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长庆油田井口高回压影响因素及治理措施

文档作者：何毅，郭靖，范原搏，冯白羽文档来源：西安长庆科技工程有限责任公司		点击数：	更新时间： 2025年09月25日
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上一篇：某大型LNG储罐预应力施工模拟分析

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124 石油工程建设 2010年6月
何 毅，郭 靖，范原搏，冯白羽
(西安长庆科技工程有限责任公司，陕西西安710018)
摘 要：针对长庆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、极端
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，提出了采用加热降低原油黏度、套管
口添加破乳剂、井口安装自力式调节阀、在井场安装增压橇、增压点安装混输泵、防蜡和清蜡工艺
等来解决该问题的措施．使近50个试验井口的油井回压由4～10 MPa降低到42．5 MPa
关键词：油井井口；高回压；原因分析；治理措施；加热；降黏
中图分类号：TE355 文献标识码：B 文章编号：1001—2206(2010)03—0124—03
O 引言
井口回压是原油从井口流到下级站点的剩余压
力．回压高低从侧面反映出地面管道的流体运行状
态，它与生产压差成负线性关系，即回压升高，生
产压差减少，原油产量降低。同时，高回压会造成
管道解堵频繁、井口刺漏、盘根更换频繁、抽油机
负荷增大、抽油机寿命缩短、抽油泵泵效降低等问
题。另外高回压也是安全隐患源 所以降低回压对
整个油田的重要性不言而喻
1 影响因素分析
1．1 数据采集处理
经过现场调研．长庆油田部分高回压井组数据
采录如表1～4、图1所示。
表1 高回压井组情况一览
区块 井组 液量 油量 平均 回 管道 平均
数／个 ／(m ／d) ／(t／d) 压／MPa 长度／km 埋深／m
化子坪区 18 638．4 157．1 4．4 41．7 O．8
大路沟二区 24 256．0 164．4 4．2 40．3 0．8
白于山区 l2 224．6 l03_3 3．3 25．1 0．9
杨2井区 6 l803 50．O 5．3 15．1 1．0
新14井区 2 l7．1 7．1 3-2 4．1 0．9
塞39井区 2 68．O 27．1 3．6 4．8 0．9
天130井区 2 44．7 13_3 5．9 3．1 0．8
大路沟一区 1 7．5 2．9 4．0 1．O 0．7
合计 67 1 436．6 525．1 135-2 0．9
平均 21．4 7 4．2 2．O 0．9
表2 管道长度影响井组回压调查
区块 井组 液量／ 油量／ 含水 管道长 回压值
(mTd) (t，d) ，％ 度，km ／MPa
塞440 16．12 11．03 22．2 2．9 6．5
化子坪区
化109 59．52 9．18 84．12 2．9 10．O
白于山区 于44—35 21．O 14．83 16．3 2．5 5．8
表3 地形高差影响井组回压调查
井组号 海拔高度 归属站 海拔 高差／ 回压值
高度／m m ，MPa
罗33—25 1 567．91 124．39 3．0
云盘山联合站 l 692．3
罗33—27 1 560_89 131．41 3．5
化104 l 428．70 72．71 2．8
化104—29 1 394．O6 化三转 l 501．41 107_35 3．9
化95—39 l 3l5．19 l86-22 5．1
化1O1 1 245．74 化一转 l 348．85 103．11 3．2
表4 高回压区块原油物性对比
地面原油性质
区块 层位 相对 黏度 胶质沥 凝固 初馏
密度D ／mPa·s 青质／％ 点，℃ 点，℃
大路沟 长6 0．864 7 9．68 5．o9 21．9 70
白于山 长4+5 0．866 5 l1．7 6．93 21 70．1
白于山 长2 0．854 2 6．13 2．42 16 87．5
化子坪 长2 0．847 3 6．67 2．24 18 87．5
塞39区 长2 0．847 6 6．46 2-36 l8 71．5
五里湾 长6 0．856 9 7．69 2．96 21．7 73-3
王窑区 长6 0．840 3 4．85 1．24 22 75
张渠区 长2 0．855 8 6．06 2．O8 l3．3 84．7
￥ ￥ ￥ )+ 0t
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第36卷第3期 何毅等：长庆油田井KI高回压影响因素及治理措施 l25
鲁
越
温度／℃
图1 化子坪长2、大路沟长6、白于山长4+5原油流变性
通过现场数据收集处理．认为存在多种因素导
致个别油井回压高达4～10 MPa．严重影响油井正
常生产．降低原油产量，增大运行成本，对油田的
发展极为不利
1．2 影响因素分析(见表5)
表5 主要原因分析论证
问题 原因 论证 结论
原油黏度高、 原油黏度、凝固点、胶质沥
凝固点高、 青质与低回压井区相比偏高． 要因
部分油 胶质沥青质高 造成管道摩阻增大
。
区原油
流变性 极端地面温度 油区冬季十分寒冷． 采用以
较差 低(最低达 往的冷输工艺．管道原油温 要因
降较快．黏度增大． 是造成
一37．1 oC) 网压增大的直接原因
生产运 油井产油量 油井产油量递减是自然规律．
造成井组产油量下降． 流速 非要因
行难度 自然递减 低
， 原油温降大。
大 原油物性 因油品物性的差异． 部分井 非要因
差异大 区m油管道结垢严重。
地形起伏 油区位于黄土高原． 地形起
油区地 高差大 伏高差大．是造成油井回压 要因
形复杂
高的主要因素
油井 油 个别井组受特殊地形的限制． 非要因
管道长 出油管道长
管理 不 部分管道埋深不够 ．造成出油
严 格 施工监督不严 管道温降较大 ．应加强施工监 非要 因
督。
通过对长庆油田油井高回压区块的数据处理及
分析，认为造成油井产生高回压的主要原因是：原
油黏度高、极端地面温度低以及地形起伏高差大
原油物性差异大、出油管道长度及油井产量自然递
减是井口产生高回压的次要原因。
2 治理措施
2．1 加热降低原油黏度
在井场安装水套加热炉提高原油温度．降低原
油黏度．是解决油井高回压的较好措施．并且达
到了预期的效果 据不完全统计．该方案可降低
油井回压42％ ．且安装水套加热炉既有效利用了
伴生气资源，又减少了对环境的污染．同时可降低
油井回压 长庆油田单井场不加热不保温集输半径
为2．5 km，通过PipePhase软件模拟得出：对不加热
不保温集输工艺．温度变化比地形高差更决定回压
的高低．在井场出油管道后端(2．0～2．5 km)升温效
率更高，更能延长集输半径和利用原始地层能力
2．2 套管口添加破乳剂
对于极端地面温度低的油区．采用定期扫线的
方式降回压存在一定的不足。为了更好地解决这一
难点，本次研究在各高回压区块筛选性能好、成本
低的降回压化学药剂．并根据气温变化合理改变加
药浓度．以达到油井降回压的目的 例如在白于山
井区采用破乳剂降黏的方式(见图2)，夏季正常
破乳加药质量分数为180×10 ．冬季将加药质量分
数提高到400～800 X 10-6．全区冬季平均回压由原
来的4．2 MPa降低到2．3 MPa．有效地减小了原油的
流动阻力 另外．用破乳剂降回压不存在与油井产
出液不配伍的问题．反而具有一定的增产效果
吕
榛
加药质量分数／×10
图2 加药质量分数与黏度试验结果
通过对三种加药方式(井口堵头加药、加药泵
从井口均匀加药、从套管121加药)的现场试验得
出：套管口加药措施降回压效果较明显．具有易操
作、成本低的优点(见表6)。
表6 白于山区于41—28井组加药情况对比
管道 药品 井组 质量 加药 回压／MPa 持续
长度 型号 管道 分数 加药 加药 备注
／kI1"1 ，×1O 方式 时间／h
前 后
1 堵头 3．6 1．5 1 d 4次．劳
3o0 4～6
2 加药 4
．
1 2．1 动强度大
1 加药 4．O 1．9
2．3 YT—lOO 800 全天平稳 费用高
2 泵 4
．2 1．9
1 套管 3．6 2．O
600 全天平稳 1 d 1次
2 加药 4． O 2．5
126 石油工程建设 2010年6月
2．3 井口安装自力式调节阀
通过与石油大学(华东)合作进行的“安塞
长10高黏原油流变性试验”证明：溶气原油黏度
和凝点比脱气原油低”．将套管气管路上的安全阀
性质的定压阀改设为能自动调节稳定阀前压力(套
压)的自力式调节阀．可使套管气连续均匀地输人
输油管内．从而有助于改善流动状态．降低回压
(见图3)。
为油层原始油气压力；P2为套雷厩邵油压。
图3 油井井口示意
2．4 在井场安装增压橇．增压点安装混输泵
增压橇主要由增压系统、加热控制系统、油气
分离系统、自动控制系统及辅助系统等组成 在采
油五厂马家山井区耿132井组和采油四厂白于山井
区于49—26井组试验该装置．回压由4～10 MPa降
至0．1～0．4MPa．运行效果良好，数字化增压橇已于
2009年获得国家专利。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．在长庆油田已经开始推广
2．5 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(见表7)。
表7 清蜡措施优缺点对比
项目 优点 缺点
安装简单、使用方便、能耗低； 需预先将管路中的
电磁防蜡 可安装在任意部位、无需监控 结蜡清除干净。有效
保养 距 离 lO km。减轻结
： 对油层、环境无污染。 蜡
， 但不能完全避免。
机械清蜡 成本低，安全可靠，__=I=艺成熟。 清蜡量不足
3 效果
3．1 降低回压．增加产量
通过实施上述措施．将近50个试验井口的油
井回压由4～10 MPa降低到≤ 2．5 MPa．取得了良
好的降回压效果，具有明显的经济、技术和社会效
益。
3．2 产生的经济效益
(1)高回压井组冬季每月至少扫线5次．严重
时可达10次．扫线按500元／h．每次4 h．每月5
次计算，则每月投入l万元 若加药质量分数为
800~10 ，则每月需720 kg药剂。按1万元／t计
算．则每月投入0．72万元．较扫线每井组每月少
投入0．28万元
(2)高回压井组冬季扫线40次，投入8万元：
安装降回压装置投入25万元．3年就可收回成本．
而且消除了安全隐患
(3)利用伴生气加热原油，以一个燃煤水套炉
和一个燃气水套炉作对比，燃煤炉每月需要原煤
12 t．按340元／t和每年8个月计算．则相对燃气
炉多消耗费用3．2万元
作者简介：何 毅(1982一)， 男，四川南充人，助理工程
师，2006年毕业于西南石油大学油气储运专业．现从事油
田地面工程设计工作。
收稿日期1 2009—10—26
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2010年5月1 t3，胜利油田油气勘探再传喜讯：位于滨海地区埕东北坡的埕东l1井，采用6 mm油嘴
放喷求产24 h．获得日产52．13 ms的高产T业油流。这是自4月份以来．继渤南地区罗68井喜获日产
78．0 111，高产工业油流后，胜利油田勘探取得的又一振奋人心的成果，表明埕东北坡油气勘探取得了重大突破。
埕东北坡紧邻埕北生油凹陷．有利勘探面积约400 km2 自1978年钻探埕中l井以来．这一地区在
30多年的勘探历程中，长期处于徘徊局面 近两年，研究人员加强了对这一地区的研究，在综合分析的
基础上．科研人员提出以扇三角洲地层不整合油藏为目标，钻探埕东11井，进一步探索该地区沙河街组
含油气情况。专家分析，埕东1l井的钻探成功，实现了埕东北坡油气勘探的历史性突破，进一步扩大了
胜利油田滨海地区的油气勘探空间 本刊报道

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