推行回压峰值削减方法,降低单井回压

摘 要：采油二矿从实际工作着手，在混输管网没有太大优化的前提下，摸索并总结出几种有针对性的降回压措施，实施后取得了良好效果，有效消减了回压峰值，保障油井生产系统稳定，节能降耗提升经济效益。

关键词：油井回压；峰值控制；参数优化；药剂选择；管线匹配；单井升温

前言

临盘采油厂采油二矿共开油井502口，管输生产398口，2012年11月-2013年1月统计数据显示，有64口井因供液不足、管网较长、原油粘度较高或产液“油包水”，频繁出现回压偏高，冬季平均峰值回压为1.72MPa，这些井回压高于1.5MPa时，都需要停井冲管线处理。2011年11月-2012年1月，这64口井累计冲管线584井次，发生车辆劳务费用47.88万元（三井次为一台班，泵车费用1280元/台班，罐车费用1188元/台班），累计停井时间2140小时，影响产量155吨，因回压高导致泵漏检泵17井次，发生作业费用93.5万元，影响产量114.5吨。在混输管网没有太大优化的前提下，如何采取有针对性的措施，行之有效的降低单井回压，实现经济效益最优化，是我们必须面对的一项问题。

一、降低单井回压峰值所采取的方法

（一）合理优化加药措施

1.合理优选药剂

部分油井由于产出液性质原因，导致回压较高，可以有针对性的使用化学药剂进行降粘。目前我们常用的化学药剂有稠油降粘剂和破乳剂。

2.降粘剂降低粘油井回压

油溶性降粘剂降粘技术主要针对胶质、沥青质分子成层次堆积状态，借助高温或溶剂作用下堆积层隙“疏松”的特点，使降粘剂分子渗入到胶质或沥青质分子层之间，起到降低稠油粘度的作用。

如S741沙一火成岩单元，目前开油井8口，平均日液8吨/天，日油2.2吨/天，综合含水73%，功图充满程度基本上都在3/4左右，原油粘度普遍在10000毫帕.秒以上，一直采用电热杆热采技术，能耗高、作业周期短，尽管单井管线平均240米，但由于原油粘度过高导致单井回压峰值高达3.5-4MPa。我们采用拖拉机配合进行套管掺水加降粘剂技术，采取小计量多频次加药方式，使用浓度一般在300-900mg/l即0.3-0.9Kg/t，同时安装井口回压监控装置，严密监控回压变化，不断调整加药模式，取得良好效果。

目前我矿对于原油粘度高于300毫帕.秒的11口油井使用套管掺水加降粘剂开采，回压峰值得到有效控制。

3.破乳剂降低产液“油包水”型油井回压

原油破乳剂是一种活性剂水溶液，在适当的温度和搅拌条件下，使稠油以微小的油珠分散在活性水中形成水包油型O/W乳状液，油珠被活性水膜包围，其外相是水，使稠油分子间的摩擦变为水的摩擦，使粘度大幅度下降、从而使高粘度的稠油变为低粘度的水包油型乳化液采出。

如S69-X1沙二上单元，目前开油井3口，平均日液21吨/天，平均日油5.8吨/天，综合含水71%，产出液“油包水”现象明显，单井回压峰值平均在2.5-3.0 MPa。我们安装井口自动加药箱，配合进行井口取水投加破乳剂降低管线技术，采取小计量多频次加药方式，加药量一般在50-100mg/l即0.05-0.1 kg/m3，不断调整加药模式，效果明显： 3口单井平均峰值均控制在0.7 MPa以下，单井最大载荷平均降低9千牛。

目前我矿对于产出液“油包水”现象明显、单井回压峰值在1.0MPa以上的7口油井中采用井口自动加药箱，配合进行井口取水投加破乳剂降低管线技术，回压峰值得到有效控制。

（二）细化升温管理，降低单井回压

在井场安装水套加热炉提高产液温度，不但可以有效利用伴生气资源，又可以降低原油粘度，据不完全统计，该方案可以降低回压峰值42%。

采油二矿目前安装单井加热炉306台，占到油井开井数的61%。尤其是近两年，对单井炉升温降回压管理更加细化，如针对部分单井套管气不足的井，采用就近原则，从附近套管气大的井引进气源，由几口井为一小单元，分片连成气体网络。一方面可以给套管气小的井补充气源，提高效率。另一方面，套管气大的井在满足自己升温的同时还可以提供气源给其他井升温，从而避免了由于气大造成气锁现象的发生。

（三）根据压头损失确定单井回压，实现回压管理科学化

我们在实际生产中发现，还有部分油井供液正常，原油粘度也不高，单井管线在500米之内，但单井回压却频繁偏高，先后采取升温、加药等措施，但回压降低并不理想。后来，我们考虑到在采油管理中都是凭经验确定单井合理回压值，没有准确的理论为依据。为了加强回压管理，用数据说话，我们引进了沿程水头损失公式和局部水头损失公式，通过计算沿程水头损失和局部水头损失来确定单井回压值。沿程水头损失是管路直管段水头损失、局部损失是指沿程弯头和阀门等管段的水头损失。

沿程水头损失公式：hf=λ

局部水头损失公式：hj=

因此该井的回压为0.5MPa左右，但是目前该井回压为0.6MPa

说明该井在回压管理方面是有问题的。我们对该井进行了分析调查，发现沿程有一个直角弯，有一个阀门开关程度不够。我们都进行了整改，回压降到了0.55 MPa。

我矿对目前回压较高的28口井进行了计算，共计发现19口井回压管理有问题，采取了相应的措施，见到了明显的效果，平均单井回压降低0.07MPa。

二、取得效果

通过以三项措施的实施，2014年11月至2015年3月，采油二矿64口重点井的回压峰值控制在1.2Ma以内，降低回压峰值的效果非常显著。

同时取得经经济效益明显：冬季5个月冲管线次数下降到130井次以内，停井时间降低到320小时以内，泵漏检泵降低11井次，单井最大载荷值平均降低6.4KN，单井耗能有所降低。

三、 结论

（一）部分高含蜡油井回压峰值控制并不适用于降粘剂或破乳剂，应当更注重温度的控制，或者投加阻凝剂；

（二）油井单井管线结垢导致管径变小，从而影响单井回压的现象也是有发生，应当注意管线结垢问题；

（三）消减单井回压峰值是一项系统工程，参数优化、升温、加药、单井管线、集输站干压应当综合考虑，各项措施系统联动，才能取得最佳效果。

参考文献：

[1]步廷文，等.稠油高凝油开采工艺.

[2]赵福麟.采油化学.

[3]刘国然.国内外稠油乳化降粘技术调研.

[4]陈长植.工程流体力学.