偏遠單井降回壓對策與實施

李軍　李志明　萬斌

摘 要 濱南采油廠管理油井兩千多口，需水套爐加溫井就有367口，冬季或氣溫忽高忽低時，加溫直接影響單井的回壓，進而影響單井產(chǎn)量，能否正常運行。通過流程改造研究，充分利用水套爐設備熱能，降低單井回壓，保持油井穩(wěn)產(chǎn)，提高油井開井時率，對產(chǎn)量完成起到重要作用。

關鍵詞 單井水套爐 熱能再利用 降回壓

中圖分類號：TE355文獻標識碼：A

油井單井水套爐為單井輸油管線常用的加溫方式，其安裝距離井口15米以上。受井場四至的影響，放置位置即要達到安全距離，又需考慮作業(yè)、維修施工等因素，導致井口至單井水套爐連接有多處彎頭和管線，氣溫致使井口回壓這一段持續(xù)上升，尤其油稠、結(jié)蠟井經(jīng)常造成回壓高、憋泵和管線堵塞等故障，影響油井單井產(chǎn)量。同時，單井水套爐僅僅加熱管線內(nèi)進加熱爐液體熱量，無法保證井口至單井加熱爐的提溫。為保證這部分井的正常生產(chǎn)運行，通過對流程進行改造，對水套爐設備熱能進行再利用，有效解決系統(tǒng)壓力升高的難題，保證單井管線原油的正常輸送。

1單井回壓高的原因分析及常用措施

1.1數(shù)據(jù)分析

通過注采班站單井巡查，四化平臺數(shù)據(jù)調(diào)查分析看，油井回壓高的原因主要有三方面：一是原油輸送時油溫過低，出液未有效加溫，致使管線結(jié)蠟嚴重，造成蠟堵;二是井組產(chǎn)液量高，現(xiàn)有管線太細，原油輸送困難;三是受采出液影響，管線出砂、結(jié)垢，致使井口回壓偏高。

1.2常用措施

目前多數(shù)采用加熱降低原油黏度、在套管口添加藥劑、井口安裝自力式調(diào)節(jié)閥、在井場安裝混輸泵、油井熱洗清蠟等措施。這些均需投入較多設備和費用支出，增加現(xiàn)場操作工人操作難度。

2單井水套爐熱能的再利用與改造

優(yōu)選169塊結(jié)蠟較嚴重的井進行試驗，因該區(qū)塊原油凝固點近40度，冬季部分井無法正常生產(chǎn)。首先確定PFB169X9、PFB169-6井作為水套爐熱能再利用與改造對象。

2.1可行性分析

PFB169X9、PFB169-6屬同臺井，兩井自扶停投產(chǎn)以來，合計液量8.5噸，油量5.5噸，含水35%。由于油井出液供液不足，原油屬高凝油。管線50米的距離，油井回壓4.0MPa以上頻次增多，熱洗周期縮短到每周一次，油井不能正常生產(chǎn)，極大增加了管理區(qū)注采站管理難度，停井時間較長影響抽油機開井時率的現(xiàn)狀。按照“算精細賬，要效益油”的原則，結(jié)合油井情況提出，決定對這兩口降油井回壓，達到降低生產(chǎn)成本和節(jié)約資源的目的。

2.2流程改造熱能再利用

PFB169X9該井套壓0.3MPa供氣源充足，可安裝水套爐加溫地面管線，聯(lián)系維修站安裝水套爐。安裝熱水循環(huán)泵利用水套爐燒出熱水伴熱地面管線，地面管線安裝內(nèi)部伴熱管線加溫。如圖1所示。

通過對出油管線內(nèi)穿中心管作為循環(huán)加熱流程，水套爐內(nèi)熱水將熱量帶到出油管線各個部位，即使油井間隙，保證出油管線內(nèi)始終出油有溫度，避免結(jié)蠟的形成?，F(xiàn)場實施后循環(huán)正常后開井，油井回壓穩(wěn)定。

3 水套爐熱能再利用效果分析

3.1直接經(jīng)濟效益

經(jīng)濟效益=∑間接增油量×噸油效益-∑項目當期措施投入-∑項目當期投資折舊。間接增油量要提供基礎數(shù)據(jù)明細：提高作業(yè)及時率或作業(yè)效率型，見下表1。

由于兩井在施工前不能正常生產(chǎn)，效益核算時計算利用該井日常平均產(chǎn)量計算效益值。間接增油量2.1噸;日產(chǎn)生經(jīng)濟效益4935元。各單項成本發(fā)生情況要提供基礎數(shù)據(jù)明細，見表2。

三月經(jīng)濟效益=三個月產(chǎn)生效益-投入成本=4935×90-35060+6000×2（按照每月熱洗沖洗管線2次計算）=421090元

4結(jié)論

水套爐熱能再利用，有效降低含蠟井的回壓，可實現(xiàn)油井原油高凝回壓高不能正常投入生產(chǎn)井，提高了抽油機開井時率，實現(xiàn)了油井正常生產(chǎn)，極大降低了油井管理日常工作量的投入費用，提高了開發(fā)效益。

參考文獻

[1] 鄒曉燕，牟安勇，陳榮.油井降回壓工藝技術(shù)研究與應用[J].石油鉆采工藝，2002（24）：93-94.