劉如杰，李燕敏

(中油遼河油田公司曙光采油廠 遼寧 盤錦 124109)

0 引 言

X作業(yè)區(qū)主要開發(fā)杜813、杜212、杜84等超稠油主力區(qū)塊， 50 ℃地面原油脫氣黏度近10×104mPa·s。稠油井生產(chǎn)過程中，由于在集輸過程中的管線摩阻損失、原油黏度高等原因，高回壓現(xiàn)象普遍[1]。統(tǒng)計(jì)2016年高回壓井共136口，占總開井?dāng)?shù)51.3%。高回壓延緩了油管內(nèi)流體流動形態(tài)的出現(xiàn)、加大抽油桿的交變載荷，易引發(fā)管、桿斷脫[2]。高回壓造成管線堵塞不暢通，增大管線所承受壓力易造成管線穿孔，長期運(yùn)行會增大管線破裂而導(dǎo)致環(huán)境污染的風(fēng)險。此外，還增加了洗井和掃線的次數(shù)，導(dǎo)致員工的勞動強(qiáng)度和生產(chǎn)成本加大。因此，有必要積極探索與實(shí)踐降低蒸氣吞吐稠油井回壓的措施。

1 高回壓原因分析

1.1 原油黏度高

杜813興隆臺、杜212興隆臺、杜84興隆臺等主力區(qū)塊50 ℃地面脫氣原油黏度分別為11.7×104mPa·s、9.3×104mPa·s、10.8×104mPa·s，黏溫曲線顯示，原油黏度對溫度非常敏感，隨溫度升高而大幅度降低，并且黏度越高，下降幅度越大，如圖1所示。吞吐初期地層溫度高，液流溫度高，黏度低，隨著時間延長在生產(chǎn)末期液流熱量損失，當(dāng)回油溫度低于70 ℃時，黏度急劇上升，黏度高導(dǎo)致管線摩阻變大，回壓升高[3-6]。

圖1 主力區(qū)塊黏溫曲線

1.2 摻水系統(tǒng)不完善

現(xiàn)場普遍采用地面摻水方式增加進(jìn)站流量降低油井回壓，但X作業(yè)區(qū)摻水系統(tǒng)受壓力低、雜質(zhì)多條件限制，不能起到有效降低回壓作用。由于聯(lián)合站摻水經(jīng)過X1作業(yè)區(qū)、X2作業(yè)區(qū)分流后進(jìn)入X作業(yè)區(qū)，進(jìn)入X作業(yè)區(qū)首發(fā)站73#的摻水壓力僅0.75 MPa，過程壓降0.95 MPa。再由首發(fā)站通過兩條支線分流到16個自然站，末端站88#、89#站摻水壓力僅0.4 MPa，達(dá)不到降低回壓目的。同時由于摻水雜質(zhì)存在，在流速低時加速雜質(zhì)沉淀，導(dǎo)致管內(nèi)徑粗糙，嚴(yán)重時導(dǎo)致管線縮徑，甚至堵塞管線，導(dǎo)致回壓升高。

1.3 低產(chǎn)低能井多

X作業(yè)區(qū)油井經(jīng)過近30年開發(fā)，平均吞吐周期19.3輪，地層壓力降低，油井低產(chǎn)問題突出。2016年由于低產(chǎn)導(dǎo)致高回壓井59口(平均液量低于10 t/d)，占總開井?dāng)?shù)22.3%，其中11口井由于低產(chǎn)或離站距離遠(yuǎn)等原因，冬季回壓達(dá)到2 MPa以上，每年有近1/3時間無法生產(chǎn)，年影響產(chǎn)量2 013 t。

1.4 雙管流程功能單一

X作業(yè)區(qū)現(xiàn)場單井進(jìn)站均為雙管流程，這種工藝僅能滿足一種摻液介質(zhì)，不能同時滿足井筒舉升降粘和地面集輸需求，造成油井高回壓。當(dāng)?shù)叵聯(lián)接瓦M(jìn)行降粘時，無法實(shí)現(xiàn)提高液流速效果，而且吞吐末期存在摻油量高、摻油比高問題，杜813-44-53井，初期平均摻油量5.6 t/d，摻油比0.4，回壓0.49 MPa，末期摻油量增加到12.1 t/d，摻油比為1.4，回壓0.73 MPa；當(dāng)?shù)孛鎿剿黾恿魉贂r，卻又無法實(shí)現(xiàn)井筒舉升降粘的作用，杜212-21-K303井初期摻水6 t/d，回壓0.33 MPa，末期摻水12t/d，回壓0.52 MPa，更改后地下?lián)接秃?，回壓仍?.43 MPa。

由以上四方面原因分析可以看出，造成高回壓本質(zhì)原因有兩個方面，一是由于管線距離長，液流沿程熱損失，造成溫度降低，液流黏度增高，導(dǎo)致摩阻系數(shù)增加，回壓增高；二是由于液流流量降低，流速降低，管徑變化，導(dǎo)致摩阻系數(shù)增加，回壓增高。

2 實(shí)施對策

通過以上高回壓產(chǎn)生原因及危害分析，液流溫度低和流速低是產(chǎn)生高回壓的本質(zhì)原因。為此，提出了完善摻水系統(tǒng)、多級并線改造及實(shí)施三管流程這三項(xiàng)對策降低液流熱損失、提高液流流速，解決高回壓矛盾。

2.1 完善摻水系統(tǒng)

2.1.1 三級增壓提高摻水壓力

為提高X作業(yè)區(qū)整體摻水系統(tǒng)壓力，在節(jié)點(diǎn)分析小站摻水壓力基礎(chǔ)上，分別在兩條摻水支線增加4臺增壓泵，提高摻水壓力，減緩雜質(zhì)沉淀，達(dá)到降低回壓目的。三級增壓及增壓效果示意圖如圖2所示。

圖2 三級增壓及增壓效果示意圖

一級增壓：在摻水接收站(X作業(yè)區(qū)首發(fā)站)73#站安裝增壓泵，實(shí)施后摻水壓力由0.75 MPa上升為1.5 MPa。

二級增壓：在支線1的81#站安裝增壓泵，摻水壓力由0.55 MPa上升為1.5 MPa；在支線2的63#站安裝增壓泵，摻水壓力由0.55 MPa上升為1.5 MPa。

三級增壓：在支線1的85#站安裝增壓泵，摻水壓力由0.45 MPa上升為1.5 MPa。

實(shí)施三級增壓后，73#首發(fā)站摻水壓力實(shí)現(xiàn)翻倍，達(dá)到1.5 MPa，末端站88#、89#站摻水壓力達(dá)到1.0 MPa，對比實(shí)施前增加0.6 MPa。

2.1.2 提高摻水溫度

在提高摻水系統(tǒng)壓力基礎(chǔ)上，針對邊遠(yuǎn)油井摻水溫度損失大的問題，對距離遠(yuǎn)平臺安裝井口水套加熱爐實(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年分別在65#站，63#站，89#站和85#站井場安裝四臺井口水套爐為16口油井實(shí)施摻水集中加熱提溫，實(shí)施后摻水溫度由42 ℃提升至80 ℃以上，油井平均回壓由0.73 MPa降低到0.35 MPa。

2.2 多級并線改造

2.2.1 低產(chǎn)井并線高產(chǎn)井

針對低產(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。為保證并線后單井液量計(jì)量，建立合量井計(jì)量管理制度，當(dāng)合量液量波動時通過關(guān)停低產(chǎn)井或低產(chǎn)井導(dǎo)入原流程方式保證計(jì)量數(shù)據(jù)準(zhǔn)確。2017年共實(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0.8 MPa下降到0.3 MPa。

2.2.2 低產(chǎn)井集中并線

對于油井井距遠(yuǎn)、液量低較為集中油井，采用自動化計(jì)量裝置實(shí)現(xiàn)多級并線獨(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)量優(yōu)點(diǎn)。摻液介質(zhì)由計(jì)量站集中輸送計(jì)量裝置可降低熱損失，回油介質(zhì)集中由計(jì)量裝置輸送計(jì)量站，降低管線摩阻，從而達(dá)到降低回壓目的。2017年在87號站新建了一處翻斗計(jì)量裝置，實(shí)施前區(qū)域8油井平均單井產(chǎn)液量14.3 t，平均回壓0.8 MPa，實(shí)施后，平均井口回壓下降到0.3 MPa，回油溫度由41 ℃提高到53 ℃，有效的改善了油井回壓和回油溫度。

2.3 實(shí)施三管流程

針對雙管流程不能同時滿足地下?lián)接瓦_(dá)到井筒降粘、地面摻水增加流量的目的，在原有兩管流程基礎(chǔ)上，利用鄰井閑置摻液管線或干氣管線增加一條管線，實(shí)現(xiàn)回油、摻水、摻油同時進(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，三管流程示意圖如圖3所示。

圖3 三管流程示意圖

2017年共實(shí)施三管工藝流程3組6口油井，均取得了明顯效果。油井回壓由0.8～1.2 MPa下降到0.3～0.4 MPa，三管流程降回壓效果見表1。

表1 三管流程降回壓效果表 MPa

3 取得效果

通過完善摻水系統(tǒng)提高摻水壓力，X作業(yè)區(qū)平均摻水壓力與去年同期對比增加0.63 MPa，2018年摻油量與去年對比減少2 350 t，摻水量對比去年減少1 005 t，電加熱油井與去年對比減少5井次，節(jié)約電費(fèi)55萬元，未發(fā)生高回壓管桿斷脫油井，節(jié)約作業(yè)費(fèi)24萬元。通過多級并線改造、實(shí)施三管流程，低產(chǎn)低能高回壓井?dāng)?shù)下降58口，恢復(fù)低產(chǎn)開井11口，實(shí)現(xiàn)增油2 000 t。高回壓井?dāng)?shù)降低，杜絕了停井疏通管線、管線泄露等現(xiàn)象，提高了油井有效生產(chǎn)時率；同時也減少了三標(biāo)管理、換盤根及加皮帶等工作勞動強(qiáng)度。

4 結(jié) 論

1)高回壓井主要發(fā)生在油井生產(chǎn)中后期，此時液流溫度降低、液流流量降低造成摩阻系數(shù)增加，回壓升高。

2)實(shí)踐證明，通過完善摻水系統(tǒng)、多級并線改造、三管流程應(yīng)用可以有效降低液流沿程熱損失、增加液流流量，相比傳統(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、效果穩(wěn)定等優(yōu)點(diǎn)。