王 彬，俞治學(xué)，劉學(xué)文，王 杰

（中國石油長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，主力開采層位為長4+5、長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凸に嚕涮琢擞蜌饣燧敱眠\(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，造成過流斷面減小，流動(dòng)阻力增加，由于地形復(fù)雜，管線長，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)目前開發(fā)主要層系為三疊系長4+5、長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)，勢必產(chǎn)生較高回壓（見表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，勢必造成油井較高回壓生產(chǎn)。通過對(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，可看出管線長度對(duì)回壓影響較大，最大達(dá)到0.8 MPa（見表4）。

表4 耿83 區(qū)管線長度影響回壓統(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)為多層系混合開發(fā)，來自不同油井的產(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，且部分地勢陡峭，管線平均埋深小于1 m，因此在原油集輸過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，通過對(duì)管線末端進(jìn)站溫度進(jìn)行檢測，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)，通過現(xiàn)場加熱爐實(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。化學(xué)防蠟用的清防蠟劑主要為CX-1、CX-3，清蠟劑的作用過程是將已沉積的蠟溶解或分散開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 萬元（見表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)場解堵情況來看，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)必要新工藝勢在必行。

（3）加降粘、降凝劑是降低單井回壓簡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。

［1］ 何毅，郭靖，等編著.長慶油田井口高回壓影響因素及治理措施［J］.石油工程建設(shè)，2012，（6）：124-126.

［2］ 趙新智，李文學(xué)，等編著.高回壓井組的綜合治理［J］.油氣田地面工程，2007，26（5）：23-24.

［3］ 鄒曉燕，牟安勇，等編著.油井降回壓工藝技術(shù)研究及應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2002，24（S1）：93-94.

［4］ 鄭延成，李克華，等編著.防蠟劑與清蠟劑的研究概況及其發(fā)展趨勢［J］.精細(xì)石油化工，1992：（5）：13-15.