HW-01系列防蜡降粘剂在不加热集油中的应用

为解决大庆油田环状集油流程“三不”(油井采出液不掺水、不加热 ,油井不用热水洗井 )集油试验中集油管道压降上升过快、抽油机不能正常生产的困难 ,在油井油套环形空间连续点滴和批加HW 0 1系列油井及集油管道防蜡降粘剂 ,取得了油井防蜡和降低集油管道压降双重功效 ,既实现了试验集油环秋季、冬季和春季 2 2 1天“三不”集油 ,又节省了大量的油井清防蜡剂 ,取得了良好的节能降耗效果。本文对该试验作了简要的介绍 ,指出了试验过程中出现的一些问题并提出了改进意见。     

长庆油田井口高回压影响因素及治理措施

针对长庆油田部分油井高回压的现状,对其影响因素进行了分析,认为原油黏度高、极端地面温度低和地形起伏高差大是产生井口高回压的主要原因,提出了采用加热降低原油黏度、套管口添加破乳剂、井口安装自力式调节阀、在井场安装增压橇、增压点安装混输泵、防蜡和清蜡工艺等来解决该问题的措施,使近50个试验井口的油井回压由4～10MPa降低到≤2.5MPa。     

三管伴热流程停热伴水的不加热输送试验

任丘岔河集油田原采用三管伴热流程。1985年开始进行了停热伴水不加热输送现场试验,其主要内容为:投球与不投球试验;停输、再启动试验;井口回压增大后对抽油机负荷的影响试验;输油温度与油管线的结蜡强度试验;抽油机井口回压变化对油井产量的影响试验;自喷井井口回压变化对产量的影响试验;三管伴热热损耗试验;加药降粘试验;长时间不投球试验。试验结果表明:采用不加热输送的油井,每年至少有7个月可不加热输油,每口油井每年可节约天然气1176m~3(或原油11.76t),合人民币1176元。井口回压一般上升0.049～0.294MPa,不影响油井产量;输油温度低于24℃,管线结蜡不多,可以不投球;含水高于30%的油井,加 AE8031破乳剂、浓度1/万,降粘效果显著。     

HW—01系列防蜡降粘剂在不加热集油田的应用

为解决大庆油田环状集油流程“三不”集油试验中集油管道压降上升过快、抽油机不能正常生产的困难，在油井油套环形空间连续点滴和批加ＨＷ－０１系列油井及集油管道防蜡降断剂，取得了油井防蜡和降低集油管道压降双重功效。本文对该试验作了简要的介绍，指出了试验过程中出现的一些问题并提出了改进意见。     

水平油田油井回压高原因分析及整改措施

针对水平油田油井回压高现象全面系统地加以分析,指出该油田原油温度低、油稠结蜡、伴生气少、外输干线长是影响油井正常生产的主要原因.通过外输泵排液、升温加药降粘等整改措施,油井回压由原来1.35MPa下降到目前的0,35MPa.实施效果表明,降低回压对保证水平油田采油系统平稳运行非常有效.     

油井清防蜡工艺技术探讨

介绍了油井结蜡的成因及其危害，阐述了清防蜡剂的作用机理，在清防蜡剂的选用、加药方式、周期以及加药量的确定等方面进行了大量的现场试验，取得一定的成效，减少了现场加药的盲目性和随意性，使油井清防蜡剂的应用更有针对性和有效性，进而提高油井管理的综合效益。     

乳化降黏剂的制备及其在油田单管集油中的应用

针对大庆油田单管通球集输试验井采出液黏度高、集油阻力大,部分油井出油压力长期偏高导致井口漏油以及抽油杆滞后等问题,开发了能减小油井集油阻力和降低出油压力的原油乳化降黏剂DS2001。室内评价表明,采用该降黏剂可使采出液表观黏度显著降低,降黏率大于70%。在大庆油田第六采油厂单管通球集输高油压井L12-AS2911开展了现场应用试验,结果表明,乳化降黏剂DS2001的加药浓度为200 mg/L时,可使油井出油压力由3.5 MPa降低至0.8MPa左右,抽油机载荷改善显著,油井运行平稳。     

利用地面掺水管线添加原油流动改进剂的可行性

针对双管伴热集油流程中油井使用常规井口点滴罐加入原油流动改进剂效果差的问题,提出一种利用油井地面掺水管线,将化学药剂以稳定的速率连续加入油井油套环形空间内的加药技术.这种加药技术具有采出液中含药剂浓度稳定、管理方便等优点.对其技术原理、工艺流程及配套技术进行了论述,并通过现场试验效果,证明了该技术的可行性.     

稠油区块地面工艺问题的整改方案

古城油田BQ10区具体整改内容包括以下两个层面:对该区块3#集油注汽站、计量站和所有生产油井的低压伴热系统进行整改;对注汽站内高压注汽锅炉的燃油、给水、吹灰系统及配套部分等进行改造和扩建。单井集油管道长度小于200 m的油井,采用目前的伴热管线直接改掺水流程;单井集油管道长度200 m以上的油井,新增掺水管线(DN25 mm埋地保温管);单井管线长度大于350 m的油井,为降低井口回压,新敷设埋地集油管线(DN50 mm埋地保温管)。推荐采用掺水降黏集输流程,掺水降黏集油流程平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程可降低0.1~0.3 MPa,减少热耗50%~60%,节能效果较明显。     

埕岛油田加药降黏输送技术

针对海上采油集输的特殊要求,以降低外输干压为目标,以自动加药、远程监控、远程操作为标准,首先在CB6D平台安装加药撬块.实施加药后,使得平台干压由2.20 MPa降至1.67 MPa,原油产量由318 t/d增至331 t/d.此后,先后在CB27A、CB243A、CB273A平台安装该型加药装置,实施后取得较好的效果:外输干压降低,潜油电机实际消耗功率下降,耗电量下降；集输管网摩阻损失在0.5 MPa左右,井口加入破乳剂以后,井口回压明显下降,可有效减少摩阻能耗.     

聚驱集油管道高回压成因分析及淤积规律研究

近年来,油井回压有逐步升高的趋势,且以聚驱油井为主,影响油井出油效率和潜力发挥。分析认为含聚采出液粘度高,富含聚合物、蜡及沥青质等重组分的粘胶团增多,在管道内淤积,致使过流面积减小,阻力增加,进而导致井口回压升高;集输温度、含聚浓度及管输液量的变化均会不同程度的加剧管道淤积程度,管路入口、阀门、弯头处淤积行为尤为严重。针对聚驱采出液性质特点,合理确定集输工艺设计参数(集输半径、集输温度等),完善管道清淤工艺设施,实施常态化管道清淤措施,减轻聚驱集油管道清淤程度,降低井口回压,确保聚驱油井平稳运行。     

稠油油田化学清防蜡技术的应用

介绍了化学清防蜡剂的室内筛选试验及清防蜡作用机理，针对河南稠油油田稠油井的实际情况，现场应用化学清防蜡技术70井次，共计使用LH－XIII清防蜡剂6690kg，PR－1清防蜡剂2175kg，共计增油3849t，节约检泵次数98.51次，每井次平均延长油井免修期42d，取得了较好的清防蜡效果，经济效益显著。     

一种高效防蜡降凝剂的研制与应用

姬塬油田部分区块原油蜡质、胶质含量高,油井结蜡严重,现有防蜡技术在该区块应用效果不佳,针对上述问题利用蜡晶晶格扭曲机理和微乳液机理,将蜡晶改进剂以纳米颗粒的形式均匀分布在水中,制备出一种不易燃烧、防蜡降黏效果好、密度较大、冬季可方便使用的高效防蜡降凝剂。研究结果表明,在最佳的合成工艺条件下制备出的高效防蜡降凝剂,纳米粒子的平均粒径为100 nm左右。与现场在用产品相比防蜡率由33.56%提高到88.2%,降黏率由31.06%提高至84.1%,原油凝点由22℃下降至14℃。现场采用连续加药方式实验182口井,使用高效防蜡降凝剂后,油井载荷平均下降0.75 kN,油井平均结蜡周期可延长4倍以上,可有效减少洗井次数,提高油井产油量。     

微生物清蜡降黏的边零区块油井节能开采

为解决边零区块在开发后期需要在井口安装电加热器降低井口回压的问题,从X边零区块的油井采出液中筛选、分离、培养与扩培出清蜡降黏的混合菌群,生长温度为30～100℃,能在矿化度为200000～350000 mg/L下生长繁殖,菌剂中石油烃降解菌的浓度为1.0×108 L-1。微生物菌种作用于含蜡原油后,原油的凝固点、黏度和含蜡量均有所降低。在30余口油井中应用后结果表明,抽油机负荷平均下降23.1%,井口回压控制在0.7～1.2 MPa之内,井口电加热器停用,日节电近9000 kWh,为同类油藏提供了技术借鉴。     

数字化多井口加药装置的研究与应用

在油田开发过程中,随着温度、压力的降低和气体的析出,原油对蜡的溶解能力下降,油井结蜡在所难免。在人工投加化学药品进行油井清防蜡时,由于受天气、人员技能及责任心等多方面因素影响,效果难以得到有效保障,针对此类问题,研制了数字化多井口加药装置,该装置安装在丛式井组上可实现一机多井冲击式加药,操作管理人员在远程可随时观察药剂的注量和存量,可根据需要调整药剂的加注流量,并通过综合分析判断数字化系统油井载荷变化情况,实施自动加药,现场试验效果较好,实现了油井环空投加化学助剂的定量化、持续化、可控化、数字化、无人化,为油井清防蜡工艺提供了新的技术途径     

井口回压对油井产量及抽油机耗电量的影响

分析了油井回压对油井产量、抽油机耗电量的影响。在新肇油田选取了10口油井,将井口回压从初始的0.4MPa调到1.4MPa,同时观察井口的产液量和耗电量的变化情况。综合起来看,抽油机井的产液量随井口回压升高而降低;抽油机井耗电量随井口回压升高而上升。根据试验得出了油井的产液量随着井口回压变化的理论计算公式及油井的耗电量随井口回压变化的理论计算公式。     

BJ系列清蜡剂及其现场应用

以磷酸酯为主要成份,根据不同需要和油井情况,加入其它表面活性剂和各种溶剂,配制成不同比重、不同闪点和不同凝固点的五种清蜡剂,形成 BJ 系列产品。室内溶蜡和脱蜡试验评定表明,该系列清蜡剂的清蜡效果优于目前某些油田使用的 SAE 乳液清蜡剂和 HQ 清蜡剂。江汉、辽河、冀东、大港、任邱、大庆、胜利和南阳等油田用 BJ 系列清蜡剂进行了现场试验。试验的油井有抽油机井、自喷井、枯井和气井。试验的方法有连续加药法、间歇加药法和挤入地层法。实验结果表明,加入 BJ 清蜡剂后,油井热洗周期普遍延长一倍以上,并收到了增产、稳产的良好效果,某些井的产量大幅度增加。     

高回压对油井的影响及治理措施

单井回压低于单井井口掺水压力,判断掺水可以进入回油管线,该井可以正常生产.当单井回压高于单井井口掺水压力,超过计量间回压时,判断掺水不能进入回油管线.此时该井回油管线堵,采取热洗泵冲洗管线,严重时用水泥车处理.确定水、聚驱油井回压的界限及治理措施,聚驱单管集油的油井加密录取油、套压及电流资料,回压超过正常压力0.5 MPa的机采井,及时进行冲洗地面管线,保证回压控制在0.8 MPa以下.水驱油井回压的确定要根据单井的实际生产情况,结合单井的各项生产参数制定合理的热洗周期和清蜡周期.     

红柳泉油田采油井合理清蜡方式问题探讨

原油在开采过程中虽有不少防蜡方法,但油井结蜡仍不可避免,油井结蜡已成为影响油田正常生产的常规问题。结蜡常造成油井油流通道减小,油井负荷增大,井口回压升高,严重时甚至会造成蜡卡、抽油杆断脱等,增加维护性作业井次。防蜡和清蜡措施一直是油田进行油井维护管理工作的重要手段之一。本文针对目前红柳泉油田清防蜡方法,简要阐述了油井合理清防蜡方法,对现场如何采取防蜡清蜡措施具有一定的指导意义。     

论“三高”原油不加热集油的影响因素

以大庆萨南油田室内和现场试验研究结果及矿场生产实际为论据，对油井出油温度，油井生产状况，原油流变特性，原油含水率四个影响“三高”（高含蜡，高凝点，高粘度）原油不加热集油的主要因素及其相关问题进行了论述。给出了油井实施不加热集油的可行性及其工艺方法；提出了在低温不加热集同条件下，“三高”原油生产井出油管道结蜡轻微或基本不结蜡，井口回压高的主要原因是“三高”原油的低温高粘特性所致，低温集油基本不影响油