高回压井的影响因素及治理措施

高回压井的 影响因素及治理措施

邵华 李连江 徐明 赵江

中石化西北油田分公司雅克拉采气厂 新疆省乌鲁木齐市 830001

摘要：针对油田部分油井高回压的现状，对其影响因素进行了分析，认为原油黏度高、地面温度低和地形起伏高差大是产生井口高回压的主要原因，提出了采用矿物绝缘电缆加热降黏降压、掺稀油降粘降压、防蜡和清蜡工艺等来解决该问题的措施。

关键词：油井井口；高回压；原因分析；治理措施

前言

油田开发时间越长，就越会因为不同的原因产生高回压井组，导致油管和抽油泵的漏失量增加，同时也增加了抽油机的负荷等诸多问题，因此展开对高回压井组的综合治理这一课题具有非常重要的意义。

1、高回压的形成原因

1.1原油物质已知实验表明，在管线长度、管线半径、流体流量均保持不变的条件下，如果输送原油的粘度增大，一定会导致输送压力的同时增大。产生高回压的区块原油的井口脱气原油的凝固点比较高，粘度也比较大，从而增大了油流的阻力，这就是导致高回压的直接原因。可知导致井口形成高回压的主要原因就是因为原油的本身性质，也因此降低回压的有效方法之一就是对原油进行改性输送。

1.2环境温度每次当环境温度低于原油的凝固点时，原油就会凝固起来，导致原油的粘度进一步变大，流动性相应的也会变得很差，因此导致流动不畅通，使井口的输送压力也增加，从而导致回压的增大。与此同时，由于环境温度的降低，也会导致原油中本来存在的一些石蜡沉降，附着在管线内部，缩小了管线的内径，更加阻碍了原油的流动，使得井口的输送压力变大，同样的导致井口的回压增大。根据调查可以了解到，冬天温度低下，很容易达到本就不低的原油的凝固点，这样就使得原油的流动速度降低，导致大量的原油流动受阻，管内压力增加，井口的输送压力更是增高。而夏季温度较高，原油不会无故凝固，流动不会受阻，井口的运输压力同样的也不会增大。由此可见，环境温度是影响井口回压的外部重要因素，而冬季更是井口产生高回压的重要时间段，所以降低井口回压的另一个重要方法就是提高原油的输送温度，使得原油能够正常甚至快速地保持流动，从而降低井口的回压。

1.3井组产液量低井组的产液量如果降低，集油管线中的原油流速就会减慢，运输过程中就会产生温降使得原油的粘度增大，导致井口的回压增大。

1.4地层脱气严重根据调查，油井井底流动压力低于饱和压力后，井底附近会形成脱气区域，并随井底流动压力的降低，其脱气半径将逐渐增大，而生产汽油比越大，分离的气体越多，粘度就越大，粘度大的话原油的流动性就降低，从而增加井口回压。

1.5管线埋深的不够一般来说，井组的集油管线的长度都能够在人为控制的范围之内，但是不少地方由于井组的海拔要高于站点海拔，导致井组的集油管线超过了可控范围。例如有不少地方由于地形原因，使得井组的海拔高度低于站点高度，这就造成了输送原油的过程中要爬高，加上原本原油的凝固点就比较高，粘度大，就更加大了输送的难度，也加大了井口的回压。有些地区由于地貌原因，本身海拔高度参差不齐，高差比较大，而且遇上雨水繁多的季节就容易造成管线裸露，运输线上的温度降低，导致原油的粘度增大从而加大井口的回压。

2、高回压井组的影响

2.1对流体密度的影响井筒中的流体一般都是水、气和油的混合物，在一定的温度下，由于压力的增加，混合物会变成气液共存，随后变成液相。上冲程的时候，固定阀会打开然后流体进入泵筒，这个时候内外压力差不大，所以此时流体的密度基本上不会发生什么变化。下冲程的时候，固定阀会关闭，泵内的压力就会增大，使得泵内的流体由气相转变成液相，最后导致油管内的流体密度增大。

2.2对抽油杆、油管的影响当井口的回压增加时，井筒内的液体就会将这个增加的压力传递到抽油杆和油管上，抽油杆和油管就会受不了增大的压力而产生形变。上冲程的时候，井口的回压增加的压力被传到活塞上面，抽油杆或者油管的应力增加，这时油管正常。当下冲程的时候，井口的压力增量会传递到固定阀上，这时的抽油杆或者油管不受影响。

2.3会增加漏失量，同时也会增加克服井口阻力所要做的功，增加电能的消耗，造成用电成本的提高，而且还会造成资源的浪费。

2.4对油管内的影响油管内的混合物都有各种各样的形态，当井筒内的饱和压力过高时，就会产生泡状流，从油里面产生溶解气，这些溶解气会以小气泡的形式散在液体中，而当压力降低的时候，小气泡就会变成大气泡，占据管内的内截面积，发展成为段塞流，再随着不断上升，大气泡就会形成环流。但是由于井口的压力过大，只会拖延各流体形态的转化，这样会增加抽油管的负荷。

2.5其他影响高回压的影响不只有对于设备管道的压力增大，员工的工作量也要增加，要勤于扫线解压，不仅增加了危险系数，还增添了不少的成本，扫线停井更是影响产量。井口的更换也会造成环境的污染。由上述可知，井口的回压增大不仅能影响井筒内的流体密度，还会影响抽油管的正常运作，不仅提高了用人成本，也加大了设备维护的成本，还经常导致停井，影响产量，更可能造成环境的污染，危害很大，因此对于高回压井组的治理势在必行。

3、治理措施

3.1矿物绝缘电缆加热降黏降压。在使用电缆加热生产高凝油和稠油时，三芯加热电缆固定在油管表面，三相电源两线之间通过电缆连接，接通交流电后电缆发热，油管内稠油温度随之升高，粘度降低，实现裯油井筒降粘的目的。据不完全统计，该方案可降低油井回压42%，同时可减少了对环境的污染。

3.2加大掺稀优化力度将粘降压，一是优化稀油差值监控：二是优化异常油井调整；三是优化生产油井调整；四是优化掺稀管理业务做到全员参与优化掺稀工作。

3.3在增压点安装油气混输泵，采用混输工艺，单井管道的溶气原油比脱气原油减少了摩阻，降低了回压，增加了油井产量，延长了井下管杆及工具的使用寿命，减少了扫线工作量，降低了工人的劳动强度，这项措施已在油田推广的较多。

3.4防蜡、清蜡工艺对于集输半径较长，析蜡量较高的管段，由于蜡晶体吸附凝结在管道内壁，使管道内径越来越小，摩阻增大造成回压高。为降低井筒及管道结蜡量、结蜡强度及回压，采取电磁防蜡、机械清蜡相结合的预防和清除措施。

结论

参考文献

[1]王新岗.高回压井组综合治理对策研究[D].西安石油大学,2011.

[2]赵新智,李文学,李永明.高回压井组的综合治理[J].油气田地面工程,2007(05):23-24.

[3]吕旭,马力,张明鹏,等.安塞油田高回压井组的优化治理[J].油气田地面工程,2017(03):38-40.