CO2驅(qū)油集油工藝試驗(yàn)凍堵原因及解堵措施

魯偉 大慶油田設(shè)計(jì)院

CO2驅(qū)油集油工藝試驗(yàn)凍堵原因及解堵措施

魯偉 大慶油田設(shè)計(jì)院

大慶油田采油八廠試驗(yàn)區(qū)塊采出物氣油比較大，集油工藝采用單管環(huán)狀摻水集油流程，集油管網(wǎng)經(jīng)常發(fā)生凍堵，系統(tǒng)無法正常運(yùn)行，CO2驅(qū)油見效不明顯。分析認(rèn)為，水合物的分解吸熱是導(dǎo)致管線發(fā)生凍堵的主要原因，為此采取如下解堵措施：加大摻水量，以抵消水合物分解吸熱導(dǎo)致的溫降；解堵結(jié)束再次開井生產(chǎn)前，需摻水預(yù)熱管道，使埋地集油管道周圍盡快建立溫度場；開井前，先進(jìn)行套壓放氣，確保井口CO2為氣態(tài)，以減少摻水熱負(fù)荷；需保證在摻水設(shè)計(jì)壓力條件下，熱水能夠摻進(jìn)集油系統(tǒng)；減少集油環(huán)所轄油井的井?dāng)?shù)，減短集油環(huán)的長度。

大慶油田；CO2驅(qū)油；集油工藝；水合物；解堵措施

1 CO2驅(qū)采油概況

目前大慶油田三次采油技術(shù)（如聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)）等化學(xué)驅(qū)油在外圍低滲透、特低滲透油田效果不理想，但在榆樹林油田和采油八廠開展的CO2驅(qū)采油試驗(yàn)卻取得了一定的效果。其中榆樹林油田CO2驅(qū)采出物氣油比較低，系統(tǒng)運(yùn)行平穩(wěn)，達(dá)到了預(yù)期試驗(yàn)的效果。采油八廠試驗(yàn)區(qū)塊采出物氣油比較大，集油工藝采用單管環(huán)狀摻水集油流程，集油管網(wǎng)經(jīng)常發(fā)生凍堵，系統(tǒng)無法正常運(yùn)行，CO2驅(qū)油見效不明顯。

因此找出凍堵原因、解決凍堵問題是目前采油八廠CO2驅(qū)采油試驗(yàn)推進(jìn)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。

2 凍堵形成原因分析

針對采油八廠凍堵油井，取其中1口油井作為研究對象，對凍堵形成原因進(jìn)行分析。

2.1 基礎(chǔ)參數(shù)

采油八廠某油井原油密度為869kg/m3（20℃），原油黏度為36.1mPa·s（50℃），原油凝固點(diǎn)為33℃，井口出油溫度為5℃，單井產(chǎn)油量為1.0～1.5t/d，產(chǎn)液質(zhì)量含水率為5.5%，氣油比為300～1200m3/t，氣中CO2體積含量為94%，其余少量氣體主要是CH4。

2.2 井筒內(nèi)溫度及壓力變化

利用油井生產(chǎn)分析及優(yōu)化軟件ProdDesign對井筒內(nèi)溫度、壓力與井深的關(guān)系進(jìn)行模擬，結(jié)果顯示井筒內(nèi)溫度及壓力的變化均與井深成線性正比關(guān)系，井下1000m到地面溫度由70℃降至5℃，壓力由10mPa降至2.5mPa。

2.3 采出物物相分析

（1）采出物中CH4及CO2的相態(tài)分析。CH4的臨界溫度為-82.55℃，當(dāng)溫度高于臨界溫度時(shí)，壓力再高CH4也不可能被液化，根據(jù)采出物物相分析，判定采出物中CH4為氣態(tài)；CO2的臨界溫度為31.26℃、三相點(diǎn)溫度為-56℃、壓力為0.52MPa。根據(jù)三相分布曲線，在井口出油溫度為5℃、壓力＜3.97MPa時(shí)，采出物中CO2為氣態(tài)，反之為液態(tài)。

（2）采出物水合物生成分析。水合物的形成條件主要有三點(diǎn)：①混合物中含有足夠的水分；②必要的溫度和壓力；③氣體處于脈動(dòng)、紊流的工況且存在結(jié)晶中心。上述條件③是外部的、次要的水合物形成條件，在生產(chǎn)實(shí)踐中比較容易控制。下面就前兩個(gè)條件進(jìn)行分析：①某油井采出物含水率約為5.5%，采出水的量滿足水合物的生成條件；②根據(jù)采出物的組分、井筒內(nèi)溫度和壓力的變化，以及CO2和CH4水合物生成曲線，采出物在井筒內(nèi)接近地面處即形成CO2水合物。CO2和CH4水合物生成曲線見圖1。

圖1 CH4、CO2水合物生成曲線

2.4 凍堵形成原因分析

根據(jù)物相分析，采出物中CO2及水是形成凍堵的客觀因素，形成凍堵的主要原因有以下幾點(diǎn)：

2.4.1 CO2水合物的分解需吸熱

在不同的形成條件下，水合物中相結(jié)合的CO2分子和H2O分子的比例分別為1∶1～1∶6。按1∶1情況考慮，假定所有的水全部形成水合物，一天消耗的CO2的量為3222mol（71m3）～4833mol（107m3），CO2水合物的分解熱為73kJ/mol，計(jì)算得出水合物分解需要的熱負(fù)荷為2.7～4.1kW。

2.4.2 液態(tài)CO2的蒸發(fā)需吸熱

集油管網(wǎng)發(fā)生凍堵后，在關(guān)井解堵過程中，水氣交替注入并未停止，井口套壓不斷增大，解堵結(jié)束后，再次開井，井口壓力達(dá)到4～8MPa，此時(shí)處于CO2液相區(qū)。當(dāng)壓力下降時(shí)，液態(tài)CO2發(fā)生相態(tài)轉(zhuǎn)換，需要吸收大量的熱量。液態(tài)CO2在臨界點(diǎn)和三相點(diǎn)之間的蒸發(fā)潛熱可用經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算，即

式中ΔHV為蒸發(fā)潛熱（kJ/kg）；T為發(fā)生相態(tài)轉(zhuǎn)換時(shí)的溫度（K）。

在井口溫度為5℃時(shí)，可計(jì)算得出ΔHV為250.04kJ/kg。當(dāng)油井CO2的采出量約282～1128m3/d時(shí)，計(jì)算得出液態(tài)CO2蒸發(fā)需要的熱負(fù)荷為1.7～6.8kW。

2.4.3 氣體焦耳—湯姆遜致冷效應(yīng)

在集油過程中，采出物隨著管線中輸送壓力的下降，溫度也隨之降低。根據(jù)HYSYS軟件模擬結(jié)果，CO2從井口至站場溫度下降約20℃，溫降需要吸收的熱量最大約0.03kW，因此氣體焦耳—湯姆遜致冷效應(yīng)對整個(gè)系統(tǒng)的運(yùn)行影響較小。

綜上所述，并考慮到正常連續(xù)生產(chǎn)中CO2為氣態(tài)，因此判斷水合物的分解吸熱是導(dǎo)致管線發(fā)生凍堵的主要原因。

3 解堵措施

（1）加大摻水量，以抵消水合物分解吸熱導(dǎo)致的溫降。同時(shí)需適度放大集油管線管徑，以避免井口回壓的提升，同時(shí)能夠保證采出物的有效流通面積，避免凍堵再次發(fā)生。

（2）解堵結(jié)束再次開井生產(chǎn)前，需摻水預(yù)熱管道，使埋地集油管道周圍盡快建立溫度場；開井前，先進(jìn)行套壓放氣，確保井口CO2為氣態(tài)，以減少摻水熱負(fù)荷，同時(shí)需保證在摻水設(shè)計(jì)壓力條件下，熱水能夠摻進(jìn)集油系統(tǒng)。

（3）減少集油環(huán)所轄油井的井?dāng)?shù)，減短集油環(huán)的長度，可解決凍堵問題。若采出的CO2仍然為液態(tài)，可在井口安裝移動(dòng)式導(dǎo)熱油電加熱器，為液態(tài)CO2的蒸發(fā)提供熱量（當(dāng)油井連續(xù)正常生產(chǎn)后，可恢復(fù)原先的流程）。

（欄目主持 張秀麗）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.3.016