推行回壓峰值削減方法，降低單井回壓

王平

摘 要：采油二礦從實(shí)際工作著手，在混輸管網(wǎng)沒(méi)有太大優(yōu)化的前提下，摸索并總結(jié)出幾種有針對(duì)性的降回壓措施，實(shí)施后取得了良好效果，有效消減了回壓峰值，保障油井生產(chǎn)系統(tǒng)穩(wěn)定，節(jié)能降耗提升經(jīng)濟(jì)效益。

關(guān)鍵詞：油井回壓；峰值控制；參數(shù)優(yōu)化；藥劑選擇；管線匹配；單井升溫

前言

臨盤采油廠采油二礦共開油井502口，管輸生產(chǎn)398口，2012年11月-2013年1月統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，有64口井因供液不足、管網(wǎng)較長(zhǎng)、原油粘度較高或產(chǎn)液“油包水”，頻繁出現(xiàn)回壓偏高，冬季平均峰值回壓為1.72MPa，這些井回壓高于1.5MPa時(shí)，都需要停井沖管線處理。2011年11月-2012年1月，這64口井累計(jì)沖管線584井次，發(fā)生車輛勞務(wù)費(fèi)用47.88萬(wàn)元（三井次為一臺(tái)班，泵車費(fèi)用1280元/臺(tái)班，罐車費(fèi)用1188元/臺(tái)班），累計(jì)停井時(shí)間2140小時(shí)，影響產(chǎn)量155噸，因回壓高導(dǎo)致泵漏檢泵17井次，發(fā)生作業(yè)費(fèi)用93.5萬(wàn)元，影響產(chǎn)量114.5噸。在混輸管網(wǎng)沒(méi)有太大優(yōu)化的前提下，如何采取有針對(duì)性的措施，行之有效的降低單井回壓，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)化，是我們必須面對(duì)的一項(xiàng)問(wèn)題。

一、降低單井回壓峰值所采取的方法

（一）合理優(yōu)化加藥措施

1.合理優(yōu)選藥劑

部分油井由于產(chǎn)出液性質(zhì)原因，導(dǎo)致回壓較高，可以有針對(duì)性的使用化學(xué)藥劑進(jìn)行降粘。目前我們常用的化學(xué)藥劑有稠油降粘劑和破乳劑。

2.降粘劑降低粘油井回壓

油溶性降粘劑降粘技術(shù)主要針對(duì)膠質(zhì)、瀝青質(zhì)分子成層次堆積狀態(tài)，借助高溫或溶劑作用下堆積層隙“疏松”的特點(diǎn)，使降粘劑分子滲入到膠質(zhì)或?yàn)r青質(zhì)分子層之間，起到降低稠油粘度的作用。

如S741沙一火成巖單元，目前開油井8口，平均日液8噸/天，日油2.2噸/天，綜合含水73%，功圖充滿程度基本上都在3/4左右，原油粘度普遍在10000毫帕.秒以上，一直采用電熱桿熱采技術(shù)，能耗高、作業(yè)周期短，盡管單井管線平均240米，但由于原油粘度過(guò)高導(dǎo)致單井回壓峰值高達(dá)3.5-4MPa。我們采用拖拉機(jī)配合進(jìn)行套管摻水加降粘劑技術(shù)，采取小計(jì)量多頻次加藥方式，使用濃度一般在300-900mg/l即0.3-0.9Kg/t，同時(shí)安裝井口回壓監(jiān)控裝置，嚴(yán)密監(jiān)控回壓變化，不斷調(diào)整加藥模式，取得良好效果。

目前我礦對(duì)于原油粘度高于300毫帕.秒的11口油井使用套管摻水加降粘劑開采，回壓峰值得到有效控制。

3.破乳劑降低產(chǎn)液“油包水”型油井回壓

原油破乳劑是一種活性劑水溶液，在適當(dāng)?shù)臏囟群蛿嚢钘l件下，使稠油以微小的油珠分散在活性水中形成水包油型O/W乳狀液，油珠被活性水膜包圍，其外相是水，使稠油分子間的摩擦變?yōu)樗哪Σ?，使粘度大幅度下降、從而使高粘度的稠油變?yōu)榈驼扯鹊乃托腿榛翰沙觥?/p>

如S69-X1沙二上單元，目前開油井3口，平均日液21噸/天，平均日油5.8噸/天，綜合含水71%，產(chǎn)出液“油包水”現(xiàn)象明顯，單井回壓峰值平均在2.5-3.0 MPa。我們安裝井口自動(dòng)加藥箱，配合進(jìn)行井口取水投加破乳劑降低管線技術(shù)，采取小計(jì)量多頻次加藥方式，加藥量一般在50-100mg/l即0.05-0.1 kg/m3，不斷調(diào)整加藥模式，效果明顯： 3口單井平均峰值均控制在0.7 MPa以下，單井最大載荷平均降低9千牛。

目前我礦對(duì)于產(chǎn)出液“油包水”現(xiàn)象明顯、單井回壓峰值在1.0MPa以上的7口油井中采用井口自動(dòng)加藥箱，配合進(jìn)行井口取水投加破乳劑降低管線技術(shù)，回壓峰值得到有效控制。

（二）細(xì)化升溫管理，降低單井回壓

在井場(chǎng)安裝水套加熱爐提高產(chǎn)液溫度，不但可以有效利用伴生氣資源，又可以降低原油粘度，據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，該方案可以降低回壓峰值42%。

采油二礦目前安裝單井加熱爐306臺(tái)，占到油井開井?dāng)?shù)的61%。尤其是近兩年，對(duì)單井爐升溫降回壓管理更加細(xì)化，如針對(duì)部分單井套管氣不足的井，采用就近原則，從附近套管氣大的井引進(jìn)氣源，由幾口井為一小單元，分片連成氣體網(wǎng)絡(luò)。一方面可以給套管氣小的井補(bǔ)充氣源，提高效率。另一方面，套管氣大的井在滿足自己升溫的同時(shí)還可以提供氣源給其他井升溫，從而避免了由于氣大造成氣鎖現(xiàn)象的發(fā)生。

（三）根據(jù)壓頭損失確定單井回壓，實(shí)現(xiàn)回壓管理科學(xué)化

我們?cè)趯?shí)際生產(chǎn)中發(fā)現(xiàn)，還有部分油井供液正常，原油粘度也不高，單井管線在500米之內(nèi)，但單井回壓卻頻繁偏高，先后采取升溫、加藥等措施，但回壓降低并不理想。后來(lái)，我們考慮到在采油管理中都是憑經(jīng)驗(yàn)確定單井合理回壓值，沒(méi)有準(zhǔn)確的理論為依據(jù)。為了加強(qiáng)回壓管理，用數(shù)據(jù)說(shuō)話，我們引進(jìn)了沿程水頭損失公式和局部水頭損失公式，通過(guò)計(jì)算沿程水頭損失和局部水頭損失來(lái)確定單井回壓值。沿程水頭損失是管路直管段水頭損失、局部損失是指沿程彎頭和閥門等管段的水頭損失。

沿程水頭損失公式：hf=λ

局部水頭損失公式：hj=

因此該井的回壓為0.5MPa左右，但是目前該井回壓為0.6MPa

說(shuō)明該井在回壓管理方面是有問(wèn)題的。我們對(duì)該井進(jìn)行了分析調(diào)查，發(fā)現(xiàn)沿程有一個(gè)直角彎，有一個(gè)閥門開關(guān)程度不夠。我們都進(jìn)行了整改，回壓降到了0.55 MPa。

我礦對(duì)目前回壓較高的28口井進(jìn)行了計(jì)算，共計(jì)發(fā)現(xiàn)19口井回壓管理有問(wèn)題，采取了相應(yīng)的措施，見(jiàn)到了明顯的效果，平均單井回壓降低0.07MPa。

二、取得效果

通過(guò)以三項(xiàng)措施的實(shí)施，2014年11月至2015年3月，采油二礦64口重點(diǎn)井的回壓峰值控制在1.2Ma以內(nèi)，降低回壓峰值的效果非常顯著。

同時(shí)取得經(jīng)經(jīng)濟(jì)效益明顯：冬季5個(gè)月沖管線次數(shù)下降到130井次以內(nèi)，停井時(shí)間降低到320小時(shí)以內(nèi)，泵漏檢泵降低11井次，單井最大載荷值平均降低6.4KN，單井耗能有所降低。

三、 結(jié)論

（一）部分高含蠟油井回壓峰值控制并不適用于降粘劑或破乳劑，應(yīng)當(dāng)更注重溫度的控制，或者投加阻凝劑；

（二）油井單井管線結(jié)垢導(dǎo)致管徑變小，從而影響單井回壓的現(xiàn)象也是有發(fā)生，應(yīng)當(dāng)注意管線結(jié)垢問(wèn)題；

（三）消減單井回壓峰值是一項(xiàng)系統(tǒng)工程，參數(shù)優(yōu)化、升溫、加藥、單井管線、集輸站干壓應(yīng)當(dāng)綜合考慮，各項(xiàng)措施系統(tǒng)聯(lián)動(dòng)，才能取得最佳效果。

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