偏远单井降回压对策与实施

李军　李志明　万斌

摘 要 滨南采油厂管理油井两千多口，需水套炉加温井就有367口，冬季或气温忽高忽低时，加温直接影响单井的回压，进而影响单井产量，能否正常运行。通过流程改造研究，充分利用水套炉设备热能，降低单井回压，保持油井稳产，提高油井开井时率，对产量完成起到重要作用。

关键词 单井水套炉 热能再利用 降回压

中图分类号：TE355文献标识码：A

油井单井水套炉为单井输油管线常用的加温方式，其安装距离井口15米以上。受井场四至的影响，放置位置即要达到安全距离，又需考虑作业、维修施工等因素，导致井口至单井水套炉连接有多处弯头和管线，气温致使井口回压这一段持续上升，尤其油稠、结蜡井经常造成回压高、憋泵和管线堵塞等故障，影响油井单井产量。同时，单井水套炉仅仅加热管线内进加热炉液体热量，无法保证井口至单井加热炉的提温。为保证这部分井的正常生产运行，通过对流程进行改造，对水套炉设备热能进行再利用，有效解决系统压力升高的难题，保证单井管线原油的正常输送。

1单井回压高的原因分析及常用措施

1.1数据分析

通过注采班站单井巡查，四化平台数据调查分析看，油井回压高的原因主要有三方面：一是原油输送时油温过低，出液未有效加温，致使管线结蜡严重，造成蜡堵;二是井组产液量高，现有管线太细，原油输送困难;三是受采出液影响，管线出砂、结垢，致使井口回压偏高。

1.2常用措施

目前多数采用加热降低原油黏度、在套管口添加药剂、井口安装自力式调节阀、在井场安装混输泵、油井热洗清蜡等措施。这些均需投入较多设备和费用支出，增加现场操作工人操作难度。

2单井水套炉热能的再利用与改造

优选169块结蜡较严重的井进行试验，因该区块原油凝固点近40度，冬季部分井无法正常生产。首先确定PFB169X9、PFB169-6井作为水套炉热能再利用与改造对象。

2.1可行性分析

PFB169X9、PFB169-6属同台井，两井自扶停投产以来，合计液量8.5吨，油量5.5吨，含水35%。由于油井出液供液不足，原油属高凝油。管线50米的距离，油井回压4.0MPa以上频次增多，热洗周期缩短到每周一次，油井不能正常生产，极大增加了管理区注采站管理难度，停井时间较长影响抽油机开井时率的现状。按照“算精细账，要效益油”的原则，结合油井情况提出，决定对这两口降油井回压，达到降低生产成本和节约资源的目的。

2.2流程改造热能再利用

PFB169X9该井套压0.3MPa供气源充足，可安装水套炉加温地面管线，联系维修站安装水套炉。安装热水循环泵利用水套炉烧出热水伴热地面管线，地面管线安装内部伴热管线加温。如图1所示。

通过对出油管线内穿中心管作为循环加热流程，水套炉内热水将热量带到出油管线各个部位，即使油井间隙，保证出油管线内始终出油有温度，避免结蜡的形成。现场实施后循环正常后开井，油井回压稳定。

3 水套爐热能再利用效果分析

3.1直接经济效益

经济效益=∑间接增油量×吨油效益-∑项目当期措施投入-∑项目当期投资折旧。间接增油量要提供基础数据明细：提高作业及时率或作业效率型，见下表1。

由于两井在施工前不能正常生产，效益核算时计算利用该井日常平均产量计算效益值。间接增油量2.1吨;日产生经济效益4935元。各单项成本发生情况要提供基础数据明细，见表2。

三月经济效益=三个月产生效益-投入成本=4935×90-35060+6000×2（按照每月热洗冲洗管线2次计算）=421090元

4结论

水套炉热能再利用，有效降低含蜡井的回压，可实现油井原油高凝回压高不能正常投入生产井，提高了抽油机开井时率，实现了油井正常生产，极大降低了油井管理日常工作量的投入费用，提高了开发效益。

参考文献

[1] 邹晓燕，牟安勇，陈荣.油井降回压工艺技术研究与应用[J].石油钻采工艺，2002（24）：93-94.