流動(dòng)改進(jìn)劑在泌304井區(qū)和東莊的應(yīng)用研究論文-預(yù)覽頁
【正文】 程圖見圖6。②研究了水嘴直徑壓差流量之間的關(guān)系利用12種水嘴組合共進(jìn)行110組實(shí)驗(yàn)。表8東1209井油樣室內(nèi)試驗(yàn)情況試驗(yàn)溫度(℃)加藥濃度(mg/L)粘度(Mpa表10 泌304井區(qū)單井生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表序號(hào)井號(hào)回油管線參數(shù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)溫度數(shù)據(jù)單井管線長度管線內(nèi)徑日產(chǎn)液日產(chǎn)油含水摻水量井口出液溫度回油溫度1安平1413544012 36322安平24165436 39353安平422068 31304安平515054 48455安平79596860 31276趙安泌3043955430 24227趙安泌31575541471 26268趙安泌32158754136 30289趙安泌332587541 323010趙安泌33628754 323011趙安泌3681680681 302412趙安40011155428 393713趙安40023785498 302914趙安400519854 424115趙安400729068 302516趙安40082115416 484817趙安40091875420 313018趙安401115054123 373619趙安401223068 323120趙安401655368 333221趙安401750544096 252522趙安4019118549 363623趙安402030968 373624趙安402117054 3332平均 統(tǒng)計(jì)該區(qū)塊試驗(yàn)前生產(chǎn)情況（3月份），具體數(shù)據(jù)見曲線9至12：圖9 泌304井區(qū)2010年3月份液量曲線。（二） 、現(xiàn)場實(shí)施方案加藥方案要求油井生產(chǎn)參數(shù)合理，泵況良好；加藥前嚴(yán)格按熱洗、清蠟操作規(guī)程徹底洗井清蠟；沖洗地面輸油管線中蠟和凝油等雜物；站內(nèi)加流動(dòng)改進(jìn)劑（2倍理論加藥量）進(jìn)行管線藥液掛壁，24小時(shí)后安裝流量控制水嘴；使用地面摻水流程進(jìn)行常溫集輸35天，并按回油溫度≥安全回油溫度、回油壓力≤，同時(shí)調(diào)整轉(zhuǎn)油站總加藥量；油井全部正常集輸后，井口關(guān)閉摻水流程改成加藥流程，進(jìn)行油套環(huán)空加藥，并根據(jù)回壓和回油溫度進(jìn)一步調(diào)整藥劑溶液量。V站――轉(zhuǎn)油站日摻水量，m3；現(xiàn)場實(shí)施要求：實(shí)際加藥量≥理論加藥量單井藥劑溶液量設(shè)計(jì)對(duì)于日產(chǎn)液量25t/d井，要求藥劑溶液與產(chǎn)出液混合后，管輸含水率≥60％，管輸總液量≥5t/d。V站――轉(zhuǎn)油站日摻水量，m3；轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)加藥量設(shè)計(jì)初始加藥量＝中轉(zhuǎn)站日輸油量500g/t2，在油井正常集輸后，根據(jù)單井藥劑溶液量修訂全站日摻水量，最終達(dá)到井口實(shí)際加藥量大于理論加藥量的要求。（四）、單井加藥濃度全站日產(chǎn)油量為133噸，日加藥量100kg，日加藥濃度為752mg/L，由于該區(qū)塊產(chǎn)量差距較大，相差86倍，為滿足高產(chǎn)井的加藥濃度不低于500mg/L，造成在部分低產(chǎn)井上藥劑濃度偏高，需根據(jù)油井生產(chǎn)情況進(jìn)一步優(yōu)化。月度變化情況見下表：表11 泌304井區(qū)2010年38月份生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表日期平均日產(chǎn)液量（t）平均日產(chǎn)油量（t）平均含水（%）3月份4月份5月份6月份7月份8月份（六）、脫水情況南部陡坡帶區(qū)塊：產(chǎn)液量310m3，其中油75m3；安棚站：產(chǎn)液量4000m3，其中油270m3。南部陡坡帶流動(dòng)改進(jìn)劑試驗(yàn) 南部陡坡帶區(qū)塊：產(chǎn)液量310m3，其中油75m3。表15 安棚站脫水試驗(yàn)破乳劑（mg/L）流動(dòng)劑（mg/L）脫除水量（ml）脫水率(%)30分60分90分水在中下水在中下100610050479注：不加流動(dòng)改進(jìn)劑油樣含水13%；加流動(dòng)改進(jìn)劑油樣含水19%南部陡坡帶原油加流動(dòng)改進(jìn)劑500mg/L對(duì)脫水效果有較好改善，平均脫水效率提高40%以上?？梢钥闯?，實(shí)驗(yàn)前后對(duì)比，兩項(xiàng)指標(biāo)均保持穩(wěn)定。地面常溫輸送效果良好應(yīng)用本技術(shù)的油井到計(jì)量間的管線距離由50m到1680m不等，回油管線直徑為54mm、68mm。表17 免請(qǐng)蠟低溫輸送能耗變化表類別累計(jì)耗電（kwh）累計(jì)耗氣（103m3）2009年42010年4月1616212010年42011年4月112868差值48753降幅%%四、經(jīng)濟(jì)效益 ；折合標(biāo)準(zhǔn)煤： kWh+13=節(jié)電節(jié)氣：13070+8060=，8670元/ t=10萬元全年減少洗井87井次，減少洗井占產(chǎn)696噸減少洗井費(fèi)用87井次1500元/井次=減少占產(chǎn)696噸1870元/噸=年創(chuàng)造效益：+10萬元++=五、結(jié)論針對(duì)河南油田南部陡坡帶泌304井區(qū)、東莊油田高含蠟、高凝固點(diǎn)稠油特性開展了原油流動(dòng)改進(jìn)劑適應(yīng)性研究，研制出了具有良好減阻降粘效果的藥劑配方；開展了南部陡坡帶冬季摻水加藥最低濃度、最低流量界限優(yōu)化研究，研究了不同溫度和不同原油流動(dòng)性改進(jìn)劑濃度條件下原油粘度和凝油粘壁量的變化
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