姚蘭

前言

超稠油井生產(chǎn)過程中高回壓?jiǎn)栴}比較普遍，高回壓會(huì)降低油井產(chǎn)液量，嚴(yán)重制約油井正常生產(chǎn)。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(fēng)險(xiǎn)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(yīng)性、低產(chǎn)低能井、原油粘度基礎(chǔ)上，2017年以來針對(duì)性提出完善摻水系統(tǒng)、優(yōu)化流程布局等對(duì)策，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后，取得顯著效果。

1 背景

1.1地質(zhì)概況

采油作業(yè)五區(qū)主要開發(fā)杜813興隆臺(tái)南、杜212興隆臺(tái)、杜84興隆臺(tái)南等超稠油主力區(qū)塊，構(gòu)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(tái)，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(chǎn)油23×10t，占全區(qū)總產(chǎn)量近80%。

1.2高回壓現(xiàn)狀

超稠油井生產(chǎn)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(jì)2016年數(shù)據(jù)顯示，全年開井?dāng)?shù)265口，按照廠生產(chǎn)科定性高回壓標(biāo)準(zhǔn)（回壓大于0.5MPa），我區(qū)高回壓井共136口，占總開井?dāng)?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(chǎn)量的同時(shí)，極大地增加了油井開采成本，影響經(jīng)濟(jì)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(zhǎng)期運(yùn)行會(huì)增大管線破裂而導(dǎo)致環(huán)境污染的風(fēng)險(xiǎn)。2016年發(fā)生4處回油管線泄露均為油井高回壓生產(chǎn)階段。

1.3.3 員工勞動(dòng)強(qiáng)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(chǎng)普遍采用地面摻水方式增加進(jìn)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(zhì)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(jīng)過多級(jí)分流后進(jìn)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(gè)自然站，末端站摻水壓力僅0.4MPa，達(dá)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(zhì)，因沉淀附著于管線內(nèi)壁，長(zhǎng)期的沉淀作用使摻水管線內(nèi)徑粗糙、縮徑嚴(yán)重，甚至堵塞。由此可見，摻水干線投用時(shí)間過長(zhǎng)也是導(dǎo)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(zhǎng)，到達(dá)作業(yè)區(qū)時(shí)溫度僅為75℃。同時(shí)由于我區(qū)單井摻水加熱系統(tǒng)效率差，導(dǎo)致?lián)剿竭_(dá)邊遠(yuǎn)油井時(shí)的溫度僅為40℃，無法滿足油井對(duì)摻水的需求。

2.2 雙管流程適應(yīng)性差

現(xiàn)場(chǎng)單井進(jìn)站均為雙管流程，這種工藝僅能滿足一種摻液介質(zhì)，不能同時(shí)滿足井筒舉升降粘和地面集輸需求。當(dāng)油井處于生產(chǎn)末期時(shí)，油井含水下降，溫度下降快，原油粘度會(huì)逐漸升高，油井生產(chǎn)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(duì)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(dāng)回油溫度低于70℃時(shí)，粘度急劇上升，粘度高導(dǎo)致管線摩阻變大，回壓升高。

3 實(shí)施對(duì)策

通過以上高回壓產(chǎn)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(xiàng)對(duì)策來解決高回壓矛盾。

3.1 完善摻水系統(tǒng)

3.1.1三級(jí)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(duì)整條摻水支干線進(jìn)行了多點(diǎn)監(jiān)測(cè)。對(duì)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(zhì)沉淀，達(dá)到降低回壓目的。通過三級(jí)增壓措施，我區(qū)初始?jí)毫τ?.75MPa上升為1.5MPa，末端站摻水壓力達(dá)到1.0MPa，對(duì)比實(shí)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(chǔ)上，針對(duì)邊遠(yuǎn)油井摻水溫度損失大的問題，對(duì)距離遠(yuǎn)平臺(tái)安裝水套加熱爐實(shí)施摻水集中加熱，提高摻水溫度，然后再分流到單井回站，達(dá)到降回壓目的。2017年分別安裝四臺(tái)井口水套爐為16口油井實(shí)施摻水集中加熱提溫，實(shí)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(chǎn)井并線高產(chǎn)井

針對(duì)低產(chǎn)低能油井，采取與鄰井回油并線措施，利用高產(chǎn)井液量與溫度攜帶低產(chǎn)能井液量進(jìn)行回站，從而起到降低回壓。2017年至今，共實(shí)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(dòng)化計(jì)量裝置

對(duì)于油井井距遠(yuǎn)、液量低較為集中油井，采用自動(dòng)化計(jì)量裝置實(shí)現(xiàn)多級(jí)并線獨(dú)自計(jì)量模式，該裝置可實(shí)現(xiàn)摻液介質(zhì)集中輸送、回油介質(zhì)集中進(jìn)站、單井精確計(jì)量?jī)?yōu)點(diǎn)，降低管線摩阻，從而達(dá)到降低回壓目的。

3.2.3 實(shí)施雙摻流程改造

針對(duì)雙管流程不能同時(shí)滿足地下?lián)接瓦_(dá)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(chǔ)上，利用鄰井閑置摻液管線或干氣管線進(jìn)行雙摻流程改造，實(shí)現(xiàn)地面摻水地下?lián)接屯瑫r(shí)進(jìn)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(shí)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(píng)價(jià)

目前，全區(qū)油井回壓均控制在0.5MPa以內(nèi)，油井生產(chǎn)時(shí)率得到提高。

4.1經(jīng)濟(jì)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(duì)比增加0.63MPa。2018年1-9月份摻油量同期對(duì)比減少2350t，摻水量減少1005t。通過優(yōu)化流程布局，恢復(fù)低產(chǎn)開井11口，實(shí)現(xiàn)增油2000t。

4.2社會(huì)效益

利用有效措施對(duì)高回壓井進(jìn)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(chǎn)時(shí)率，減少了工人的勞動(dòng)強(qiáng)度。

5.結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）實(shí)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(duì)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(fēng)險(xiǎn)、效果穩(wěn)定等優(yōu)點(diǎn)。

（2）降回壓措施的成功實(shí)踐，對(duì)同類油藏油井降回壓管理具有借鑒意義。

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