王平

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

關鍵詞：油井回壓；峰值控制；參數優(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398口，2012年11月-2013年1月統(tǒng)計數據顯示，有64口井因供液不足、管網較長、原油粘度較高或產液“油包水”，頻繁出現回壓偏高，冬季平均峰值回壓為1.72MPa，這些井回壓高于1.5MPa時，都需要停井沖管線處理。2011年11月-2012年1月，這64口井累計沖管線584井次，發(fā)生車輛勞務費用47.88萬元（三井次為一臺班，泵車費用1280元/臺班，罐車費用1188元/臺班），累計停井時間2140小時，影響產量155噸，因回壓高導致泵漏檢泵17井次，發(fā)生作業(yè)費用93.5萬元，影響產量114.5噸。在混輸管網沒有太大優(yōu)化的前提下，如何采取有針對性的措施，行之有效的降低單井回壓，實現經濟效益最優(yōu)化，是我們必須面對的一項問題。

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

部分油井由于產出液性質原因，導致回壓較高，可以有針對性的使用化學藥劑進行降粘。目前我們常用的化學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主要針對膠質、瀝青質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，使降粘劑分子滲入到膠質或瀝青質分子層之間，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，能耗高、作業(yè)周期短，盡管單井管線平均240米，但由于原油粘度過高導致單井回壓峰值高達3.5-4MPa。我們采用拖拉機配合進行套管摻水加降粘劑技術，采取小計量多頻次加藥方式，使用濃度一般在300-900mg/l即0.3-0.9Kg/t，同時安裝井口回壓監(jiān)控裝置，嚴密監(jiān)控回壓變化，不斷調整加藥模式，取得良好效果。

目前我礦對于原油粘度高于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，在適當的溫度和攪拌條件下，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%，產出液“油包水”現象明顯，單井回壓峰值平均在2.5-3.0 MPa。我們安裝井口自動加藥箱，配合進行井口取水投加破乳劑降低管線技術，采取小計量多頻次加藥方式，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。

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

（二）細化升溫管理，降低單井回壓

在井場安裝水套加熱爐提高產液溫度，不但可以有效利用伴生氣資源，又可以降低原油粘度，據不完全統(tǒng)計，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，占到油井開井數的61%。尤其是近兩年，對單井爐升溫降回壓管理更加細化，如針對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氣源，由幾口井為一小單元，分片連成氣體網絡。一方面可以給套管氣小的井補充氣源，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象的發(fā)生。

（三）根據壓頭損失確定單井回壓，實現回壓管理科學化

我們在實際生產中發(fā)現，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，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，我們考慮到在采油管理中都是憑經驗確定單井合理回壓值，沒有準確的理論為依據。為了加強回壓管理，用數據說話，我們引進了沿程水頭損失公式和局部水頭損失公式，通過計算沿程水頭損失和局部水頭損失來確定單井回壓值。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

說明該井在回壓管理方面是有問題的。我們對該井進行了分析調查，發(fā)現沿程有一個直角彎，有一個閥門開關程度不夠。我們都進行了整改，回壓降到了0.55 MPa。

我礦對目前回壓較高的28口井進行了計算，共計發(fā)現19口井回壓管理有問題，采取了相應的措施，見到了明顯的效果，平均單井回壓降低0.07MPa。

二、取得效果

通過以三項措施的實施，2014年11月至2015年3月，采油二礦64口重點井的回壓峰值控制在1.2Ma以內，降低回壓峰值的效果非常顯著。

同時取得經經濟效益明顯：冬季5個月沖管線次數下降到130井次以內，停井時間降低到320小時以內，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，應當更注重溫度的控制，或者投加阻凝劑；

（二）油井單井管線結垢導致管徑變小，從而影響單井回壓的現象也是有發(fā)生，應當注意管線結垢問題；

（三）消減單井回壓峰值是一項系統(tǒng)工程，參數優(yōu)化、升溫、加藥、單井管線、集輸站干壓應當綜合考慮，各項措施系統(tǒng)聯動，才能取得最佳效果。

參考文獻：

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