抽油机井热洗技术祥解

单击此处编辑母版标题样式,*,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,抽油机井热洗技术培训讲义,1,目 录,一、抽油机井结蜡规律,1、影响抽油机井结蜡的因素,2、抽油机井采出液结蜡特性,3、抽油机井结蜡的过程,4、抽油机井结蜡的原因,5、抽油机井正常生产时井温变化及结蜡规律,6、抽油机井结蜡对深井泵的影响,7、抽油机井结蜡的危害,8、抽油机井防蜡主要应解决的问题,2,影响热洗质量的因素较多，它不仅受热洗设备、流程状况及提温方式的影响，而且还受热洗参数及热洗方法的影响。目前，抽油机井热洗工艺上仍存在一些不适应：,一是掺水带热洗加热炉提温难度大管理弊端多。要保证热洗温度势必造成整个掺水系统及所有计量间、单井温度过高。造成能源浪费,提温难度大,热洗期间温度达不到要求。且造成热洗设备、管线结垢严重,火管穿孔坍塌几率大。,一、项目来源,目 录,9、抽油机井清防蜡的主要技术措施,二、抽油机井热洗清蜡管理,1、影响热洗质量的因素,2、抽油机井在热洗过程中井温变化特点,3、优化热洗参数完善热洗标准提高热洗质量,4、大排量低压热洗清蜡方法,5、高压蒸汽掺水复合热洗清蜡方法,6、掺水带热洗提温热洗工艺的改进及集中热洗方法,7、热洗周期的确定方法,3,目 录,8、抽油机井热洗不通的原因及处理方法,9、高压热洗车热洗参数、热洗操作及注意事项,10、加大热洗标准实施及监督力度,11、热洗质量监督组检查方式,12、考核采油队的主要热洗指标,三、抽油机井热洗清蜡规程,1、热洗前的准备工作,2、热洗操作,3、用“分步法”确定热洗操作程序,4,目 录,4、“四步热洗法”操作标准,5、“三步热洗法”操作标准,6、“二步热洗法”操作标准,7、热洗过程中的资料录取标准,8、抽油机井热洗质量要求,9、热洗质量监测报表填写及要求,四、抽油机井清防蜡新技术,1、声波防蜡器,2、温控洗井封隔器,5,一、抽油机井结蜡规律,1、影响抽油机井结蜡的因素,原油中含蜡量越多，蜡分子的碳数越大，结蜡越严重，这是油井结蜡的内因，而影响结蜡的外因是多方面的。概述如下：,1）、原油性质对结蜡的影响,原油中轻质馏分越多，溶蜡能力越强，析蜡温度越低，越不容易结蜡。当压力下降，降到泡点以下时，天然气分离出来，降低了原油溶蜡能力，析蜡温度上升，结蜡转为严重。,6,2）、温度对结蜡的影响,当温度保持在析蜡温度以上时，蜡不会析出，就不会结蜡，而温度降到析蜡温度以下时，开始析出蜡结晶，温度越低，析出的蜡越多（但是，析蜡温度是随开采过程中原油组分变化而变化的）。当压力降到泡点以下时，天然气开始分离出来，由于天然气的气化过程中压力降低、天然气膨胀都要吸热，使温度下降，更促进结蜡。,7,3）、原油中胶质和沥青对结蜡的影响,随着胶质含量增加，析蜡温度降低。这是因为胶质本身是活性物质，它可以吸附蜡晶表面，阻止蜡晶长大，而沥青是胶质的进一步聚合物，不溶于油，成极小颗粒分散于油中，对蜡晶起到良好的分散作用。有此可见，由于胶质沥青的存在，蜡晶虽然析出，但不容易聚合、沉积。但是，有胶质沥青质的存在时，沉积的蜡强度明显增加，不易被油流冲走，又促进了结蜡。由此可见，胶质和沥青对结蜡的影响，是矛盾的两个方面，既减缓结蜡，又促成结蜡，就看哪个矛盾方面占主导地位，就起哪方面的作用。,8,4）、原油中机械杂质和水对结蜡的影响,众所周知，有晶核存在时，会促使结晶加快，而机械杂质和水的微粒都会成为结蜡核心，加速结蜡。但随着含水上升，会在油管壁上形成水膜，使析出的蜡不容易沉积在管壁上，减缓结蜡。,9,5）、流速和管壁特性对结蜡的影响,开始随流速升高，结蜡量随之增加，当流速达到临界流速以后结蜡量反而下降。这主要是开始流速增加，单位时间通过蜡量也增加，析出的蜡量也多，所以结蜡严重。达到临界流速以后，由于冲刷作用增强，析出来的蜡晶不能沉积在管壁上，减轻了结蜡速度。管材不同结蜡量也不同，管壁越光滑越不容易结蜡，表面亲水的比亲油的更不容易结蜡。,10,2、抽油机井采出液结蜡特性,对不同井网的,抽油机井进行取样化验分析，分析结蜡特性，摸索结蜡规律。,聚驱原油物性检测结果,11,水驱原油物性检测结果,井 号,含聚浓度（mg/l）,溶蜡点,析蜡点,蜡含量（%）,胶质（%）,沥青（%）,1,25.1,54,40,23.2,7.7,0.17,2,31.0,57,40.5,35.7,5.0,0.12,3,36.4,53,40,31.2,3.8,0.17,4,51.7,55,39,28.7,6.7,0.06,5,54.2,49,37,31.9,4.3,0.11,6,62.0,54,38,23.2,4.2,0.14,7,62.0,55,40,30.4,5.3,0.21,8,143.3,54,43,17.9,10.2,0.14,平均,58.2,54,39,27.8,5.9,0.14,12,由上表可见，聚驱油样与水驱油样相比，含蜡量、溶蜡点、析蜡点大致相同。在胶质、沥青含量上聚驱略微高于水驱。,13,3、抽油机井结蜡的过程,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道或设备的表面上。,从形成石蜡所需能量的角度观察，石蜡首先要在油中的杂质及管壁粗糙处形成，因为这样所需的能量最小，所以石蜡必然要优先在这些地方沉积。,14,4、抽油机井结蜡的原因,井下原油流入井筒后，在从井底上升到井口的流动过程中随着温度、压力的降低和气体的析出，溶解的石蜡便以结晶析出。随着温度的进一步降低，石蜡不断析出，其蜡晶便长大聚集和沉积在管壁上，即出现了结蜡现象。,油管结蜡后缩小了油管孔径，增加了油流阻力，使油井减产，严重时会把油井堵死或卡泵。深井泵结蜡易产生泵漏失，降低泵的充满系数，减少抽油井的产量。,15,5、抽油机井正常生产时井温变化及结蜡规律,在相同井深条件下，不同液面深度,的抽油机,井井温有所不同，液面浅的井，井温,较,高，结蜡深度,较,浅；液面深的井，井温,较,低，结蜡深度,较,深。,16,抽油机井,液面越深，沉没压力,、,流压,越,低，原油脱气吸收大量热量，井筒温度下降越严重，结蜡点下移。尤其是液面接近泵吸入口，原油在地层提前脱气，采出液在泵吸入部分及泵内析蜡。生产井温变化规律表明，沉没度100-300m，平均结蜡深度在液面以上200m左右；沉没度400-600m，结蜡深度在液面附近；沉没度700m以上，结蜡深度在液面以下250m左右。,萨中油田,平均泵深925 m，平均沉没度350 m，推出平均结蜡,点,深度在620 m左右。,17,18,由上图可见，结蜡深度与沉没度有直接关系，沉没度越低，结蜡深度越深。因此，低沉没度井在管理时，切忌将套压放的过低 。一方面，泵的充满系数下降；另一方面，结蜡点下移，热洗周期缩短。,开采薄差油层，单井产能低、沉没度低；聚驱及水驱见聚井见效后，地层供液能力逐渐变差，沉没度下降。这些井同基础井网及一次井网相比结蜡较为严重，结蜡点较深，热洗周期短，热洗清蜡难度大。在管理上合理优化抽汲参数，使抽油机井在合理沉没度(300-500m)下生产,可延长热洗周期，使井筒结蜡点上移，从而降低热洗清蜡难度。,19,6、抽油机井结蜡对深井泵的影响,抽油,机,井结蜡对深井泵的影响：1、井口、地面管线的结蜡，井口回压增大，深井泵压头增大；2、深井泵出口结蜡、油管沿程损失增大、地面驱动系统负荷增大；3、下泵部位结蜡、泵的吸油状况变差；4、泵吸入口以下结蜡，泵效降低，易烧泵。,20,7、抽油机井结蜡的危害,1）、结蜡对产量的影响,缩小了油管孔径，增大抽油杆外径，增加了油流阻力，使油井减产，严重时会把油井堵死，发生卡泵现象。深井泵结蜡易产生泵漏失，降低泵的充满系数，减少抽油井的产量。,21,2）、结蜡对悬点载荷的影响,抽油机井在生产过程中，如果油管内结蜡严重，在结蜡井段的摩擦阻力增大。上冲程中，作用在悬点上的摩擦载荷方向向下，故增加悬点载荷；下冲程中，作用在悬点上的摩擦载荷方向向上，故减小悬点载荷。也就是说，结蜡严重引起摩擦载荷的增大，而摩擦载荷又增加悬点最大载荷，降低悬点最小载荷。抽油杆柱内所产生的循环应力就将超过其许用最大应力，如果热洗周期过长或热洗质量差，经过一定的应力循环次数后，就会在应力集中的地方产生疲劳裂源，从而引发抽油杆柱断脱。,22,3）、结蜡对杆管偏磨的影响,下面以油井结蜡对抽油杆柱所受的液体的摩擦力F影响的计算，来分析结蜡对杆管偏磨的影响。,2l,（,m,2,l,）,F,= (m,2,l)nm(m,2,l),其中：采出液粘度，Pas；,l抽油机长度，m；,抽油杆运动速度, m/s;,m油管内径（D,t,）抽机杆外径(D,r,)之比。,当杆、管结蜡时，油管内径与抽油杆外径比值减小，致使经过结蜡点的抽油杆柱所受到的液体摩擦力大于其它部位受到的摩擦力，且随m的减小，结蜡点处抽油杆柱所受到的液体摩擦力急剧增加，极易导致结蜡点上部的抽油杆柱产生弯曲，从而发生杆管偏磨。,23,综上所述，热洗周期偏长或热洗质量差影响抽油机井的产量；增加悬点最大载荷，降低悬点最小载荷；结蜡点上部的抽油杆柱产生弯曲，从而导致杆管偏磨。因此，寻求最佳的热洗周期和热洗方法，提高热洗质量，是减少异常井，降低抽油机井“两率”的重要手段。,24,8、抽油机井防蜡主要应解决的问题,抽抽油机井防蜡主要应从两个方面着手：1、创造不利于有蜡在管壁上沉积的条件，防止管壁粗糙、亲油和油流速度小引发的结蜡。通过提高管壁的光滑度，改善表面的润湿性，达到防止结蜡的目的。2、抑制石蜡结晶的聚集。从石蜡结晶开始析出到蜡沉积在管壁上，还有一个使结晶长大和聚集的过程，通过加入一定的化学药剂，使蜡晶体保持分散状态，在油管内壁和蜡晶体外形成一层水膜，从而使蜡晶体不能沉积在管壁上，而被油流带出地面。,25,9、抽油机井清防蜡的主要技术措施,目前抽油机井的清防蜡技术措施主要有四种方法：,1）、机械清蜡技术（包括自喷井刮蜡片清蜡，有杆泵抽油井的自动刮蜡器、尼龙刮蜡器清蜡）。,2）、热力清防蜡技术（包括热洗车热洗清蜡、热水循环清蜡、电热杆清蜡、环空超声波清蜡）。,3）、表面清防蜡技术，（包括油管内衬和涂层防蜡，油管内衬化学物质和涂料）。,4,）,、强磁防蜡技术（品种包括油溶型、水溶型、乳液型三种液体和一种固体防蜡剂）。,26,二、抽油机井热洗清蜡管理,1、影响热洗质量因素,通过调查统计，影响热洗质量的因素较多，它不仅受中转站热洗设备和热洗提温方式的影响，而且还受中转站、计量间、抽油机井管理状况和热洗操作等因素的影响。,1）、人为因素对热洗质量的影响,中转站岗位工人、热洗工技术素质差，责任心不强，热洗质量意识淡薄；只注重完成热洗任务，不注重热洗质量。另外，无专职热洗工，热洗质量无法保证。,27,2）、热洗设备因素对热洗质量的影响,掺水带热洗加热炉提温难度大、管理弊端多。掺水带热洗提温方式是靠几台加热炉同时均衡提温，要保证热洗温度势必造成整个掺水系统及所有计量间、单井温度过高,，,造成能源浪费,。由于加热负荷量大，,提温难度大,热洗期间温度达不到要求，且造成热洗设备、管线结垢严重，火管穿孔坍塌几率大。加热炉火管老化、结垢、坍塌、穿孔以及走水状况不好，影响热洗提温。热洗泵泵效差导致热洗压力、排量达不到要求。因排量低、流速小，热洗液热量损失大、温差大，来水温度达不到要求，热洗质量差。,28,3）、流程状况因素对热洗质量的影响,计量间热洗闸门、掺水闸门不严,，热洗液分流,影响热洗排量和压力,。,井口罗卜头串、直掺阀、放气阀、油套连通阀、掺水阀等不严及阀组内漏等影响，使得部分热洗液在井口处回流，造成井下热洗温度低，达不到溶蜡温度，严重影响热洗质量。,4）、抽汲参数及环境对热洗质量的影响,热洗干线跨渠、埋土浅、裸露等保温状况差，每年冬季11月底至次年5月初，半年时间因热洗干线冻死不能热洗。聚驱井站距离远，站间温差大，平均温差在4.8左右。影响热洗质量。抽汲参数越小，抽油机井理论排量就越小，井筒举升液体时间,越,长，热洗效果差。无热洗流程热洗工艺受井场路况及热洗,排,量,低的,影响，热洗效果差或不能按计划洗井。,29,2、抽油机井在热洗过程中井温变化特点,1）、不同液面深度的井其井温随时间的变化不同热洗液进入油套环型空间后，热洗液首先存在热量损失，主要是与井身段及地层采出液的热量交换。液面浅的井热洗液与井身段热量交换损失小；但与采出液的热量交换损失较大。当达到相对平衡后，井温开始进入温度上升阶段。液面深的井热洗液与井身段热量交换损失大；但与采出液的热量交换损失较小。,30,*井，理论排量为149.6m,3,/d，实际产液量61t，沉没度为499 m，热洗泵额定排量25 m,3,/h，热洗时，计量间来水温度82，热洗压力2.8 Mpa，回油温度为75，热洗井温变化见下图。,2、抽油机井在热洗过程中井温变化特点,31,*井热洗过程中井温曲线,915m 700m,500m 300m,32,&井，理论排量为53.2m,3,/d，实际产液量24t，沉没度为799.96 m，中转站热洗泵额定排量25 m,3,/h,热洗时，计量间来水温度84，热洗压力4.3 Mpa，热洗1h后，回油温度为78，不同深度热洗井温变化见下图。,33,100,200,300,400,500,600,700,800,900,1000,30,59.3,36.7,55.6,43.7,52.2,47.8,51.9,47.7,50,深度,热洗前温度（）,20 70,热洗最高温度（）,20 70,热洗,前温,度,热洗,最高,温度,&井,热洗井温度曲线,34,2.1 不同液面深度的井其井温随时间的变化不同,热洗液进入油套环型空间后，热洗液首先存在热量损失，主要是与井身段及地层采出液的热量交换。液面浅的井热洗液与井身段热量交换损失小；但与采出液的热量交换损失较大。当达到相对平衡后，井温开始进入温度上升阶段。液面深的井热洗液与井身段热量交换损失大；但与采出液的热量交换损失较小。,35,同一口井，不同深度处井温随时间的变化不同，上部热洗温度高，下部热洗温度低。由曲线2可以看出，井下300m处热洗4h后温度为59.3，500m处温度为55.6，700m处温度为52.2，935m处温度为52。该井结蜡深度为400m左右，若溶蜡温度为54，此处热洗温度已超过56。因此，结蜡深度越靠近上部，热洗温度越高，清蜡效果越好。,2.2 同井不同深度井温随时间的变化不同,36,对于产液量低于20t，沉没度低于150m的井，原油长时间大量脱气，在井筒、油套环形空间及周围地层形成低温场，热洗液与低温场热量交换损失大，热洗温度达不到溶蜡温度，热洗清蜡效果不佳。由曲线3可见，井下900-1000m处热洗8h后温度为44.6。该井结蜡深度为950m左右，溶蜡温度为54，热洗温度远远低于溶蜡温度。,2.3 产能低、供液能力差热洗清蜡效果不佳,37,3、优化热洗参数完善热洗标准提高热洗质量,影响热洗质量的参数主要有热洗时间、来水温度、热洗压力和排量。来水温度、压力和排量受到热洗设备的制约。因此，如何确定合理的热洗时间、热洗方法，对保证热洗质量、效果及节能降耗具有十分重要的意义。,1）、计量间来水温度,对于专用热洗炉，计量间来水温度必须在78以上；对于掺水带热洗的提温方式，计量间来水温度在76以上；对于高压蒸汽热洗车，出口温度必须在100以上。,38,2）、热洗排量及压力,中转站应分别配备额定排量为15 m,3,/h 或25 m,3,/h 热洗泵。若深井泵泵径为57mm以下，用额定排量为15 m,3,/h的热洗泵；泵径为70mm以上，用额定排量为25 m,3,/h的热洗泵。这样可保证热洗排量及压力。高压蒸汽热洗车洗井液量必须在30 m,3,以上。,39,c、热洗时间,液量、流速及举升时间关系曲线,40,通过上曲线及热洗井温曲线的分析来确定热洗时间。对于低产液量井，油流被举升到地面的时间要56h，这样热洗液温度会大幅度降低，化蜡效果较差。深井泵泵径大、泵况好，热洗时间则越短。对于液量为20t以下的井，热洗时间为7-8h，沉没度低于150m、泵径为56mm以下的井，热洗时，应把柱塞提出工作筒；液量为20-50t的井，热洗时间为5-6h；液量为50-90t之间的井，热洗时间为4-5h；液量为90t以上的井，热洗时间为3h。上述液量区间的低沉没度井，采用下限热洗时间。,41,4、,大排量低压热洗清蜡方法,针对高压蒸汽热洗车雨季进井场困难、完不成热洗计划等问题，采取大排量低压热洗清蜡方法。,1）、大排量低压热洗的可行性分析,无热洗流程井多分布在过渡带，且这些井具有低产液、低沉没度、低流压、功图反映气影响或供液不足。如果采用高压热洗势必造成热洗液倒灌油层，影响原油产量、污染油层。这部分井虽然没有热洗流程但具有掺水流程，可实现大排量低压热洗。,42,2）、大排量低压热洗试验情况,选择了雨季进车困难的西部过渡带，单井沉没度小于400m、功图反映正常、气影响或供液不足、且结蜡严重的26口井，进行了大排量低压热洗试验。在热洗过程中，为了保证热洗温度、压力，交替关掉3个计量间的掺水，使热洗压力保持在1.8 Mpa、来水温度保持在76以上。同一计量间低压热洗两口井，如果掺水压力低于1 Mpa，则再启动一台掺水泵或热洗泵。对于液量为20t以下的井，沉没度低于150m、泵径为56mm以下的井，热洗时，把柱塞提出工作筒,。,43,3）、大排量低压热洗试验效果,采用大排量低压热洗，见到了较好的效果。大排量低压热洗，在同一计量间同时热洗两口井，这样站间热洗液流量大，流速快，热量损失小，站间温差小。因此，来水温度高、热洗液排量大，热洗效果好。对10口大排量低压热洗井前后生产数据进行对比如下。,44,大排量低压热洗井效果统计表,45,其与高压热洗车热洗后的含水恢复对比,大排量低压热洗的10口井平均含水恢复时间为42h,而热洗车平均含水恢复时间为56h。说明大排量低压热洗可减轻热洗液倒灌油层的矛盾。如111井热洗前含水68.2%，采用上述两种热洗方法，热洗后含水恢复时间曲线。,46,111井热洗后含水恢复对比曲线,大排量低压热洗取得了较好的效果，对于高压热洗车不能正常热洗的、沉没度低于400m、功图反映正常、气影响或供液不足的无热洗流程井，采取大排量低压热洗，解决了无热洗流程受雨季路况影响不能按计划洗井的问题。,47,5、高压蒸汽掺水复合热洗清蜡方法,针对热洗车热洗工作量大、出勤率低完不成热洗计划及热洗排量的问题，采取高压蒸汽掺水复合热洗清蜡方法。,1）、高压蒸汽掺水复合热洗清蜡方法,先用高压蒸汽热洗车，热洗过程中井口温度必须达到100以上，一罐水（15 m,3,）洗完后，再将温度为75以上的掺水改为热洗。对于泵径为44mm的泵，掺水巩固排蜡4h；对于泵径为56mm或57mm的泵，掺水巩固排蜡3h；对于泵径为70mm及70mm以上的泵，掺水巩固排蜡2h。,48,2）、现场应用效果,采用高压蒸汽掺水复合热洗36口井，热洗效果非常理想。由于高压蒸汽热洗车热洗温度高，可达到100以上，化蜡能力强，但排蜡能力差。采用掺水巩固措施，提高了排蜡能力，避免了溶化的蜡重新结晶的现象，使热洗清蜡更彻底。同时，还可减轻热洗液倒灌油层的矛盾。解决了无热洗流程热洗排量低热洗效果的问题。,49,6、掺水带热洗提温热洗工艺的改进及集中热洗方法,针对掺水带热洗的加热炉，热洗时，提温难度大，要保证热洗温度势必造成整个掺水系统温度过高，浪费能源，管线设备结垢严重，火管坍塌几率大等问题。采取了改进措施及集中热洗清蜡方法。,1）、集中热洗清蜡方法,对于16座掺水带热洗提温的中转站采取集中热洗清蜡方法。集中热洗清蜡方法是指一周或一旬内的计划热洗井在一日内集中热洗完。 沉没度低于400m、功图正常、气影响或供液不足的井，采取掺水低压热洗。沉没度大于400m、功图正常或泵况差的井，用热洗泵热洗。,50,2）、现场应用效果,17座中转站掺水带热洗的提温方式改专用热洗炉后，965口抽油机井热洗质量大幅度提高。平均热洗温度由68上升到76，功图为蜡影响的井数大幅度地减少。解决了井、站及计量间掺水温度频繁过高，浪费能源，系统管线设备结垢严重，火管坍塌几率大等问题。,采用集中热洗清蜡方法，见到了较好的效果。减少了站间热洗管线低温水替液次数，节约人力、物力、能源，同时提高了热洗效果。减轻了加热炉频繁提温的次数，缓解了井、站及计量间掺水温度频繁过高，浪费能源，系统管线设备结垢严重，火管坍塌几率大等问题。,由此可见，采取了改进措施及集中热洗清蜡方法，有利于节能降耗，且可大幅度地延长热洗设备的使用寿命。,51,热洗不通的原因：,1）、活塞结蜡堵死。,2）、固定凡尔或游动凡尔打不开。,3）、套压高于泵压。,4）、热洗管线堵。,5）、站内或井上打回流过大。,6）、热洗阀门闸板掉或管线冻。,7）、全井结蜡堵死。,7、抽油机井热洗不通的原因及处理方法,52,处理方法,1）、活塞堵死，把活塞提出工作筒后热洗，热洗时要比正常热洗时的温度高5-10。,2）、固定凡尔球不开，用碰泵的办法震动1-3次，不要重碰。3）、套压高于泵压的要及时放掉套压。,4）、管线堵的要先解堵，然后热洗。5）、井口管线冻的应用热水温开。6）、闸板掉的处理好后，再重新热洗。7）、严格控制打回流的排量。8）、上报作业解堵。,53,热洗监督检查考核细则,1、 要求计量间热洗来水温度75以上，达不到每低1罚200元，扣0.4分。,2、不执行热洗计划或违反热洗管理规定，根据情节罚100500元扣0.2-1分。,3、热洗设备有问题，采油队未及时处理的，扣罚200元-500元，扣0.2-1分。,4、机采井泵况突然异常，检泵延检期不超热洗周期的1/3，如作业现场鉴定，存在杆管结蜡严重或蜡卡等故障，每出现1口井罚1000元，扣2分。,54,5、热洗车组洗井，2档排量达不到85或间歇热洗等问题，每个问题点罚200元，扣0.2分。,6、热洗车组温度表、压力表不准，分别罚500元，扣1分。,7、采油队热洗质量合格率达不到75%，根据情况罚200元-400元, 扣0.4-0.8分。,8、清防蜡数据库等不及时维护或上报不及时罚200元, 扣0.2分。,55,1针对无热洗流程机采井高压热洗车组洗井完不成计划、热洗质量差及热洗清蜡费用高的问题，采取掺水大排量低压集中热洗。,2无热洗流程抽油机井泵况差的及高沉没度抽喷井采取高压蒸汽+掺水复合热洗。,3有热洗流程机采井由于季节常温集油，把两用加热炉停运，为了热洗加热炉频繁提温、降温及单井热洗替液等带来的能源浪费以及快速提温对热洗设备的负面影响，应采取掺水大排量低压及热洗泵集中热洗。,确定合理热洗方式,56,1每月的上、中、下旬利用1-2天集中热洗，保证1-2天内将各旬热洗计划集中热洗完。,2有热洗流程选井标准：供液不足、气影响或泵况正常沉没度400米以下的机采井，可以采用掺水大排量低压热洗；沉没度400米以上泵况正常或抽喷井采用热洗泵热洗。,3无热洗流程选井标准：供液不足、气影响或泵况正常沉没度在400米以下井，采用掺水大排量低压热洗；沉没度400米以上泵况正常及抽喷井采用高压蒸汽+掺水复合热洗。,制定合理热洗计划,57,4.1热洗泵热洗操作,4.1.1倒替液流程，替净油站到计量间及井口管线低温水待计量间替液回油温度至75，打开热洗、套管阀门，将高温水倒入套管。,4.1.2热洗前20分钟，必须小排量化蜡，并观察萝卜头、井口直掺、油套连通阀、放气阀门等是否窜；并注意观察电流及光杆运行状况。,4.1.3热洗过程中计量间热洗汇管来水温度保持在75以上，热洗压力控制在2.0-4.0MP之间。,4.1.4泵效好的热洗泵一台同时可洗44mm泵抽油井3口；57mm2口；70mm以上的大泵1口。,热洗操作标准,58,4.2掺水大排量低压集中热洗操作,4.2.1为保持计量间热洗温度在75以上、掺水压力在1.8-2.0Mpa，交替关掉3个计量间的掺水。,4.2.2同一计量间掺水低压热洗44mm泵抽油井4-5口；57mm-70mm 3口；70mm以上的大泵2口。若掺水压力低，可再启动一台掺水泵。,4.3高压蒸汽+掺水复合热洗操作,4.3.1先用高压蒸汽热洗车组二档排量出口温度保持在95以上，一罐水（15 m3）洗完后，再将温度为75以上的掺水改为热洗。,4.3.2对于泵径为44mm的泵，掺水热洗巩固4h；泵径为56mm或57mm的泵，掺水热洗3h；泵径为70mm及以上的泵，掺水热洗巩固排蜡2h。,59,5.1回油温度不应低于65，并稳定2 h以上；,5.2热洗过程中不得停抽；,5.3热洗时间不包括替液时间，应根据单井液量及泵效而定。,5.3.1对于液量为20t以下、泵径为44mm、38mm井，泵效大于45%，热洗时间为7h；泵效小于45%，热洗时间为8h；,5.3.2液量为20-50t之间、泵径为56mm、57mm井，泵效大于45%，热洗时间为5h；泵效小于45%，热洗时间为6h；,热洗质量保障措施,60,5.3.3液量为50-90t之间、泵径为70mm井，泵效大于45%，热洗时间为4h；泵效小于45%，热洗时间为5h；,5.3.4液量为90t以上、泵径为83mm、95mm井，泵效大于45%，热洗时间为3h；泵效小于45%，热洗时间为4h；,5.3.5对功图结蜡井热洗温度要比正常提高5，热洗时间延长2-3小时。,5.3.6对于热洗质量差或热洗效果不佳的井，工程技术员应及时查找原因，重新安排热洗，并全过程进行跟踪核实。,5.3.7对于影响热洗质量的问题，要及时向采油队队长汇报，及时解决。,61,6.1中转站热洗汇管温度、压力每隔1h录取一次；,6.2计量间热洗来水温度、回油温度、热洗压力、电流每个阶段记录一次，即替液、化蜡、排蜡、巩固四个阶段各有一次记录。,6.3热洗车热洗出口温度、回油温度、热洗压力、电流每个阶段记录一次。,热洗过程资料录取,62,抽油机井热洗周期确定方法,热洗周期首先应根据单井液量、含水初步确定,63,其次根据热洗综合运行曲线及作业杆管结蜡状况分析判断热洗周期合理性。,64,通过液量、上电流、沉没度、上载荷、下载荷、等数据分析热洗周期、评价热洗质量。若五项中任意三项变化达到如下要求，可确定热洗周期。,A,产液量下降10%以上,B,上电流上升1.12倍以上,C,沉没度上升100米以上,D,上载荷上升5%以上,E,下载荷下降3%以上,该井无影响热洗质量的因素，若其中三项以上指标在热洗前后无明显变化，说明热洗周期偏短应当按原热洗周期的20%延长。,65,三、抽油机井热洗清蜡规程,1、热洗前的准备工作,1)、检查油压、套压，来水压力、温度。,2）、测量电机上、下冲程电流。,3）、检查流程正常。,4）、检查抽油机各部件运行正常。,5）、放套管气，使套压低于泵压0.3-0.5MPa，然后关死套管闸门和放气阀。,6）、通知中转站提高炉温，热洗汇管温度应达到80-85。,66,7）、遇到以下情况不得洗井：,a、 来水（油）压力低不洗；,b、 来水（油）温度低于75不洗；,c、 流程中有刺漏不及时处理好不洗；,d、 抽油机有故障未排除不洗；,e、 已通知有停电、停泵情况时不洗。,67,2、热洗操作,1）、启动热洗泵，使热水在站内进行循环。,2）、倒井口热洗流程。,a、 先开井口连通闸门。,b、 开井口掺水阀。,3）、倒计量间热洗流程。,a、先关掺水闸门，再开热洗闸门。,b通知中转站输送高压热水，在井口进行循环预热。,c、待输到井口的热水（油）温度达到热洗温度75以上时，打开热洗闸门和套管闸门，关闭连通闸门进行热洗。,d、热洗排量由小至大，直至洗通、洗好为止。对于暂时洗不通的井，要控制连通闸门，防止造成蹩泵现象。,68,3、用“分步法”确定热洗操作程序,热洗操作的总过程可分为四步：即：替液阶段、化蜡阶段、排蜡阶段和巩固阶段。,替液阶段：,井口流程改走连通，用高温热洗水替净油站到计量间、计量间至井口管线中的低温水。,化蜡阶段：,第一阶段结束时，井口温度应达到75以上。这时可把热洗水改入套管，必须用小排量热洗，如发现机杆不同步应进一步控制排量，同时测量电机电流。,排蜡阶段：,井口回油温度达到60以上进入排蜡阶段。可放大排量热洗60分钟左右，同时测量电机电流。,69,巩固阶段：,电流明显下降且趋向平稳，进入第四阶段。这时用中排量洗井1小时左右，同时测量电机电流。控制排量的目的为防止长时间大排量洗井使低压层灌进热洗水。热洗结束时电流稳定，井口回油温度高于60，1小时左右可结束。,针对不同井产液量和含水情况，其热洗方法不尽相同，大体上可分为四步热洗法、三步热洗法和二步热洗法三种。,70,4、“四步热洗法”操作标准,四步热洗法：产液量30t/d以下，进口温度75以上，出口温度65。第一步：大排量替液30-50分钟。第二步：小排量化蜡120分钟。第三步：大排量排蜡90分钟。第四步：中排量巩固60分钟。,71,5、“三步热洗法”操作标准,三步热洗法：产液量31-70t/d，进口温度75以上，出口温度60。第一步：,大排量,替液30-50分钟第二步：小排量化蜡60分钟。第三步：大排量排蜡巩固180分钟。,6、“二步热洗法”操作标准,二步热洗法：产液量71t/d以上，进口温度75以上，出口温度60。第一步：,大排量,替液30-50分钟。第二步：大排量化蜡巩固180分钟。,72,7、热洗过程中的资料录取标准,1）、热洗温度每15分钟记录一次，包括来水温度和回油温度。,2）、热洗压力、排量及电流每个阶段记录一次。即替液、化蜡、排蜡、巩固四个阶段各有一次记录。,3）、每年有一次热洗后含水恢复化验资料，摸清单井热洗实际影响产量情况。,4）、资料录取后要及时填写热洗质量监测报表，并由工程技术员负责热洗效果的分析和审核，对达不到热洗效果的井安排重新热洗。,5）、热洗质量监测报表要求保存一年。,73,8、抽油机井热洗质量要求,1）、热洗出口回油温度不得低于60，并稳定60分钟以上；,2）、电流恢复到上次正常生产时的工作电流；,3）、洗井后套压应有灵敏反应；,4）、示功图正常；,5）、产量恢复到原生产水平，波动不超10%；,6）、热洗时不得停抽，必须停抽应停止热洗；,7）、发现蜡卡要紧急处理，加大排量热洗，或采取其它办法进行处理；,8）、热洗完毕后，先通知中转站停泵，再开计量间掺水闸门，关闭热洗闸门；关闭井口热洗闸门和套管闸门，开掺水闸门；,9）、停止热洗后24小时内不得无故停抽。,74,四、抽油机井清防蜡技术,1、声波防蜡器,1.1结构原理,声波防蜡器主要由三部分组成：声波降粘装置，热洗单流阀，特殊塞管。,75,声波防蜡器结构原理,1.1.1 声波降粘装置,是声波发生装置，原理在抽油机上冲程过程中，油流通过喷嘴，产生高速射流，激发簧片振动产生声波，在声波空化作用和簧片振动下，使蜡晶体网络结构遭受破坏，提高了蜡在液体中的溶解度，起到防蜡作用。同时，当含蜡原油流经喷嘴时，速度梯度变化很大（11m/s），对流体的剪切速率增大，致使粘度下降。,76,1.1.2 热洗单流阀,由于洗井时，喷嘴排量相对较小，达不到洗井排,量要求。热洗单流阀作用，洗井时，大部分洗井液从,单流阀直接进入泵内，单流阀开启压力6.5Mpa。,1.1.3 特殊塞管,与普通塞管不同，进液孔小于喷嘴孔，目的是防,止井下砂粒过大时堵塞喷嘴。,77,2、温控洗井封隔器,滑套阀,滑套封隔器,2.1结构组成,温控洗井封隔器也叫HRT滑套式热敏器，由滑套阀和滑套式封隔器两部分组成,。,78,2.2工作原理,原理是靠热敏材料在油井洗井液达到一定温度下膨胀，推动滑套阀前行，打开阀孔，使油套管之间形成通道，同时使滑套封隔器的胶筒胀开，密封住油、套环形空间。当温度低于一定温度时，热敏材料收缩，带动滑套阀自动关闭，封隔器胶筒收缩恢复原状。,79,HRT滑套式热敏器的主要技术参数（表一）,80,固体防蜡降粘器由钢结构环形壳体和固体防蜡降粘剂组成，连接在深井泵吸入口，随生产管柱下入井内。防蜡降粘剂为UT5-2高分子生物活性剂，防蜡剂经高科技新工艺加工成环状，装于环形壳体内。,井下固体防蜡器技术原理,81,防蜡降粘剂与油水混合物接触，遇油摩擦后以2.5-2.8ppm/Lde的速度释放，直到达到防蜡所需的饱和浓度。离解出的表面活性剂与井液产生搅拌效应，降低油水界面张力，形成以稠油为分散相、水为连续相的O/W型稠油乳状液，原油粘度下降；原来的稠油与管壁间摩擦转变为水与管壁间摩擦，降低井筒内流体的流动阻力，改善稠油的流动性，达到防蜡降粘的目的。,82,抗石蜡析出器主要由电磁转换部分、电源控制柜、输入电缆及输出电缆四部分组成。,抗石蜡析出器结构原理,83,抗石蜡析出器产品实物图,84,安装在抽油机井井口回油管线上。其原理是使用抽油机井原有220V、50Hz交流电源，产生一个变化的电磁场，借助油管的导磁性，在油管内部形成一个覆盖任何流体成分的磁场。石蜡分子在变化磁场的作用下被极化，变成单个的极性石蜡分子，蜡晶变小，蜡晶之间和蜡晶与胶体分子之间的粘附力被削弱，分子的活化性提高，从无序变为有序排列，抑制了蜡晶的聚集，极易被油流带走；同时流动性增强，粘度下降，从而达到清防蜡、防垢及降粘的目的。,85,井口现场安装流程,86,超导热洗装置技术原理,常规热洗清蜡费用高，易污染油层、含水恢复时间长。而超导热洗以采出液为循环介质，与地层配伍性好，是一种较理想的热洗清蜡技术,。,因此，通过对超导热洗选井原则及热洗方法深入研究，探索出经济、有效的洗井工艺，对提高井筒管理水平具有十分重要的意义。,87,原理：,采出液为循环介质,超导快速加热,抽油机和超导的动力,高温液体环空井筒循环管路,超导进一步升温,井筒温度逐渐升高,杆管积蜡逐渐溶化,超导热洗装置技术原理,88,谢谢大家,89,