姚蘭

前言

超稠油井生產過程中高回壓問題比較普遍，高回壓會降低油井產液量，嚴重制約油井正常生產。目前降低回壓普遍采用增加摻液量、電加熱降粘、井口火管爐降粘等舉措，但存在成本高、安全風險高、管理難度大等問題。在綜合分析摻水系統(tǒng)、雙管流程適應性、低產低能井、原油粘度基礎上，2017年以來針對性提出完善摻水系統(tǒng)、優(yōu)化流程布局等對策，現(xiàn)場應用后，取得顯著效果。

1 背景

1.1地質概況

采油作業(yè)五區(qū)主要開發(fā)杜813興隆臺南、杜212興隆臺、杜84興隆臺南等超稠油主力區(qū)塊，構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，開發(fā)目的層為下第三系沙河街組沙一、二段興隆臺，平均孔隙度為32.4%，滲透率為1664×10μm，50℃地面原油脫氣粘度近10×10mPa·s。2018年作業(yè)區(qū)開井255口，其中超稠油年產油23×10t，占全區(qū)總產量近80%。

1.2高回壓現(xiàn)狀

超稠油井生產過程中，由于在集輸過程中的管線摩阻損失、原油粘度高等原因，高回壓現(xiàn)象普遍。統(tǒng)計2016年數(shù)據顯示，全年開井數(shù)265口，按照廠生產科定性高回壓標準（回壓大于0.5MPa），我區(qū)高回壓井共136口，占總開井數(shù)51.3%。

1.3高回壓危害

1.3.1 摻油比增加

油井回壓升高，易造成管線堵塞不暢通，若要解決此問題，需要大量稀油來解卡疏通管線，影響正常產量的同時，極大地增加了油井開采成本，影響經濟效益。

1.3.2影響地面流程工藝管理

油井回壓升高，易增大管線所承受壓力易造成管線穿孔，長期運行會增大管線破裂而導致環(huán)境污染的風險。2016年發(fā)生4處回油管線泄露均為油井高回壓生產階段。

1.3.3 員工勞動強度增加

油井高回壓造成的跑冒滴漏、材料損耗增大、掃線降壓頻次增多，都無形中增加了員工的工作量。

2 高回壓原因分析

2.1 摻水系統(tǒng)不完善

現(xiàn)場普遍采用地面摻水方式增加進站流量降低油井回壓，但作業(yè)區(qū)摻水系統(tǒng)受壓力低、雜質多及溫度低這些條件限制，不能起到有效降低回壓作用。

2.1.1摻水系統(tǒng)分支多

由于聯(lián)合站摻水經過多級分流后進入作業(yè)區(qū)，首發(fā)站的摻水壓力僅0.75MPa，過程壓降0.95MPa。再由首發(fā)站通過兩條支線分流到16個自然站，末端站摻水壓力僅0.4MPa，達不到降低回壓目的。

2.1.2 摻水干線縮徑

由于摻水中含有泥沙、油等大量雜質，因沉淀附著于管線內壁，長期的沉淀作用使摻水管線內徑粗糙、縮徑嚴重，甚至堵塞。由此可見，摻水干線投用時間過長也是導致油井回壓升高的重要原因。

2.1.3 摻水系統(tǒng)溫度低

為我區(qū)提供摻水的聯(lián)合站摻水初始溫度為90℃，因其摻水分支較多且管線長，到達作業(yè)區(qū)時溫度僅為75℃。同時由于我區(qū)單井摻水加熱系統(tǒng)效率差，導致?lián)剿竭_邊遠油井時的溫度僅為40℃，無法滿足油井對摻水的需求。

2.2 雙管流程適應性差

現(xiàn)場單井進站均為雙管流程，這種工藝僅能滿足一種摻液介質，不能同時滿足井筒舉升降粘和地面集輸需求。當油井處于生產末期時，油井含水下降，溫度下降快，原油粘度會逐漸升高，油井生產難度大造成油井高回壓。

2.3 原油粘度高

粘度曲線顯示，原油粘度對溫度非常敏感，隨溫度升高而大幅度降低，并且粘度越高，下降幅度越大。當回油溫度低于70℃時，粘度急劇上升，粘度高導致管線摩阻變大，回壓升高。

3 實施對策

通過以上高回壓產生原因及危害分析，我們提出了完善摻水系統(tǒng)、優(yōu)化流程布局這兩項對策來解決高回壓矛盾。

3.1 完善摻水系統(tǒng)

3.1.1三級增壓提高摻水壓力

為提高作業(yè)區(qū)整體摻水系統(tǒng)壓力，我們對整條摻水支干線進行了多點監(jiān)測。對此我們優(yōu)選了四處增加摻水增壓泵，提高摻水壓力，減緩雜質沉淀，達到降低回壓目的。通過三級增壓措施，我區(qū)初始壓力由0.75MPa上升為1.5MPa，末端站摻水壓力達到1.0MPa，對比實施前增加0.6MPa。

3.1.2提高摻水溫度

在提高摻水系統(tǒng)壓力基礎上，針對邊遠油井摻水溫度損失大的問題，對距離遠平臺安裝水套加熱爐實施摻水集中加熱，提高摻水溫度，然后再分流到單井回站，達到降回壓目的。2017年分別安裝四臺井口水套爐為16口油井實施摻水集中加熱提溫，實施后摻水溫度提升至80℃以上，油井平均回壓降低到0.35MPa。

3.2 優(yōu)化流程布局

3.2.1低產井并線高產井

針對低產低能油井，采取與鄰井回油并線措施，利用高產井液量與溫度攜帶低產能井液量進行回站，從而起到降低回壓。2017年至今，共實施12口井6組管線并線措施，均取得了明顯效果。油井回壓由0.8MPa下降到0.3MPa。

3.2.2建立自動化計量裝置

對于油井井距遠、液量低較為集中油井，采用自動化計量裝置實現(xiàn)多級并線獨自計量模式，該裝置可實現(xiàn)摻液介質集中輸送、回油介質集中進站、單井精確計量優(yōu)點，降低管線摩阻，從而達到降低回壓目的。

3.2.3 實施雙摻流程改造

針對雙管流程不能同時滿足地下?lián)接瓦_到井筒降粘、地面摻水增加流量的目的，在原有雙管流程基礎上，利用鄰井閑置摻液管線或干氣管線進行雙摻流程改造，實現(xiàn)地面摻水地下?lián)接屯瑫r進行，從而滿足井筒舉升降粘和地面集輸需求，降低油井回壓。2017年共實施雙摻工藝流程3組油井，均取得了明顯效果。

4 取得效果及評價

目前，全區(qū)油井回壓均控制在0.5MPa以內，油井生產時率得到提高。

4.1經濟效益

通過完善摻水系統(tǒng)提高摻水壓力，我區(qū)平均摻水壓力與去年同期對比增加0.63MPa。2018年1-9月份摻油量同期對比減少2350t，摻水量減少1005t。通過優(yōu)化流程布局，恢復低產開井11口，實現(xiàn)增油2000t。

4.2社會效益

利用有效措施對高回壓井進行治理，不僅降低了油井的管理難度，減少停井疏通管線、管線泄露等現(xiàn)象，提高了油井有效生產時率，減少了工人的勞動強度。

5.結論及認識

（1）實踐證明，通過完善摻水系統(tǒng)、優(yōu)化流程布局，均可以有效降低液流沿程熱損失、增加液流流量，相對比傳統(tǒng)電加熱、井口火管爐，增加摻液量等降回壓措施，具有低成本、低風險、效果穩(wěn)定等優(yōu)點。

（2）降回壓措施的成功實踐，對同類油藏油井降回壓管理具有借鑒意義。

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