證了原油產量的順利完成。

1.1 改進配套裝置，提升冷輸井工藝適應性

1）改進自動投球裝置，提高裝置運行完好率。通過多井串聯通球既降低了單井投資又保障了高黏度采出液的順利集輸。但對部分高回壓井要加強冬季通球操作的生產管理[1]。針對提高冷輸井投球設備運行時率低的問題，通過加強現場管理以及改進自動投球裝置的方式提高投球裝置運行時率。分別針對冷輸井投球蓋、放空閥門等8 項設備問題進行優化改進，2014年第五油礦共計改造自動投球裝置28 臺，投球率從45%升高至75%。

2）安裝電加熱裝置，有效降低冷輸井回壓。高回壓是一直制約冷輸井運行時率的主要因素，針對高回壓井管理難度大的問題，對13 口高回壓井安裝電加熱裝置，安裝后回壓明顯降低，平均回壓從2.48 MPa 降至0.96 MPa，時率由63%提高到85%，很大程度上解決了高回壓問題，提高冷輸井時率，減少了因高回壓造成的產量損失。

1.2 強化管理優化，提升冷輸井管理水平

1）“個性化”制定單井投球周期。由于冷輸井受效后含水及出液狀況差異較大，單井回壓上升速度不同，統一的投球周期無法有效控制回壓，故由基層隊依照礦下發的統一標準并結合單井生產情況“個性化”制定投球周期，每月上交礦冷輸管理崗，礦內制定周期標準見表1。

表1 單管冷輸井執行周期

2）細化投球條件，降低球堵概率。投球可有效控制冷輸井回壓上升速度，是冷輸井控制回壓最直接、最簡便的措施，但一些情況下投球會造成膠球堵塞在管線中，造成油井停產。通過摸索實踐規定了投球注意事項，降低了球堵幾率。

1.3 實施分壓投球管理，有效減少投球工作量

具體實施方案如下：

◇回壓大于1.5 MPa 以上，變化速度快、上升高，嚴重影響正常生產，做到每天觀察及時上報，不進行投球；

◇回壓在0.8～1.5 MPa，變化相對平穩，做到逐井都有針對性的熱洗及投球周期，精細管理；

◇回壓小于0.8 MPa，變化不明顯，通過熱洗和投球可以保證其回壓長期處于較低并穩定的狀態，投球周期為7 d。

2014年，通過對單井的跟蹤和分析，第五油礦提高了冷輸井的管理水平，通過冷輸井回壓分類管理方法，有效地降低了工人的勞動強度，減少了沖洗干線的次數，最重要的是與去年同期相比堵井數有所下降，提高了采出效率。

1.4 實施冬夏兩種投球制度，確保冷輸井平穩運行

為了避免冬季室外工作困難、裝置故障率高卡球等問題，第五油礦制定“保證正產生產，將機械化轉為人工手動投球”。

◇夏季投球，以自動投球為主、沖干線為輔；

◇冬季投球，以手動投球為主、沖干線為主。

1.5 強化泵況管理，提升作業質量監督效果

通過對于冷輸井泵況診斷方法的摸索，確立了“三個變化，兩個結合”的泵況管理制度，即做到：嚴盯冷輸井回壓、回油溫度及電流的變化，同時結合取樣與蹩泵結合落實法、功圖與液面結合落實法，縮短了泵況檢測周期，由以前的平均每15 d為一個周期到現在的平均5 d 為一個周期，并通過對回油溫度的監控及時地對泵況井做到預警，使泵況的發現為及時、準確，也提供了一種泵況診斷的較好方法及途徑。

結合“三參數”法提高冷輸井泵況管理水平，確保冷輸井泵況第一時間發現、第一時間申報作業、第一時間上作業；保證產量的完成。具體內容如下：

1）運行參數檢測法。通過總結，冷輸螺桿泵井泵況出現問題時，回油溫度比正常值下降5 ℃以上；在無其他措施的情況下，電流下降到正常值的80%以下；在無其他措施的情況下，扭矩下降到正常值的80%以下。

2）回壓檢測法。由于第五油礦冷輸井特點為產量高、含水低，造成油井回壓普遍偏高，當發現油壓突然下降，一般下降0.4 MPa 時就應該及時落實泵況。

3）取樣檢測法。含水大幅度下降（井口管線死油）； 取樣過程間歇出油；含水突然由正常變為100%。

通過這3 種方法的結合運用，能夠最大限度地解決冷輸螺桿泵井無法計量、泵況發現難的問題，為冷輸螺桿泵井的泵況判斷提供了有力的依據。

同時，實施“一卡、三落實”的方式控制作業成本，提升作業質量監督效果。

2 加強技術創新，解決冷輸井管理難題

通過現場試驗，第五油礦共應用3 種型號聚能清蠟解堵裝置，根據試驗結果，針對聚能清蠟解堵裝置的優缺點進行分析，逐步改進裝置，使之更加適合油田現場應用。

2.1 推廣應用計量間單井回油溫度監測及報警裝置

1）計量間單井回油溫度監測應用效果。對于常規熱洗和高壓熱洗溫度進行實時監測，溫度傳輸間隔為1 min，溫度采集為5 min。通過溫度實時監測，對熱洗進程、熱洗效果進行監測，在保證熱洗質量的同時，提高了熱洗效率，最大限度地降低了熱洗能耗。

同時，安排每周五錄取一次資料，觀察單井回油溫度變化情況，分析單井熱洗質量。熱洗過程中，對洗井回油溫度較低和洗井效果不好的井及時延長熱洗時間，對洗井回油溫度返回較快的井及時縮短熱洗時間；最大程度地優化熱洗時間和熱洗周期，達到最佳的熱洗效果的同時，實現節能降耗的目標。

裝置內置功能有密碼設置，時間設置，閾值設置，短信報警設置，數據導出及歷史數據處理6 項功能。

2）計量間單井回油溫度報警裝置應用效果。該裝置應用于第五油礦13 座冷輸閥組間中，已實現停機回油溫度最低閾值的設定以及停機報警短信提醒的功能，提醒準確率達到90%以上，將繼續跟蹤冬季不同溫度條件下各串接流程單井停機后回油溫度變化情況，設定回油溫度最低閾值，最終達到停機短信提醒準確率達到98%以上。

2.2 開展冷輸井改變集輸介質流態技術研究

由于冷輸井無摻水流程，油井回壓主要受產量、含水、回油溫度及管道規格等因素影響。

由于冷輸井回壓上升速度較快，造成沖洗干線工作量大。第五油礦2014年月平均沖洗干線145井次。

針對冷輸井回壓高造成的管線淤堵，時率降低及沖洗干線工作量大等問題。開展冷輸改變集輸流態技術措施研究：

◇研究利用物理剪切方式改變采出液中原油的流動狀態，使顆粒原油懸浮在水氣中；

◇盡量減少或避免原油與管壁接觸，從而減緩原油淤積管壁造成的回壓上升；

◇達到控制油井回壓上升速度，減少冷輸井管道淤堵概率的目的。

在項目實驗研究中，主要是對采出液中的原油進行切割，使其形成顆粒狀，并能實現低溫輸送。因此，流態化裝置的主要工作部件為殼體、轉子及流體聯接管路。

裝置內部主要由轉子葉片組成，同時葉片上有孔徑為5 mm 的流通孔道；產出液經過流態化裝置時，被不同方向的葉片剪切，處理成顆粒狀，呈分散相分布于水中。

流態化處理前后油水混合物形態對比：

運行參數為產液量40 t/d、溫度20 ℃，含水率90%；處理后油滴粒徑分布范圍在4 ～37 mm 之間。由圖1 和圖2 可見：

圖1 流態化處理前的油水混合物形態

圖2 流態化處理后的油水混合物形態

流態化處理前：油水摻混在一起運動，連續相與分散相間界限模糊，未能形成明顯的水包油狀態輸送，且掛壁現象嚴重；我國現階段絕大部分油田開始進入高含水開發階段，三次采油技術的應用不斷提升。在三次采油過程當中所生成的水包油乳狀液并無法通過電-化學方式進行可靠性分析[2]。

流態化處理后：固體原油被流態化處理裝置切割變成團狀，油團懸浮在水中，完全被水包圍，且沒有明顯掛壁現象。說明流態化裝置正常工作，實現了對油水混合物中固體原油的流態化處理[2]。

經過流態化裝置現場試驗，總結現場最佳集輸參數：

◇在低于31.5 ℃進行輸送；

◇在含水率大于80%區間進行輸送；

◇在含氣狀態下，產液量高于40 t/d 進行輸送。

據此，提出流態化裝置最佳集輸參數為溫度31.5 ℃以下、含水率80%以上、產液量40 t/d 以上。

流態化裝置現場運行效果分析：安裝前，回壓為0.85 MPa，沖洗干線后回壓為0.65 MPa；安裝后，回壓下降至0.60 MPa，之后回壓一直在0.60～0.62 MPa 之間波動，運行較為穩定，效果較好。

3 提高冷輸井運轉時率的效益評價

通過全面系統的冷輸井優化管理，第五油礦油井時率由2013年8月的85.6%提高到2014年4月的95.1%，能夠保證冷輸井停機天數在3 天以內；488口冷輸井按平均單井產油4.2 t/d，原油價格按899元/t 計算，年均多產油創效約552.78 萬元。

[1]趙雪峰.單管集油工藝在大慶油田的應用實踐[J].油氣田地面工程,2012,31(5):54.

[2]呼君.三次采油中水包油乳狀液的超聲波破乳研究[J].價值工程,2013(5):304.