王 彬，俞治學(xué)，劉學(xué)文，王 杰

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田耿83 區(qū)位于陜西省定邊縣姬塬鄉(xiāng)劉峁塬區(qū)域內(nèi)，為典型的超低滲透油藏，主力開(kāi)采層位為長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6 層，地面原油粘度5.42 mPa·s，密度0.832 g/cm3，凝固點(diǎn)20.5 ℃，瀝青質(zhì)含量4.8 %。

耿83 區(qū)集輸系統(tǒng)目前采用二級(jí)布站方式，主要以大井組-增壓點(diǎn)（轉(zhuǎn)油站）-聯(lián)合站模式，形成了單管加溫密閉集輸、井組串接、油氣混輸、站點(diǎn)插輸?shù)募凸に?，配套了油氣混輸泵運(yùn)行保護(hù)及變頻控制技術(shù)，實(shí)現(xiàn)各站點(diǎn)連續(xù)平穩(wěn)輸油。目前耿83 區(qū)下轄聯(lián)合站一座，增壓站5 座，轉(zhuǎn)油站2 座，數(shù)字化集成增壓撬2 座，降回壓裝置1 座，拉油點(diǎn)1 座，集油井組115 個(gè)，單井集油管線71 條，里程149.6 km，平均井組回壓1.0 MPa。

1 井口回壓主要影響因素分析

井口回壓是原油從井口流到下級(jí)站點(diǎn)的剩余壓力，回壓高低從側(cè)面反映出地面管道的流體運(yùn)行狀態(tài)，井組產(chǎn)生高回壓與原油自身的性質(zhì)及集輸工藝、集輸條件有關(guān)，原油的粘度大，在常溫下流動(dòng)性就差，環(huán)境溫度降低，集油管線結(jié)蠟，造成過(guò)流斷面減小，流動(dòng)阻力增加，由于地形復(fù)雜，管線長(zhǎng)，井站間起伏大，部分管線埋地深度不夠等各類因素的共同影響，造成油井井口回壓增大。

表1 耿83 區(qū)井組集輸現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)表

1.1 原油物性

耿83 區(qū)目前開(kāi)發(fā)主要層系為三疊系長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6油層，該區(qū)塊原油具有凝固點(diǎn)高，粘度大、膠質(zhì)瀝青含量高的特點(diǎn)，因此進(jìn)行單管密閉輸送時(shí)，勢(shì)必產(chǎn)生較高回壓（見(jiàn)表2）。

表2 耿83 區(qū)原油物性表

1.2 環(huán)境溫度與地形地貌

耿83 區(qū)域?qū)儆趦?nèi)陸干旱型氣候，最低氣溫-25 ℃，最高氣溫30 ℃，年平均氣溫約10 ℃，除了夏季6～8 月外，其余9 個(gè)月的較長(zhǎng)時(shí)間地面平均溫度均低于原油凝固點(diǎn)；油區(qū)地表屬典型的黃土塬地貌，地形起伏不平，地面海拔1 350 m～1 650 m，相對(duì)高差300 m 左右，對(duì)地面集輸管線的鋪設(shè)造成了極大的影響，導(dǎo)致眾多集油管線需跨溝、翻山，增大了水頭壓差及摩阻力（見(jiàn)表3）。

表3 耿83 區(qū)原油物性表

1.3 集輸半徑大

對(duì)原油物性的室內(nèi)評(píng)價(jià)，結(jié)合地形地貌特點(diǎn)，利用蠟沉積熱力學(xué)模型、集輸管道熱力及水力計(jì)算公式，計(jì)算出經(jīng)濟(jì)集輸半徑不大于1.5 km，耿83 區(qū)單井集油管線平均里程為2.1 km，勢(shì)必造成油井較高回壓生產(chǎn)。通過(guò)對(duì)液量在5～20 m3/d 范圍內(nèi)的10 個(gè)井組按照液量分為5個(gè)區(qū)間，具有相似地貌及產(chǎn)液量的條件下，可看出管線長(zhǎng)度對(duì)回壓影響較大，最大達(dá)到0.8 MPa（見(jiàn)表4）。

表4 耿83 區(qū)管線長(zhǎng)度影響回壓統(tǒng)計(jì)表

1.4 管線結(jié)垢

圖1 劉60-4 井組回壓運(yùn)行曲線

耿83 區(qū)為多層系混合開(kāi)發(fā)，來(lái)自不同油井的產(chǎn)液在集輸系統(tǒng)混合，加之部分油井水淹，導(dǎo)致成垢陽(yáng)離子（Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+）和成垢陰離子（、）相遇后則會(huì)形成BaSO4、SrSO4等難溶化合物附著在管線內(nèi)壁，造成管徑變小，引起井口回壓上升。由劉60-4 井組回壓運(yùn)行曲線來(lái)看，井組管線自投產(chǎn)運(yùn)行2.75 年后，回壓由0.4 MPa 上升至1.3 MPa，實(shí)施清垢后壓力恢復(fù)正常，但隨著管線運(yùn)行1.58 年后壓力又上升到目前0.8 MPa，因此管線結(jié)垢是造成井組回壓上升的重要因素（見(jiàn)圖1）。

1.5 井組液量低、管線埋深淺

耿83 區(qū)超低滲透油藏，平均滲透率僅為0.39 mD，平均單井日產(chǎn)液1.57 m3，井組日產(chǎn)液6.373 m3，集油管線中油流速較慢且不能充滿管容；加之該區(qū)域受地形條件限制，管溝基本為人工挖掘，且部分地勢(shì)陡峭，管線平均埋深小于1 m，因此在原油集輸過(guò)程中沿途溫降幅度較大，原油粘度也隨之增大，流動(dòng)性逐漸變差，導(dǎo)致井口回壓增大。

2 降回壓主要治理措施

耿83 區(qū)原油含蠟量高，冬季運(yùn)行回壓高，易造成管線凍堵、熱洗掃線頻次增加、安全風(fēng)險(xiǎn)大，同時(shí)高回壓會(huì)造成井口產(chǎn)液量降、盤根更換頻繁、抽油機(jī)負(fù)荷增加、抽油泵效降低、能耗增加等問(wèn)題。對(duì)多個(gè)不同回壓下單量車與事故罐井組液量差值進(jìn)行對(duì)比，隨著回壓的升高，影響的液量成指數(shù)函數(shù)關(guān)系增加，回壓達(dá)到2.5 MPa 時(shí)，影響液量達(dá)到10 %。

圖2 回壓對(duì)產(chǎn)液量影響的管線曲線

通過(guò)對(duì)以上影響回壓的各類因素結(jié)合實(shí)際情況進(jìn)行分析確定了原油粘度大、管線埋深淺、溫度低、管線結(jié)垢是導(dǎo)致耿83 區(qū)回壓高的關(guān)鍵因素，針對(duì)以上問(wèn)題實(shí)施了以下降回壓治理措施。

2.1 降管線，提高埋深

通過(guò)2012-2013 兩年的集油管線埋深專項(xiàng)治理工作，耿83 區(qū)累計(jì)實(shí)施降管線40 km，并對(duì)管線懸空處、跨越外露處實(shí)施巖棉管保溫，同時(shí)對(duì)斜坡處易被雨水沖刷處管線實(shí)施草袋護(hù)坡保護(hù)，實(shí)施此項(xiàng)措施后，通過(guò)對(duì)管線末端進(jìn)站溫度進(jìn)行檢測(cè)，平均進(jìn)站溫度提高了3 ℃。

2.2 提高管線首點(diǎn)輸油溫度

在井場(chǎng)安裝水套加熱爐提高原油溫度，降低原油黏度，是解決油井高回壓的較好措施，并且達(dá)到了預(yù)期的效果。目前耿83 區(qū)流程井組共計(jì)安裝立式水套加熱爐、水煮爐共計(jì)70 臺(tái)，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)加熱爐實(shí)際使用情況，可以看出加熱爐點(diǎn)爐后集油管線出口溫度可提高12 ℃，井站溫度可提高9 ℃，且經(jīng)過(guò)加溫后的原油進(jìn)站溫度均保證在原油凝固點(diǎn)以上, 降回壓幅度達(dá)到0.25 MPa（見(jiàn)表5）。

表5 加熱爐對(duì)溫度的影響

2.3 清防蠟工藝

耿83 區(qū)目前采取化學(xué)防蠟與物理除蠟相結(jié)合的治理措施?；瘜W(xué)防蠟用的清防蠟劑主要為CX-1、CX-3，清蠟劑的作用過(guò)程是將已沉積的蠟溶解或分散開(kāi)使其在油井原油中處于溶解或小顆粒懸浮狀態(tài)而隨油井液流流出，而達(dá)到降粘、降凝的作用，投加方式為：油套環(huán)空投加，濃度200～400 mg/L，管線投加，濃度200 mg/L；物理除蠟主要依靠投清蠟球，通過(guò)定期的清蠟球?qū)鼙诟街炠|(zhì)的刮削，確保管線有較大的管徑，增加過(guò)流面積，達(dá)到降回壓的作用，目前耿83 區(qū)實(shí)現(xiàn)投球的管線為58 條。

2.4 清防垢工藝

針對(duì)集油管線結(jié)垢嚴(yán)重的問(wèn)題，耿83 區(qū)同樣采用化學(xué)防垢及高壓射流物理清垢相結(jié)合的方式。

化學(xué)防垢主要是環(huán)套投加AD43-3，濃度50 mg/L；管線及站內(nèi)集輸系統(tǒng)投加CQ-Z01、AD51-20 鋇鍶阻垢劑，通過(guò)該類鋇鍶阻垢劑在集輸系統(tǒng)的投加，對(duì)管線結(jié)垢起到了一定抑制減緩作用，劉四增站內(nèi)自2011年投加鋇鍶阻垢劑后，總機(jī)關(guān)匯管結(jié)垢情況明顯好轉(zhuǎn)，站內(nèi)運(yùn)行壓力由0.3 MPa 下降到了0.23 MPa，效果明顯。

物理清垢則采用的是機(jī)械清垢球打壓清垢的原理，對(duì)管壁附著垢層進(jìn)行旋轉(zhuǎn)刮削除垢，通過(guò)清垢后的管線能夠達(dá)到恢復(fù)投球的目的，耿83 區(qū)累計(jì)實(shí)施管線清垢60 km，清垢后管線回壓平均下降0.2 MPa，實(shí)施總機(jī)關(guān)匯管清垢8 具，清垢后總機(jī)關(guān)壓力平均下降0.1 MPa。

3 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

（1）通過(guò)對(duì)6 個(gè)井組33 口油井進(jìn)行降回壓治理后，日增油1.21 t，則年增油441.7 t，創(chuàng)造產(chǎn)值220.8 萬(wàn)元（見(jiàn)表6）。

（2）每年10 月-次年4 月是管線熱洗、吹掃的高峰期，按照平均每月70 次的頻率，單次作業(yè)1 300 元/次計(jì)算，則該時(shí)間段內(nèi)所需特車及罐車費(fèi)用至少在63.7萬(wàn)元，若確保管線投球及加藥，并采取其他治理措施，施工作業(yè)頻次將降低1/3，節(jié)約成本近21.2 萬(wàn)元。

（3）利用伴生氣資源加熱原油，以一個(gè)燃煤水套爐和一個(gè)燃?xì)馑谞t作對(duì)比，燃煤爐每月需要原煤9 t，按462 元/噸和每年9 個(gè)月計(jì)算，則相對(duì)燃?xì)鉅t多消耗費(fèi)用3.7 萬(wàn)元。

表6 降回壓治理增油效果統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）降回壓工作是一項(xiàng)日常工作，但隨著油井生產(chǎn)的變化以及滾動(dòng)開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，又會(huì)有高回壓井產(chǎn)生，因此只有不斷的采取降回壓措施，使油井回壓控制在合適壓力范圍，才能保障油田的長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)。

（2）油井清防蠟、清防垢是降低回壓的一個(gè)重要措施，根據(jù)井組集油管線現(xiàn)場(chǎng)解堵情況來(lái)看，管線絕大部分是蠟堵，同時(shí)隨著結(jié)垢情況的加重，回壓也會(huì)逐步上升，進(jìn)一步進(jìn)行新型化學(xué)試劑效果評(píng)價(jià)及引進(jìn)必要新工藝勢(shì)在必行。

（3）加降粘、降凝劑是降低單井回壓簡(jiǎn)化集輸工藝的有效途徑，可在耿83 區(qū)集油管線試用破乳劑進(jìn)行降粘效果評(píng)價(jià)及推廣,保證油井的正常生產(chǎn),達(dá)到增加原油產(chǎn)量的目的, 同時(shí)促進(jìn)了地面集輸工藝技術(shù)水平的提升。

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