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長(zhǎng)慶油田井口高回壓影響因素及治理措施

文檔作者：何毅，郭靖，范原搏，馮白羽文檔來(lái)源：西安長(zhǎng)慶科技工程有限責(zé)任公司		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2025年09月25日
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124 石油工程建設(shè) 2010年6月
何 毅，郭 靖，范原搏，馮白羽
(西安長(zhǎng)慶科技工程有限責(zé)任公司，陜西西安710018)
摘 要：針對(duì)長(zhǎng)慶油田部分油井高回壓的現(xiàn)狀，對(duì)其影響因素進(jìn)行了分析，認(rèn)為原油黏度高、極端
地面溫度低和地形起伏高差大是產(chǎn)生井口高回壓的主要原因，提出了采用加熱降低原油黏度、套管
口添加破乳劑、井口安裝自力式調(diào)節(jié)閥、在井場(chǎng)安裝增壓橇、增壓點(diǎn)安裝混輸泵、防蠟和清蠟工藝
等來(lái)解決該問(wèn)題的措施．使近50個(gè)試驗(yàn)井口的油井回壓由4～10 MPa降低到42．5 MPa
關(guān)鍵詞：油井井口；高回壓；原因分析；治理措施；加熱；降黏
中圖分類號(hào)：TE355 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B 文章編號(hào)：1001—2206(2010)03—0124—03
O 引言
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)，它與生產(chǎn)壓差成負(fù)線性關(guān)系，即回壓升高，生
產(chǎn)壓差減少，原油產(chǎn)量降低。同時(shí)，高回壓會(huì)造成
管道解堵頻繁、井口刺漏、盤根更換頻繁、抽油機(jī)
負(fù)荷增大、抽油機(jī)壽命縮短、抽油泵泵效降低等問(wèn)
題。另外高回壓也是安全隱患源 所以降低回壓對(duì)
整個(gè)油田的重要性不言而喻
1 影響因素分析
1．1 數(shù)據(jù)采集處理
經(jīng)過(guò)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研．長(zhǎng)慶油田部分高回壓井組數(shù)據(jù)
采錄如表1～4、圖1所示。
表1 高回壓井組情況一覽
區(qū)塊 井組 液量 油量 平均 回 管道 平均
數(shù)／個(gè) ／(m ／d) ／(t／d) 壓／MPa 長(zhǎng)度／km 埋深／m
化子坪區(qū) 18 638．4 157．1 4．4 41．7 O．8
大路溝二區(qū) 24 256．0 164．4 4．2 40．3 0．8
白于山區(qū) l2 224．6 l03_3 3．3 25．1 0．9
楊2井區(qū) 6 l803 50．O 5．3 15．1 1．0
新14井區(qū) 2 l7．1 7．1 3-2 4．1 0．9
塞39井區(qū) 2 68．O 27．1 3．6 4．8 0．9
天130井區(qū) 2 44．7 13_3 5．9 3．1 0．8
大路溝一區(qū) 1 7．5 2．9 4．0 1．O 0．7
合計(jì) 67 1 436．6 525．1 135-2 0．9
平均 21．4 7 4．2 2．O 0．9
表2 管道長(zhǎng)度影響井組回壓調(diào)查
區(qū)塊 井組 液量／ 油量／ 含水 管道長(zhǎng) 回壓值
(mTd) (t，d) ，％ 度，km ／MPa
塞440 16．12 11．03 22．2 2．9 6．5
化子坪區(qū)
化109 59．52 9．18 84．12 2．9 10．O
白于山區(qū) 于44—35 21．O 14．83 16．3 2．5 5．8
表3 地形高差影響井組回壓調(diào)查
井組號(hào) 海拔高度 歸屬站 海拔 高差／ 回壓值
高度／m m ，MPa
羅33—25 1 567．91 124．39 3．0
云盤山聯(lián)合站 l 692．3
羅33—27 1 560_89 131．41 3．5
化104 l 428．70 72．71 2．8
化104—29 1 394．O6 化三轉(zhuǎn) l 501．41 107_35 3．9
化95—39 l 3l5．19 l86-22 5．1
化1O1 1 245．74 化一轉(zhuǎn) l 348．85 103．11 3．2
表4 高回壓區(qū)塊原油物性對(duì)比
地面原油性質(zhì)
區(qū)塊 層位 相對(duì) 黏度 膠質(zhì)瀝 凝固 初餾
密度D ／mPa·s 青質(zhì)／％ 點(diǎn)，℃ 點(diǎn)，℃
大路溝 長(zhǎng)6 0．864 7 9．68 5．o9 21．9 70
白于山 長(zhǎng)4+5 0．866 5 l1．7 6．93 21 70．1
白于山 長(zhǎng)2 0．854 2 6．13 2．42 16 87．5
化子坪 長(zhǎng)2 0．847 3 6．67 2．24 18 87．5
塞39區(qū) 長(zhǎng)2 0．847 6 6．46 2-36 l8 71．5
五里灣 長(zhǎng)6 0．856 9 7．69 2．96 21．7 73-3
王窯區(qū) 長(zhǎng)6 0．840 3 4．85 1．24 22 75
張渠區(qū) 長(zhǎng)2 0．855 8 6．06 2．O8 l3．3 84．7
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第36卷第3期 何毅等：長(zhǎng)慶油田井KI高回壓影響因素及治理措施 l25
魯
越
溫度／℃
圖1 化子坪長(zhǎng)2、大路溝長(zhǎng)6、白于山長(zhǎng)4+5原油流變性
通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)收集處理．認(rèn)為存在多種因素導(dǎo)
致個(gè)別油井回壓高達(dá)4～10 MPa．嚴(yán)重影響油井正
常生產(chǎn)．降低原油產(chǎn)量，增大運(yùn)行成本，對(duì)油田的
發(fā)展極為不利
1．2 影響因素分析(見表5)
表5 主要原因分析論證
問(wèn)題 原因 論證 結(jié)論
原油黏度高、 原油黏度、凝固點(diǎn)、膠質(zhì)瀝
凝固點(diǎn)高、 青質(zhì)與低回壓井區(qū)相比偏高． 要因
部分油 膠質(zhì)瀝青質(zhì)高 造成管道摩阻增大
。
區(qū)原油
流變性 極端地面溫度 油區(qū)冬季十分寒冷． 采用以
較差 低(最低達(dá) 往的冷輸工藝．管道原油溫 要因
降較快．黏度增大． 是造成
一37．1 oC) 網(wǎng)壓增大的直接原因
生產(chǎn)運(yùn) 油井產(chǎn)油量 油井產(chǎn)油量遞減是自然規(guī)律．
造成井組產(chǎn)油量下降． 流速 非要因
行難度 自然遞減 低
， 原油溫降大。
大 原油物性 因油品物性的差異． 部分井 非要因
差異大 區(qū)m油管道結(jié)垢嚴(yán)重。
地形起伏 油區(qū)位于黃土高原． 地形起
油區(qū)地 高差大 伏高差大．是造成油井回壓 要因
形復(fù)雜
高的主要因素
油井 油 個(gè)別井組受特殊地形的限制． 非要因
管道長(zhǎng) 出油管道長(zhǎng)
管理 不 部分管道埋深不夠 ．造成出油
嚴(yán) 格 施工監(jiān)督不嚴(yán) 管道溫降較大 ．應(yīng)加強(qiáng)施工監(jiān) 非要 因
督。
通過(guò)對(duì)長(zhǎng)慶油田油井高回壓區(qū)塊的數(shù)據(jù)處理及
分析，認(rèn)為造成油井產(chǎn)生高回壓的主要原因是：原
油黏度高、極端地面溫度低以及地形起伏高差大
原油物性差異大、出油管道長(zhǎng)度及油井產(chǎn)量自然遞
減是井口產(chǎn)生高回壓的次要原因。
2 治理措施
2．1 加熱降低原油黏度
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 據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)．該方案可降低
油井回壓42％ ．且安裝水套加熱爐既有效利用了
伴生氣資源，又減少了對(duì)環(huán)境的污染．同時(shí)可降低
油井回壓 長(zhǎng)慶油田單井場(chǎng)不加熱不保溫集輸半徑
為2．5 km，通過(guò)PipePhase軟件模擬得出：對(duì)不加熱
不保溫集輸工藝．溫度變化比地形高差更決定回壓
的高低．在井場(chǎng)出油管道后端(2．0～2．5 km)升溫效
率更高，更能延長(zhǎng)集輸半徑和利用原始地層能力
2．2 套管口添加破乳劑
對(duì)于極端地面溫度低的油區(qū)．采用定期掃線的
方式降回壓存在一定的不足。為了更好地解決這一
難點(diǎn)，本次研究在各高回壓區(qū)塊篩選性能好、成本
低的降回壓化學(xué)藥劑．并根據(jù)氣溫變化合理改變加
藥濃度．以達(dá)到油井降回壓的目的 例如在白于山
井區(qū)采用破乳劑降黏的方式(見圖2)，夏季正常
破乳加藥質(zhì)量分?jǐn)?shù)為180×10 ．冬季將加藥質(zhì)量分
數(shù)提高到400～800 X 10-6．全區(qū)冬季平均回壓由原
來(lái)的4．2 MPa降低到2．3 MPa．有效地減小了原油的
流動(dòng)阻力 另外．用破乳劑降回壓不存在與油井產(chǎn)
出液不配伍的問(wèn)題．反而具有一定的增產(chǎn)效果
呂
榛
加藥質(zhì)量分?jǐn)?shù)／×10
圖2 加藥質(zhì)量分?jǐn)?shù)與黏度試驗(yàn)結(jié)果
通過(guò)對(duì)三種加藥方式(井口堵頭加藥、加藥泵
從井口均勻加藥、從套管121加藥)的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)得
出：套管口加藥措施降回壓效果較明顯．具有易操
作、成本低的優(yōu)點(diǎn)(見表6)。
表6 白于山區(qū)于41—28井組加藥情況對(duì)比
管道 藥品 井組 質(zhì)量 加藥 回壓／MPa 持續(xù)
長(zhǎng)度 型號(hào) 管道 分?jǐn)?shù) 加藥 加藥 備注
／kI1"1 ，×1O 方式 時(shí)間／h
前 后
1 堵頭 3．6 1．5 1 d 4次．勞
3o0 4～6
2 加藥 4
．
1 2．1 動(dòng)強(qiáng)度大
1 加藥 4．O 1．9
2．3 YT—lOO 800 全天平穩(wěn) 費(fèi)用高
2 泵 4
．2 1．9
1 套管 3．6 2．O
600 全天平穩(wěn) 1 d 1次
2 加藥 4． O 2．5
126 石油工程建設(shè) 2010年6月
2．3 井口安裝自力式調(diào)節(jié)閥
通過(guò)與石油大學(xué)(華東)合作進(jìn)行的“安塞
長(zhǎng)10高黏原油流變性試驗(yàn)”證明：溶氣原油黏度
和凝點(diǎn)比脫氣原油低”．將套管氣管路上的安全閥
性質(zhì)的定壓閥改設(shè)為能自動(dòng)調(diào)節(jié)穩(wěn)定閥前壓力(套
壓)的自力式調(diào)節(jié)閥．可使套管氣連續(xù)均勻地輸人
輸油管內(nèi)．從而有助于改善流動(dòng)狀態(tài)．降低回壓
(見圖3)。
為油層原始油氣壓力；P2為套雷廄邵油壓。
圖3 油井井口示意
2．4 在井場(chǎng)安裝增壓橇．增壓點(diǎn)安裝混輸泵
增壓橇主要由增壓系統(tǒng)、加熱控制系統(tǒng)、油氣
分離系統(tǒng)、自動(dòng)控制系統(tǒng)及輔助系統(tǒng)等組成 在采
油五廠馬家山井區(qū)耿132井組和采油四廠白于山井
區(qū)于49—26井組試驗(yàn)該裝置．回壓由4～10 MPa降
至0．1～0．4MPa．運(yùn)行效果良好，數(shù)字化增壓橇已于
2009年獲得國(guó)家專利。在增壓點(diǎn)安裝油氣混輸泵，
采用混輸工藝．單井管道的溶氣原油比脫氣原油減
少了摩阻，降低了回壓。增加了油井產(chǎn)量．延長(zhǎng)了
井下管桿及工具的使用壽命．減少了掃線工作量，
降低了工人的勞動(dòng)強(qiáng)度．在長(zhǎng)慶油田已經(jīng)開始推廣
2．5 防蠟、清蠟工藝
對(duì)于集輸半徑較長(zhǎng)．析蠟量較高的管段．由于
蠟晶體吸附凝結(jié)在管道內(nèi)壁．使管道內(nèi)徑越來(lái)越
?。ψ柙龃笤斐苫貕焊?為降低井筒及管道結(jié)蠟
量、結(jié)蠟強(qiáng)度及回壓．采取電磁防蠟、機(jī)械清蠟相
結(jié)合的預(yù)防和清除措施(見表7)。
表7 清蠟措施優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比
項(xiàng)目 優(yōu)點(diǎn) 缺點(diǎn)
安裝簡(jiǎn)單、使用方便、能耗低； 需預(yù)先將管路中的
電磁防蠟 可安裝在任意部位、無(wú)需監(jiān)控 結(jié)蠟清除干凈。有效
保養(yǎng) 距 離 lO km。減輕結(jié)
： 對(duì)油層、環(huán)境無(wú)污染。 蠟
， 但不能完全避免。
機(jī)械清蠟 成本低，安全可靠，__=I=藝成熟。 清蠟量不足
3 效果
3．1 降低回壓．增加產(chǎn)量
通過(guò)實(shí)施上述措施．將近50個(gè)試驗(yàn)井口的油
井回壓由4～10 MPa降低到≤ 2．5 MPa．取得了良
好的降回壓效果，具有明顯的經(jīng)濟(jì)、技術(shù)和社會(huì)效
益。
3．2 產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益
(1)高回壓井組冬季每月至少掃線5次．嚴(yán)重
時(shí)可達(dá)10次．掃線按500元／h．每次4 h．每月5
次計(jì)算，則每月投入l萬(wàn)元 若加藥質(zhì)量分?jǐn)?shù)為
800~10 ，則每月需720 kg藥劑。按1萬(wàn)元／t計(jì)
算．則每月投入0．72萬(wàn)元．較掃線每井組每月少
投入0．28萬(wàn)元
(2)高回壓井組冬季掃線40次，投入8萬(wàn)元：
安裝降回壓裝置投入25萬(wàn)元．3年就可收回成本．
而且消除了安全隱患
(3)利用伴生氣加熱原油，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
12 t．按340元／t和每年8個(gè)月計(jì)算．則相對(duì)燃?xì)?
爐多消耗費(fèi)用3．2萬(wàn)元
作者簡(jiǎn)介：何 毅(1982一)， 男，四川南充人，助理工程
師，2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)．現(xiàn)從事油
田地面工程設(shè)計(jì)工作。
收稿日期1 2009—10—26
f。畜 ‘、{ 勝利濱海油氣勘探取得重大突破
k一+ ．．+ ”+ -·
2010年5月1 t3，勝利油田油氣勘探再傳喜訊：位于濱海地區(qū)埕東北坡的埕東l1井，采用6 mm油嘴
放噴求產(chǎn)24 h．獲得日產(chǎn)52．13 ms的高產(chǎn)T業(yè)油流。這是自4月份以來(lái)．繼渤南地區(qū)羅68井喜獲日產(chǎn)
78．0 111，高產(chǎn)工業(yè)油流后，勝利油田勘探取得的又一振奮人心的成果，表明埕東北坡油氣勘探取得了重大突破。
埕東北坡緊鄰埕北生油凹陷．有利勘探面積約400 km2 自1978年鉆探埕中l(wèi)井以來(lái)．這一地區(qū)在
30多年的勘探歷程中，長(zhǎng)期處于徘徊局面 近兩年，研究人員加強(qiáng)了對(duì)這一地區(qū)的研究，在綜合分析的
基礎(chǔ)上．科研人員提出以扇三角洲地層不整合油藏為目標(biāo)，鉆探埕東11井，進(jìn)一步探索該地區(qū)沙河街組
含油氣情況。專家分析，埕東1l井的鉆探成功，實(shí)現(xiàn)了埕東北坡油氣勘探的歷史性突破，進(jìn)一步擴(kuò)大了
勝利油田濱海地區(qū)的油氣勘探空間 本刊報(bào)道

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