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不加热冷输集输技术的应用论文不加热冷输集输技术的应用论文【论文摘要】分析了影响冷输井的主要因素，即受原油凝固点、原油中杂质含量、管线粗糙程度、管线长度及综合含水等因素影响，根据实际生产情况对关键参数进行分析。开展冷输集输不加热集油技术，摸索出适合采油队冷输集输的条件，指出了科学操作方法及存在问题，有利于生产管理。【论文关键词】冷输低温集输管理所谓冷输即掺常温水不加热集油，是在转油站自放水温度连续稳定在350C左右，计量间掺水压力高于1.4MPa，单井回压不高于0.6MPa的情况下，可采用掺常温水不加热集油方式，可停运站内全部加热炉。1.存在问题（1）回压升高。从正常生产的80口油井抽查对比来看，根据产量降低值和电流的变化（在油压达到0.8MPa时进行量油），油压达到0.60MPa时冲洗干线。便于生产管理，我们把冲洗干线周期定在7天以上，推算出41%的油井（33口）可继续冷输观查，24%的井（19口）冷输时从生产管理上考虑基本上放弃了冷输。（2）环境因素制约冷输生产。在冷输过程中对于出现异常情况（回压大于0.6MPa）应立即恢复掺水，避免管线堵。由于113站掺水泵泵效低，平时运行掺水压力只能达到1.2MPa。必须将掺水量控制在最小范围内，以保证整个系统的掺水压力。例如西21-S504井产液100t，含水87.0%，该井四天内油压由0.35MPa上升到1.15MPa，液量由100t下降到72t，从产液和含水分析该井压力不应上升这样快，从该井与情况相近的西2-丙02井（油压14天由0.32MPa上升到0.88MPa，液量由101t下降到95t）对比，该井处于低洼地带，低洼地带里水把干线淹没，春季温度低，造成的油压上升较快。（3）电流变化明显。有部分井因产量降低电流明显变化。北1-52-532冷输前电流51/49，回压0.28MPa，冷输第8天电流变化55/47，回压0.49MPa。高121-23冷输前电流38/35，回压0.28MPa，冷输第8天电流变化42/33，回压0.95MPa。（4）热洗周期缩短。因为热洗周期与含水，井口油压增大，电流变化等因素有关。在较长时间冷输的情况下热洗周期一定会缩短。（5）产量下降。高117-检23井冷输前产液量39t，电流49/43，回压0.3MPa，冷输第8天产液量20t，电流51/42，回压1.05MPa，这样井占全队的58.7%。这种情况下因冲洗干线不及时，增加悬点最大载荷，结蜡点上部的抽油杆柱产生弯曲。因而检泵率较高。在四月末五月初共出现异常井12井次，其中功图反映断脱1井次，1口卡泵，7口负荷大，造成功图稍发胖，载荷变化大，产量降低，3口井为漏失。B1-D7-126，冷输前77.85/25.89KN，冷输后38.78/31.03KN。非正常时与正常时的光杆上下载荷有非常明显的变化，尤其是断脱井的载荷变化特别大，如高109-27井正常时光杆上下载荷为51.77/9.27KN，其见聚浓度为57.35mg/l，问题时该井液面在井口，光杆上下载荷为18.49/5.65KN。判断其断脱，作业中发现第30根杆断，上次作业日期是2004年5月17日，热洗周期80天，冷输过程中，该井热洗与下次热洗周期时间差35天，2005年4月28日该井抽油杆断脱。分析有两种原因：一是上次作业时杆没有检测，有疲劳点。二是冷输实验中蜡的作用，导致抽油杆载荷加大。高121-25井4月28日上午发现该井不同步后没来得及热洗造成卡泵，后测油压1.35MPa，套压0.78MPa，初步判断因管线回压高，制约原油流速，蜡从油中析出凝结在管壁上，造成卡泵。下午热洗车热洗三小时后抽油机正常生产，测油压0.32MPa。2.影响因素（1）凝固点。原油由液体变成固体，或相反从固体变成液体都不象单一化合物那样在一定的温度点完成，而是逐渐完成的。随温度降低，变得越来越稠。大庆油田含蜡量在20%-30%，原油凝固点在25--30℃之间，这一温度正是大庆原油在规定条件下冷却到停止运移时的最高温度。从我们现场对回油温度监测来看，除电泵井外，绝大部分回油温度均在32℃左右，单井最低达到28℃。冷输时，一些单井回油温度低，接近于凝固点，可以看出凝固点滞留了流速，原油失去了流动性，慢慢凝固，缩小了油线孔径，增加了油流阻力。（2）原油中杂质、泥、砂。原油中的水粒及砂粒都是结晶核聚集的良好晶核，在原油结蜡时，甚至会使原油凝固。从高111-26井分析看，该井在回压达到0.82MP时，产液量降低，油管线不通。从后期泵漏失作业检泵来看，活塞卡死在泵筒内，泵筒内有大量砂粒，从该井现场观察，原油中杂质、泥、砂等都影响冷输生产。（3）管线严重老化，粗糙。北1-60-528井与西丁2-1井对比，我们看到产液、含水、回油温度、管线长度、泵况等大致相同下进行对比。两口井冷输时冲洗干