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高压低渗区块油井清防蜡技术研究

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压低 区块 油井 清防蜡 技术研究
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高 压低渗区块油井清防蜡技术研究杨智勇 (山东省东营市胜利油田现河采油厂采油一矿 29 队)摘要 :高压低渗区块原油凝固点低 、油稠,结蜡现象严重,给采油队的基础管理带来了巨大的工作量和难度 。本文通过对油井结蜡机理 、影响因素 、危害以及目前采用的各类油井结蜡治理手段的阐述,研究适合高压低渗区块油井清防蜡方法 。关键词 :高压低渗区 油井 清防蜡技术1 史深 100 区块概况史深 100 区块位于东营凹陷中央隆起带西端,史南油田北部,史南鼻状构造与郝家鼻状构造之间,主要含油层系为下第三系沙河街组中段 。区块内原油油质重 、粘度大 、油稠 、低饱和 、含蜡高,密度为 力粘度为 结蜡,化验含蜡量在 18%~35%之间,属于中高含蜡区块 。2 油井结蜡的机理 、井结蜡机理 原油中的蜡是指那些碳数比较高的正构烷烃,是多种化合物的混合物 。在开采过程中,随着温度和压力下降以及轻质组分不断逸出,原油溶蜡能力随之不断降低,达到一定条件时,原油中的蜡便以结晶体析出 、聚集并沉积在油套管壁 、抽油杆 、抽油泵等管材和设备上,即出现结蜡现象 。然而现场所遇到的蜡比上述组成也复杂得多:油井中那些与高碳正构烷烃混在一起的既含有其它高碳烃类,又含有沥青质 、胶质 、盐垢 、泥砂 、铁锈 、淤泥和油水乳化液等的黑色半固态和固态物也称为蜡 。蜡影响因素 原油中含蜡量越多,蜡分子的碳数越大,结蜡就越严重,这是油井结蜡的内因,而影响油井结蜡的外因有压力 、温度 、原油中水 、胶质和沥青质以及机械杂质,原油流动速度 、管壁特性等 。其中温度和压力的变化是重要的影响因素 。井结蜡危害 油管 、抽油杆和抽油泵的结蜡,使井筒出油通道内径逐渐缩小,增加了油流阻力,抽油机载荷增加,泵效降低,降低了油井产能,有的甚至将井筒通道堵死,造成油井停产 。抽油杆结蜡造成油杆长期超负荷运行,影响到抽油杆的使用寿命,抽油泵结蜡还会导致抽油泵工作失灵,严重影响抽油效率,甚至将泵卡死,损坏设备 。3 史深 100 区块结蜡油井治理现状分析认为油井结蜡过程主要分为三个过程: ①当温度降到析蜡点以下时,蜡以结晶形式从原油中析出 。②温度继续下降,结晶析出的蜡聚集长大 。③长大的蜡晶沉积在管壁或设备的表面上 。针对油井结蜡的三个过程,清防蜡方法可以分为防蜡 、清蜡 。很多生产现场及实验都证明了,结蜡后时间一长就很难处理掉,因此防蜡是油井生产维护的第一关 。根据人们的生产实践和对结蜡机理的认识,为了防止油井结蜡,可以从以下 3 个方面着手: ①防止蜡晶的析出 。在原油开采过程中,采用某些措施(如提高井筒流体温度等),使得油流温度高于析蜡点,从而阻止蜡晶的析出 。②抑制蜡晶的聚集 。在石蜡结晶已析出的情况下,控制蜡晶长大和聚集的过程,使蜡晶处于分散状态而不会大量聚集 。③改造不利于石蜡沉积的条件,如提高表面光滑度 、改善表面润湿性 、提高井筒流体速度等 。筒防蜡工艺 根据采取措施的手段不同,分为井筒防蜡工艺,地面清蜡管理两类 。其中井筒防蜡工艺包括油管内衬和涂层防蜡 、强磁防蜡器 、电加热杆 、防蜡杆,地面清蜡管理包括高压热洗 、热油循环 、化学清防蜡剂 。管内衬和涂层防蜡 涂层防蜡是提高管壁的光滑度,改善表面润湿性(达到亲水憎油),使蜡不易沉积而达到防蜡的目的 。应用较多的是玻璃衬里油管及涂料油管 。但由于成本高,玻璃内衬易被刮掉造成管壁不好修复,再是偏磨刮掉的碎片等易使凡尔关不严致泵漏,因此在本区块未采用 。磁防蜡器 利用永久磁铁技术,在井底安装特制的磁防蜡器,在液流通道内形成一个强磁场,使流经的液体蜡的晶格遭到破坏,从而防止了结蜡,延长了结蜡周期,效果较好 。加热杆 电热清蜡就是利用电热杆或电缆把电能转成热能进行清蜡 。由于这种方法现场管理要求太高,而且成本消耗大,对电网负荷要求高,不符合节能降耗的要求,故现在不再使用 。蜡杆 从抑制碳化物晶核长大过程和胶质沥青质吸附着手,将防蜡杆下入油井中,使井筒中防蜡剂平均浓度保持在一定浓度,由于化学剂稳定分配在井筒内,随着原油的流动,改变原油中蜡晶之间降集,并在其分子表面形成一层活性水膜,使蜡晶微粒始终处于分散状态,延缓蜡晶聚集 、沉积,达到清防蜡的目的 。该工艺不用加药,不用洗井,减少了洗井费用;杜绝对油层的污染 。压锅炉车热洗 高压热洗是目前史深 100 区块治理油井结蜡的常规手段,具有成本低效果明显的优点而被广泛应用 。本方法通过地面高压锅炉车将达到热洗温度条件的热水从油套环形空间注入最后同原井液经筛管进入油管循环至地面,在此过程中通过热传递将热量传递给管壁上的蜡将其溶下随产出液循环至地面,还可以增加产出液的温度使其始终处在析蜡点以上从而使蜡无法析出 。在热洗的具体实施过程中,每隔 30电流一次,热洗温度 、水量 、时间按规定执行(时间 4h 以上 、水量至少 15预洗 、热洗 、替洗把握好温度,防止泵卡 。对于遇到电流过大 、光杆下行慢等特殊情况,应及时采取活塞提出工作筒 、提高排量 、升高炉温等措施防止泵卡 。但是这种清蜡方法也有些的缺点:热洗后有一定时间的排水期,油井产出液中含水上升;特殊情况下(粘土含量较高)可能导致热洗水压入地层,容易造成地层水敏,对此类井采取加药剂或热油循环清蜡 。污染热油循环清蜡技术 针对诸多洗井工艺的不足,最近我们引进了防污染热洗清蜡工艺,该工艺是依靠抽油机提液作为动力,利用燃油产生的热量对油井自身产出液进行加热,加热后的液体从油套环空中喷注于油管外壁,使其顺油管外壁向下流淌,油管及其内液体自上而下逐渐加热到一定的温度后达到熔蜡进而清蜡的目的 。该工艺以原井液为热洗介质,与地层配伍性好,不污染地层,无排液期 、不影响产量;洗井后含水量没有变化,对水敏井 、强水敏井的正常维护起到良好的作用,避免地层水敏;由于采用自上而下逐渐升温使井筒内蜡块逐渐溶化,不易使大块蜡晶体滑落造成蜡卡,另外工作时间长( 8-10 小时)使得管柱清蜡干净 、彻底,从而能延长洗井周期 。但是应用该工艺也受几种情况限制:产出液在 5m3/00m3/t 以上油井不适合该工艺洗井;由于本区块油稠 、粘度大的特点易造成管线易堵,如冬天热洗时需专门配备压风机 、水泥车等保顺利运行,这又增加了其他的费用成本 。学清蜡剂清防蜡 通过加药装置将化学清蜡剂加入油套环空内,利用其自重流入井底并在油套环空的液体中继续下降,最后到油管的吸入口随原油一起沿着油管被举升到井口,在这过程中药剂不断地吸附在油管内壁表面起到清防蜡作用 。但清蜡剂也有些不足,如相对密度较小,对部分高含水油井不合适;加药受外界环境如路况 、天气的影响;另外药剂本身所使用的溶剂毒性较大且易燃易爆,人工加药时注意安全防护,建议药剂泵连续加药,在保证效果的同时避免天气 、时间等其它因素的影响 。4 结论和建议通过各类清防蜡方法的不断摸索掌握,我们得到了对各类方法的效果评价 。油管内衬和涂层防蜡 、电加热杆工艺因管理或成本等原因在高压低渗区块不适用;而强磁防蜡器和防蜡杆工艺由于防蜡效果较好 、不用加药洗井 、管理方便的优点还在使用,如条件允许可在无法热洗煤矿天地 煤矿天地179综 采放顶煤工作面向斜轴部水患治理耿宏标 程福平 (安徽淮北矿业集团 )煤矿天地 煤矿天地摘要 :介绍了位于向斜轴部的综采放顶煤工作面在治理底板出水过程中采取的的措施,很好的解决了综采放顶煤工作面向斜轴部的底板水患,对同类地质条件下综采工作面的治水提出了指导意义 。关键词 :向斜 水患 治理0 引言石台煤矿位于淮北矿区闸河煤田,是一个年产 150 万 t 的大型矿井, 23123 采面于 2006 年 4 月底装面完毕投入生产,该面位于区下段黄庄向斜轴部,南为张庄矿界,东邻 层,西邻 作面,北邻 作面,其中 作面已回采,与 作面之间均有煤柱相隔,张庄矿靠矿界处已经回采 。煤层厚度 4 米,平均 1 倾角 9 度,走向长 886 米 。倾斜长160 米,工作面沿 10 度俯角向前推进,当切眼推进 110m 后为正常推进,采煤方法为单一走向长壁 、轻型支架综采放顶煤采煤法 。老顶为砂岩,厚 7~13m 浅灰色,细砂岩直接顶为泥岩,厚 3~灰色块状泥岩,局部为中粒砂岩,厚 接底为泥岩,厚 软,含植物根茎化石 。老底为砂岩,厚 10m,浅灰色薄状粉砂岩,局部细砂岩,性硬工作面装备前 、后二部刮板输送机及 6/24压支架 125 架,向斜轴从工作面里段机巷至切眼下段穿过,且向斜轴两翼煤层倾角较大,北翼 15- 18 度,南翼20- 27 度,工作面二端高 、中间低,积水不能自流,对工作面正常回采造成很大影响 。1 作面出水经过及水量变化 2006 年 5 月 19 日 23123 采面切眼推进至 47m 时,距下机巷安全出口 61m、63m 的工作面标高最低处的老塘侧出现底板涌水,底板水量约为 14m3/h,同时顶板出现少量淋水 。当采面走向推到 132m 时水量增至 70m3/h,当采面向前推至 132- 190m 范围时,水量稳定在 14m3/h。水点情况 工作面内共有 2 处出水点,分别距下机巷安全出口 61m、63m 老塘侧,均为底板出水,顶板少量淋水 。运输巷标高为 - 风巷标高为 - 378,出水点标高分别为 - 面推进过程中出水点随着向斜轴的走向而改变 。水原因分析 本矿井下富含水,底板砂岩水及周边采空区内积水是主要直接充水含水层,它位于五煤下,多以砂质泥岩出现,以断层和裂隙接受 岩水的补给 。分析周边构造情况,切眼推进 40- 60m 时,顶板底岩石裂隙最好育,底板砂岩水和周边采空区积水通过裂隙易入水工作,尤其在回采过程中局部破底,导致工作面底板出水 。2 作面俯采推进 。老塘侧出水经前 、后部输送机流入煤壁,工作面拉水煤,造成系统出煤困难 。板淋水,向斜轴部顶板水呈周期性随老顶断裂表现出顶板淋水,作业环境差 。斜轴部积水,底板松软,造成支架稳定性,易造成支架歪架 、咬架 、倒架 。水的影响 、前后部输送机负荷增大,后部输送机在放顶煤及拉后溜时,易出现压死后溜现象 。部输送机底链拉回头水,从机尾流下至工作面,向斜轴部水窝处支架框架被水煤堵实,移架困难 。3 防治措施根据工作面情况 。制定了针对工作面俯采及正常回采的专项治水措施 。期俯采情况下 。在煤壁侧超前煤壁做出水同时在机巷外段低洼点做水仓,安设排水泵进行排水 。机巷向斜轴部最洼点排水仓容积在 200持存储正常出水 30m3/h,在 3h 以上,并在此安设排水泵直接将水排至二水平大巷排水沟 。工作面安设 6 台20m3/h 排水泵,其中 2 台备用,机巷水仓安设 2 台 60m3/h 排水泵,其中 1 台备用,出水点与面内水仓使用风镐凿出一条引水道,以防止前后部输送机带水 。水量大于 30m3/h 时,煤壁侧做水仓排水已不能保持正常生产时,缩短后部输送机至水窝下段,将煤壁侧水仓改至老塘侧最洼点排水,在支架前立柱位置处用装煤的草袋打堰,阻止水流入煤壁侧,确保工作面前部输送机不拉水煤,保证出煤系统正常运转 。泵设电源采用专用双回路电源,与工作面及泵站 、运输系统用电设备分离,确保在检修期间,工作面及机巷正常排水,同时在机巷保留一台备用开关 。工作面结束俯角消失正常推进时,施工引水巷引水 。从机部洼点沿向斜轴部施工引水巷与工作面贯通,采用工字钢架棚支护,在引水巷内挖排水道,放入引水槽,通过引水巷直接将水引至机巷水仓 。在引水巷内每隔 5m,做一个 1m×1m×1m 的小沉淀池,对工作面流出的水进行过滤,防止水煤堵塞引水槽,在前部输送机下方掏一个 300的导水孔,将工作面水引至引水道进行排水 。引水巷随工作面向前推进而超前进行管理 。强底板 、老塘出水造成工作面轴部底软,支架初撑力偏低 。采用下底梁的办法,在底软处支架下方沿顺山方向使用 木下底梁,以增加支护强度,避免出现支架歪倒现象 。强后部输送机清理,拉后溜采用二次将后溜移到位的方法,防止拉后溜时将后部输送机拉错茬 。强水窝处支架框架清理,同时加工专用工具,对输送机的推移千斤顶滑道,进行清理,确保每次都将支架移到位 。作面水窝及机巷水仓处设专人看泵,及时清理水仓 、检修排水设备和排水管路,确保排水系统正常 。每一位职工认真贯彻工作面避灾路线知识,在排水设备出现问题造成工作面淹面或其它危险情况时,及时按避灾路线撤离至安全地点 。4 结束语通过几种不好的治水措施保证了工作面的安全生产,特别是引水道起到明显效果,最重要的是工作面在投产前或生产中都应超前做好水文地质情况的预报,探明地质构造及水情,超前采取积极 、合理的方案,是工作面顺利回采的基础 。或加药的结蜡油井使用以延长结蜡周期;高压热洗效果较好,清蜡较彻底,成本较低,但对水敏井不适用,建议对水敏井采用加药或热油循环等手段清蜡;化学加药对延长结蜡周期具有不可替代的作用;热油循环清蜡工艺效果好,清蜡彻底,不影响产量,避免油井洗死,但适用于产液量 5~25m3/d 或油气比 200m3/t 以上结蜡油井 。对结蜡严重油井采取井筒防蜡工艺与地面清蜡管理相结合的方法 。参考文献 :[1]李颖川 北京:石油工业出版社 : 359~363.[2]李灵芝,潘新军,钱忆春,徐俊,丁院平 小型油气藏 : 47~51.(上接第 179 页)180
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