張純亮

大慶油田采油三廠

運(yùn)用混輸泵治理油井高回壓

張純亮

大慶油田采油三廠

為解決油井高回壓?jiǎn)栴}，選擇回油壓力較高，管理難度較大，地處偏遠(yuǎn)的3個(gè)采油隊(duì)進(jìn)行閥組間內(nèi)安裝混輸泵降油井回壓試驗(yàn)。投用混輸泵后，高回壓井關(guān)井?dāng)?shù)量由投用前的52口減少到18口，問(wèn)題井發(fā)生率與2012年同期相比減少了11口。油井平均回壓由試驗(yàn)前的0.88MPa下降到0.49MPa，計(jì)量間分離器全部實(shí)現(xiàn)正常量油，回油管線穿孔次數(shù)相應(yīng)減少。

減級(jí)布站；混輸泵；高回壓；集油工藝；改造

1 油井高回壓不利影響因素

1.1 抽油機(jī)載荷隨回壓升高而變化

對(duì)抽油機(jī)井進(jìn)行示功圖測(cè)試，隨著井口回壓的升高，抽油機(jī)井最大載荷逐漸增大，最小載荷逐漸下降。當(dāng)回壓升高到2.0MPa時(shí)，抽油機(jī)上載荷增加30%，下載荷減小35%。隨著回壓升高，抽油泵下行阻力逐漸增大，該阻力造成抽油桿在油管內(nèi)產(chǎn)生螺旋彎曲，易導(dǎo)致偏磨或桿斷。

1.2 油井產(chǎn)液量隨回壓升高而降低

油井產(chǎn)液量隨著井口回壓升高而下降。當(dāng)油井回壓超過(guò)1.2MPa時(shí)，井口產(chǎn)液量開(kāi)始明顯下降。當(dāng)回壓超過(guò)2.0MPa時(shí)，井口產(chǎn)液量下降40%?；貕好可?.0MPa，井口產(chǎn)液量下降約15%。

1.3 油井電流隨回壓變化而變化

由油井運(yùn)行電流變化情況可以看出，抽油機(jī)井及螺桿泵井的電流隨回壓的升高而逐漸增大，電泵井隨回壓升高其電流降低。如北4—91—P62井，回壓由0.65MPa上升到1.4MPa時(shí)，電流由12 A上升到31 A；北3—1—P65電泵井，回壓由0.69MPa上升到2.4MPa時(shí)，電流由29 A下降到21 A，出現(xiàn)欠載停機(jī)現(xiàn)象。

綜合各項(xiàng)數(shù)據(jù)資料分析并結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際，得出回油壓力小于0.65MPa時(shí)為油井最佳生產(chǎn)狀態(tài)。

2 集油工藝流程改造

為解決油井高回壓?jiǎn)栴}，選擇回油壓力較高，管理難度較大，地處偏遠(yuǎn)的3個(gè)采油隊(duì)進(jìn)行閥組間內(nèi)安裝混輸泵降油井回壓試驗(yàn)。在工藝流程改造前，對(duì)混輸泵的排量效率與產(chǎn)能進(jìn)行合理匹配，以確保降回壓效果。閥組間改造后的集油工藝流程見(jiàn)圖1。

圖1 閥組間工藝流程改造

3 應(yīng)用效果

投用混輸泵后，單井平均回壓由原來(lái)的0.88MPa下降到0.49MPa，計(jì)量間分離器全部實(shí)現(xiàn)正常量油，回油管線穿孔次數(shù)相應(yīng)減少。減級(jí)布站前、后以及投用混輸泵后計(jì)量間回壓對(duì)比統(tǒng)計(jì)見(jiàn)表1。

表1 減級(jí)布站前后及投用混輸泵后計(jì)量間回壓對(duì)比

混輸泵投用后，高回壓井關(guān)井?dāng)?shù)量由投用前的52口減少到18口，問(wèn)題井發(fā)生率與2012年同期相比減少了11口。

4 結(jié)語(yǔ)

薩北油田北部過(guò)渡帶實(shí)行地面集油工藝流程減級(jí)布站后，油井平均回壓由減級(jí)布站前的0.35MPa上升到0.88MPa。高回壓造成管線穿孔頻繁，計(jì)量間分離器無(wú)法正常量油，泵況問(wèn)題井發(fā)生率升高。投用混輸泵后，油井平均回壓由試驗(yàn)前的0.88MPa下降到0.49MPa，有效解決了油井高回壓?jiǎn)栴}。

（欄目主持樊韶華）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.6.072