馮杰瑞，徐 鑫，李 云，尚小燕，索 瑪，趙 歡

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710020）

姬塬油田羅1區(qū)塊位于陜西省定邊縣姬塬鄉(xiāng)劉上梁村，屬黃土高原地貌。地表為100 m～200 m厚的第四系黃土覆蓋，地形復(fù)雜，溝壑縱橫，梁崩參差，地面海拔1 450 m～1 850 m。主力開(kāi)采層位長(zhǎng)811、長(zhǎng)822，平均滲透率 0.61×10-3μm2、1.15×10-3μm2，孔隙度 9.35%、10.94%，原油密度0.85 g/cm3，凝固點(diǎn)19℃，地面原油黏度5.96 mPa·s，屬于較為典型的超低滲透油藏。集輸站點(diǎn)主要布站模式為井組-增壓撬-轉(zhuǎn)油站-聯(lián)合站[1，2]。該區(qū)塊管轄油井 1 182口、水井414口、井組362個(gè)，其中高回壓井組103個(gè)，平均回壓2.6 MPa，增壓站（撬）38座、計(jì)量轉(zhuǎn)接站6座。

1 井組高回壓原因分析

1.1 管線結(jié)蠟嚴(yán)重

羅1區(qū)塊原油凝固點(diǎn)19℃，區(qū)塊井站所處地理位置全年平均氣溫為10℃～15℃，年度最低氣溫為-25℃，最高氣溫為36℃，除了5～9月以外，其余7個(gè)月的地面平均氣溫均在地面原油的凝固點(diǎn)以下[4]。羅1區(qū)塊多條翻溝管線外露，埋深不足，路徑呈“V”字型，冬季溫耗大。原油的溫度下降到蠟晶開(kāi)始析出的溫度時(shí)，蠟晶微粒便開(kāi)始在油流和管壁上析出，原油黏度增大，引起回壓高。

1.2 管線投收球不能有效開(kāi)展

前期產(chǎn)建新投井較多，造成新井投運(yùn)后地面產(chǎn)建管線未能及時(shí)按“單井單管”流程接入歸屬站點(diǎn)，插輸點(diǎn)容易造成卡球。部分站點(diǎn)收球筒設(shè)備不完善，自動(dòng)收球裝置三通控制過(guò)小，電加熱效果差等原因造成了不能正常投收球。

1.3 集輸系統(tǒng)結(jié)垢嚴(yán)重

1.3.1 油井多層系生產(chǎn) 羅1區(qū)塊管轄油井1 182口，其中1 062口單采長(zhǎng)8，剩余120口油井存在與其他層位合采，或開(kāi)發(fā)后期補(bǔ)孔改層，造成生產(chǎn)層位復(fù)雜，配伍性差加快了井筒及管線結(jié)垢速度（見(jiàn)表1）。

1.3.2 站點(diǎn)混層集輸 站點(diǎn)普遍存在混層集輸，依照長(zhǎng)1和長(zhǎng)2配伍，長(zhǎng)4+5和長(zhǎng)6配伍性不同區(qū)塊不一樣，長(zhǎng)8和長(zhǎng)9配伍性相對(duì)較好，三疊系之間其他層位均不配伍，侏羅系各層系之間配伍，侏羅系和三疊系不配伍的原則。單井出油管線結(jié)垢、站內(nèi)流程結(jié)垢，總機(jī)關(guān)運(yùn)行壓力升高，導(dǎo)致上游站點(diǎn)及油井回壓上升（見(jiàn)圖1）。

1.3.3 油井見(jiàn)水 局部區(qū)域微裂縫發(fā)育，容易見(jiàn)水，見(jiàn)水后液量突然上升，地層水（CaCl2型）和注入水（Na2SO4型）不配伍，結(jié)垢造成集輸管線有效通道降低，生產(chǎn)回壓上升。

1.3.4 高含水井組加溫輸油 增壓撬主要承擔(dān)井組來(lái)油計(jì)量加熱外輸工作，對(duì)于高含水井組來(lái)油加溫后，結(jié)垢離子隨水溫升高溶解度降低，增加了結(jié)垢速度。

表1 羅1區(qū)塊油井生產(chǎn)層位統(tǒng)計(jì)表

2 治理措施

2.1 集油管線物理清垢

集油管線物理清垢是將清垢球投入管道中，清垢球在水力的推動(dòng)下高速旋轉(zhuǎn)前進(jìn)，高硬度材質(zhì)的清垢刮片在高速旋轉(zhuǎn)情況下刮掉管壁的硬質(zhì)垢，清洗下來(lái)的垢渣與射流一道匯聚，向前竄動(dòng)，直達(dá)排污口。2016年羅1區(qū)塊選取8條管線規(guī)格為Φ60×3.5 mm的井組集油管線進(jìn)行管線物理清垢。清垢前管線平均回壓2.4 MPa，清垢后為 1.0 MPa。

圖1 MJSD采油作業(yè)區(qū)長(zhǎng)8集輸系統(tǒng)示意圖

2.2 管線插輸治理

集中開(kāi)展管線插輸治理，液量低距離近的相鄰井組實(shí)施插輸，插輸點(diǎn)改接三通彎頭，確保投球暢通。液量大井組新鋪管線實(shí)現(xiàn)“單井單管”流程接入歸屬站點(diǎn)。

2.3 投收球治理

排查集輸管線和站內(nèi)收球筒運(yùn)行情況，開(kāi)展掃線通球、更換管線、總機(jī)關(guān)清垢、新增收球筒、插輸彎頭整改、井口匯管整改等一系列手段，消除投收球障礙，確保百分百投收球。

2.4 混層集輸治理

按照地質(zhì)區(qū)塊，分層位歸入集輸站點(diǎn)，對(duì)非主力層位油井實(shí)施拉油。上游站點(diǎn)完善脫水流程，建立加藥制度，脫水后輸送凈化油至下游站點(diǎn)，采出水就地回注與生產(chǎn)層位匹配，可解決末端站點(diǎn)采出水回注地層結(jié)垢造成長(zhǎng)期高壓注不進(jìn)的問(wèn)題。

2.5 優(yōu)化輸油方式

在集輸半徑大管線中，低含水井組出油管線提高運(yùn)行溫度，加深管線掩埋深度，減小溫耗，降低原油黏度，同時(shí)結(jié)合管線投球，保證管線運(yùn)行通暢。在高含水井組撤爐低溫輸油，低溫情況下可降低結(jié)垢速度，同時(shí)結(jié)合投球可將原油附著在管線內(nèi)壁，降低管線結(jié)垢和腐蝕的速度。對(duì)管程長(zhǎng)坡度大的管線，可在中部增加增壓泵，提壓輸油。

3 技術(shù)政策優(yōu)選

井組降回壓是一項(xiàng)持之以恒的工作。首先要從源頭杜絕，結(jié)合產(chǎn)建及時(shí)提出調(diào)整意見(jiàn)，從源頭杜絕混層集輸混層卸油現(xiàn)象發(fā)生；其次日常管理必須堅(jiān)持，嚴(yán)格執(zhí)行加藥制度、投收球制度，定期井組掃線降壓；季節(jié)氣候變化及時(shí)應(yīng)對(duì)，低含水井組加熱與管線冬防保溫工作并舉；在中高含水、高低含水井組試驗(yàn)低溫輸油，利用投球?qū)⒃秃拖炠|(zhì)推在管線內(nèi)壁，可以有效阻止管線結(jié)垢和腐蝕；積極開(kāi)展新工藝試驗(yàn)，選擇效果較好的措施在全廠逐步推廣。

目前降回壓工作取得一定成效，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)有新的高回壓井組產(chǎn)生，因此只有及時(shí)地采取降回壓措施，使油井回壓控制在合適壓力范圍，才能保障油田生產(chǎn)平穩(wěn)運(yùn)行。