边远油井工艺适应性优化

王世谦(大港油田第三采油厂，河北沧州061000)

边远油井工艺适应性优化

王世谦(大港油田第三采油厂，河北沧州061000)

本文通过对一口距回油、掺水系统较远的油井进行分析，不断优化和改善举升和掺水储油工艺，使油井检泵周期延长，管理难度下降，产量稳定。为稠油井管理和边远井管理提供了一种新型管理思路。

稠油;油井举升;掺水降粘;油气储存

Z35井于2012年5月29日长停井恢复以来，区块火成岩油藏特性的影响，油井生产极不稳定，期间历经了电潜泵、游梁抽油机、螺杆泵三个生产阶段，通过对各个阶段油井生产情况的摸索，最终确定了能够适宜该区块油藏原油性质的皮带机生产，同时针对该井原油粘度大的特点，进一步对该井掺水工艺流程进行优化调整，通过不断的努力，最终使得该井保持了相对较高的生产能力和较长的检泵周期，效果突出。

截止到2016底该井生产稳定，日产原油6t/d，同时实现了718天未躺井，大大延长了检泵周期，油井生产时率得到了充分保证。

1 井筒举升工艺优化

该井在长停井恢复初期采用电潜泵生产，通过掺水降粘实现以水带油的目的。但油井开井后，由于地层压力低，地层供液能力较差，同时地层漏失严重，倒入掺水未起到降粘的效果，生产极不稳定，频繁出现欠载停井现象，从而被迫对该井举升工艺进行调整。

该井开井后该井通过地下试水、调整工作制度、加药降粘等措施来保证该井正常生产，但由于该井原油物性差（原油粘度高），且距离管理站较远，经常出现由于地下掺水量难以稳定、掺水温度无法保证等原因而造成油井负荷大，增大了管理站对该井管理难度，在油井正常生产难以维持的情况下，该井在仅生产41天后便因泵漏而上修，从而改为螺杆泵生产。

该井抽转螺杆泵开井，开井后油井生产相对稳定，管理难度降低，但由于螺杆泵设备老化，大多为修复设备，同时受井下泵杆短缺的影响，造成该井频繁检泵，检泵周期较短。

在充分认识到区块原油粘度大，含水低，产液量低这种现状后，考虑到皮带机长冲程、慢冲次生产更有利于稠油油井的生产特点，因此该井采用皮带机生产，采用长冲程，慢冲次（7米/1.3次），下57mm大流道防砂泵生产。

在举升工艺不断优化后，还要求掺水有足够的温度、足够的排量和足够的压力才能保证油井生产稳定，才能够实现油井长效稳定生产。

2 井下降粘掺水工艺的优化

该井由于原油物性差，粘度高达7960mP·s，含胶量超过45%，生产中受稠油影响非常严重，经过现场实验药降粘效果不理想，油井的主要问题是稠油进泵和地面回油管线的增温，因此针对该井的主要护理措施就是依靠掺水增温来实现对该井的降粘。

同时该井井处于区块边部地区，距离掺水系统较远，掺水压损和温损过大，无法满足该井利用掺水地面和地下降粘的目的，而且通过对该井各个生产阶段的摸索发现，该井对掺水温度、压力以及掺水量的依赖较强，温度、压力及水量的轻微变化，都会对该井造成一定的影响。

针对该井井距长，远离系统，井口掺水温度及压力较低，掺水降粘效果下降这些特点，生产中对该井掺水系统进行了优化改造：

（1）鉴于该井对掺水依赖的敏感性，在井口安装20方储水罐储存掺水，使罐内保持一定的液位，一方面实现掺水供给的稳定；另一方面在掺水系统出现故障时，保证掺水的正常供给，确保油井平稳生产。

（2）鉴于该井处于掺水系统的末梢，井口掺水压力低仅0.6MPa，不能满足生产的现状，在井口安装螺杆增压泵对掺水增压，实现掺水压力的稳定，安装后井口掺水压力稳定在1.15MPa；

（3）鉴于掺水系统末梢温度较低的现状，在井口安装电加热器对掺水实施二次升温，提高掺水温度，从最初的35℃加温至65℃，满足油稠掺水温度的需要；与此同时，在井口安装磁通流量计计量掺水水量，保证地下掺水水量的稳定，确保油井不会因为掺水量变化而导致的含水上升或负荷大幅波动的现象。

通过地面加装储水罐、加热器、螺杆泵和流量计，使掺水工艺流程得到优化改造，具备了储存、计量、增压、增温的功能，满足了油井生产过程中加热降粘、计量控水的需要。

3 取得的效果

（1）通过举升工艺的优化，油井的日产量稳定在6t/d，实现日增油5.5 t/d，累计增油达到2300余吨，效果突出。

（2）油井检泵周期大幅度延长，平均检泵周期由优化前的42天延长到700天以上，节余大量的修井作业成本。

（3）通过举升工艺的优化，油井采用皮带机生产，工作制度与油井供液能力相匹配，皮带式抽油机耗电量较电泵及普通游梁式抽油机均明显下降。

（4）通过地面掺水工艺的优化，油井掺水量明显下降，实现日节掺水量22m3掺水泵及加热器耗电量较之前明显下降，日节用电量300KW·H。

（5）举升和地面掺水工艺优化后，油井管理难度大幅度降低，生产稳定。