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    稠油配汽RQT -I型投球器研制與應(yīng)用

    2013-09-04 05:44:58書(shū)
    當(dāng)代化工 2013年1期
    關(guān)鍵詞:汽量投球稠油

    王 書(shū) 慧

    (中國(guó)石油遼河油田公司,遼寧 盤錦 124109)

    曙光油田主要以稠油注汽開(kāi)發(fā)為主。分層配汽汽技術(shù)是提高注入蒸汽利用率和提高油層縱向動(dòng)用程度的重要措施[1,2]。分層配注汽,需要從井口投球,關(guān)閉或打開(kāi)各注汽單元注汽閥。以往配注汽投球操作都是人開(kāi)、關(guān)井口閥門、倒流程,其操作順序是:將注汽鍋爐放空、關(guān)閉注汽井口油管閘門、關(guān)閉井口總閘門、打開(kāi)井口放空閘門、從放空閘門投球,并關(guān)閉放空閘門、緩慢打開(kāi)井口總閘門,注意聽(tīng)球是否落入隔熱管、確信球已經(jīng)落入隔熱管后打開(kāi)注汽井口油管閘門、關(guān)閉注汽鍋爐放空閥進(jìn)行注汽。這種投球方法,存在諸多弊端及安全隱患。一是操作過(guò)程需要多人配合,效率低;為保證安全性,需白天投球,不能保證注汽單元配汽的準(zhǔn)確性,影響油井生產(chǎn);二是如果操作不當(dāng),容易造成高溫、高壓管線破損,使操作人員受到蒸汽燙傷或者機(jī)械傷害;三是在爐子放空時(shí),大量的蒸汽放到空氣中造成浪費(fèi)。為了徹底解決上述問(wèn)題,特研制了RQT-I型投球器 ,實(shí)現(xiàn)了在不放空注汽鍋爐、不開(kāi)關(guān)井口閥門、隨時(shí)都能完成各層配注器操作,節(jié)約了蒸汽,消除了操作過(guò)程中的安全隱患,保證操作人員安全性,降低操作人員勞動(dòng)強(qiáng)度,同時(shí)保證了油井各注汽單元的配汽量符合設(shè)計(jì)要求,提高了油井熱采吞吐效果。

    1 技術(shù)研究

    1.1 結(jié)構(gòu)及原理

    如圖1所示,RQT -I型投球器由球架、壓環(huán)、壓帽、密封環(huán)、總成、大球、小球等組成。球架安裝在總成上,?38 mm球放在球架上部,?45 mm球放在總成里。球架通過(guò)壓環(huán)、密封環(huán)、壓帽等將其固定在總成上。作業(yè)時(shí),其上、下端分別與熱注井口和油管頭上法蘭通過(guò)卡瓦連接。當(dāng)?shù)谝粚幼⑵螅M(jìn)行第二層注汽時(shí),在正常注汽狀態(tài)將球架旋轉(zhuǎn)25度角,將?38 mm球投出,進(jìn)行第三層注汽時(shí),在正常注汽狀態(tài)將球架旋轉(zhuǎn)90°,將?45 mm球投出,從而實(shí)現(xiàn)了不停爐,不開(kāi)放空、不倒閘門完成選配注操作。

    圖1 稠油配汽RQT -I型投球器Fig.1 Steam distribution RQT-I tpe ball injetctou

    1.2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

    該裝置樣品制成后,室內(nèi)進(jìn)行冷水耐壓試驗(yàn),25 MPa壓下的強(qiáng)度試驗(yàn)密封無(wú)滲漏。室內(nèi)進(jìn)行高溫耐壓、耐溫試驗(yàn)5 h,20 MPa壓下密封無(wú)滲漏,手柄轉(zhuǎn)動(dòng)輕便,投球可靠。

    1.3 技術(shù)特點(diǎn)

    (1)該裝置結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、連接部分采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì),現(xiàn)場(chǎng)易安裝和操作。

    (2)該裝置設(shè)計(jì)了獨(dú)特的壓力平衡機(jī)構(gòu)[3],使球架軸向受力始終處在平衡狀態(tài),在任何情況下,球架都牢牢的裝在總成內(nèi),避免了球架受高壓脫出投球器主體傷人的安全隱患,安全性強(qiáng);

    (3)優(yōu)選密封材料并優(yōu)化結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì),使其耐高溫高壓,正常注汽過(guò)程中,蒸汽不會(huì)發(fā)生泄漏;

    (4)在注汽鍋爐不停、不放空狀態(tài)下,可在任意時(shí)間完成投球工作,實(shí)現(xiàn)三級(jí)配汽,保證實(shí)際注汽量與設(shè)計(jì)配汽量一致;

    (5)徹底杜絕了井口閘門在高溫高壓狀態(tài)可能出現(xiàn)的機(jī)械事故和機(jī)械傷人、燙傷的危險(xiǎn)的可能性。

    1.4 技術(shù)參數(shù)

    結(jié)構(gòu)尺寸:高350 mm×200 mm;

    最大通徑:?65 mm;

    最大耐壓:25 MPa;

    最高耐溫:350 ℃;

    球架受力:軸向合力為0。

    2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

    2009年在曙光油田作現(xiàn)場(chǎng)工業(yè)性試驗(yàn),先后在 10口井上安裝使用,拆裝方便,在 8~18 MPa壓力、340 ℃的條件下,一個(gè)人能輕松轉(zhuǎn)動(dòng)球架實(shí)現(xiàn)投球,各處密封性能良好不滲不漏,能滿足不停注汽鍋爐、不放空、不倒閘門流程的條件下,能夠投放鋼球,實(shí)現(xiàn)投球選配注[4]。既保障了操作人員的生命安全又減輕其勞動(dòng)強(qiáng)度,同時(shí)也提高注汽時(shí)率。該裝置使稠油、超稠油投球選配注投球操作達(dá)到了機(jī)械化操作的要求。2010年轉(zhuǎn)入大規(guī)模工業(yè)應(yīng)用階段,共實(shí)施了110多口井,均取得了良好效果。

    3 經(jīng)濟(jì)及社會(huì)效益分析

    2009年以來(lái),在曙光油田稠油超稠油區(qū)塊累計(jì)實(shí)施110余井次,徹底改善了熱注工操作的勞動(dòng)強(qiáng)度和操作的安全性,取得了巨大的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。

    (1)過(guò)去投球操作需要近2 h,蒸汽放空量達(dá)到12~32 t,平均為20 t,浪費(fèi)嚴(yán)重,蒸汽單價(jià)按77元計(jì)算,單井平均損失 0.154萬(wàn)元,每年實(shí)施 150口井,應(yīng)用此裝置可直接減少經(jīng)濟(jì)損失23.1萬(wàn)元;

    (2)由于過(guò)去操作復(fù)雜,工作量大,所以每次操作必須由兩人白天完成,由于注汽是連續(xù)的,大部分井都錯(cuò)過(guò)投球的最佳時(shí)間,使實(shí)際注汽量與配注量相差很大,影響油井產(chǎn)量和開(kāi)發(fā)效果【5】。根據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示由于配注井未能達(dá)到要求,單井平均周期產(chǎn)量影響近25 t,150口井將影響3 750 t。如果原油單位價(jià)格按1 480元/噸計(jì)算,應(yīng)用此裝置年可直接創(chuàng)效益為555萬(wàn)元;

    (3)井口工作狀態(tài)是高溫高壓狀態(tài),避免了操作順序錯(cuò)誤或操作人員之間配合不默契誤操作會(huì)造成井口操作人員燙傷;

    (4)排除了因井口開(kāi)關(guān)閘門次數(shù)多,井口閘門在高溫高壓狀態(tài)容易出現(xiàn)閘門絲杠飛出的機(jī)械事故,存在機(jī)械傷人和燙傷危險(xiǎn)性;

    (5)避免了由于注汽壓力高,投球時(shí)經(jīng)常出現(xiàn)球被井內(nèi)高壓蒸汽推到注汽管線里,對(duì)注汽管線彎頭及彎曲處造成損傷,產(chǎn)生應(yīng)力集中點(diǎn),注汽過(guò)程中存在管線破裂的危險(xiǎn),發(fā)生生產(chǎn)事故[6]。

    4 結(jié) 論

    (1)該投球器徹底解決了稠油配汽井人工投球過(guò)程,實(shí)現(xiàn)了安全、快捷、準(zhǔn)確操作;

    (2)本投球器獨(dú)特壓力平衡系統(tǒng)設(shè)計(jì)使投球器本身具有安全性和可靠性;

    (3)本技術(shù)在其它需要投球操作的油田井下作業(yè)中,有著廣闊的應(yīng)用前景。

    [1]吳順清,等.QXQ-I型投球器研制與應(yīng)用[J].吐哈油氣,1997,2(2):5.

    [2]孟令尊,等.分層配注器波紋環(huán)空流場(chǎng)的數(shù)值模擬[J].石油機(jī)械,2006,34(2):1.

    [3]高斌,等.341-110型液壓封隔的研制[J].油氣井測(cè)試,2006,15(1):58.

    [4]劉恒,等.投球選注技術(shù)研究及應(yīng)用[J].石油鉆采工藝, 2002,24(5):44.

    [5]劉貴滿, 李明. 歡西油田薄層稠油水平井注汽參數(shù)優(yōu)化研究[J]. 特種油氣藏, 2009,16(3):71.

    [6]朱小平.連續(xù)油管在彎曲和內(nèi)壓共同作用下的疲勞壽命分析[J].鉆采工藝,2004,27(4):73.

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