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1、油井高回压成因危害及降回压试验效果分析蒙锡科;杨永生;张志强;张世荣【摘 要】油井高回压是困扰油田生产安全平稳运行的一个重要因素,通常会引起产 量下降、成本上升、作业风险增加等一系列连锁反应.为了有效降低高回压带来的 不利影响,本文主要就高回压产生的原因、高回压造成的后果(影响)、现场采取的降 回压试验方案及运行效果进行分析和评价.【期刊名称】安全【年(卷),期】2011(032)007【总页数】4页(P7-10) 【关键词】 超低渗油田;高回压;安全环保风险;效果分析【作 者】 蒙锡科;杨永生;张志强;张世荣【作者单位】 长庆油田公司安全环保监督部;长庆油田公司安全环保监督部;长庆油 田公司
2、安全环保监督部;长庆油田公司安全环保监督部【正文语种】 中 文安塞油田超低渗透油田开发管理部共有油井202口，单井集油管线34 条，每年10月初至次年3月底都有50% 65%的油井面临井口高回压的问题，使得现场跑 冒滴漏、住井人员和井区大班的工作量、扫线降压动火作业频次明显增加，同时也 在一定程度上加大工业生产安全事故和环境污染风险。超低渗透油田开发管理部目前开发主要层系为三叠系延长组的长6 和侏罗系延安 组的延9油层，流体综合数据如表1 所示。由表1 可以看出，产生高回压的区块 具有原油凝固点高、粘度大、胶质沥青含量高等特点。 对于超低渗管理部区块内的长6、延9的地面原油，在室内进行模拟原油
3、从油层采 出的降温变化过程的原油流变性分析实验，由实验结果发现，地面原油具有以下两 个特点：（1）相同温度下，超低渗区延9油层地面原油粘度较大，王窑区长6油层地面原 油粘度较小。（2 ）温度从50工逐渐降低到5工左右，延9油层地面原油粘度增加较小，从5.2m P a.s增大到6.48mPa.s ;长6油层地面原油粘度增加相对较大，从2.0mPa.s 增大至 U 4.8mPa.s。超低渗油田开发管理部管辖的区块平均气温8.6C11.4OC,年极端最低气温-22.9C,最高气温34C。除了夏季以外（68月），其他9个月的地面平均气温 均在地面原油的凝固点以下。大部分单井集油管线进站均采用冷输流程，
4、平均长度1.9km ,通过对原油物性的室内评价，结合地形地貌特点，利用蜡沉积热力学模型、集输管道热力及水力计算 公式，计算出集输半径不大于1500m。生产气油比越大，分离出的气体越多，原有温度降低幅度越大，粘度增大，原有的 流动性变差。地层与地面原油粘度对比见表2。地貌极其破碎复杂，沟壑纵横，高差大，部分管线埋深浅，且部分道路雨水冲毁严 重，造成管线埋深不够或裸露，沿程温度降低较多。超低渗油田开发管理部管线油田属特低渗透油田，具有低压、低渗、低产三低特点， 平均渗透率0.363.24mD，平均单井日产液量2.5m3，井组产液量低，集油管 线中油流速度慢，原油在集输过程中温降幅度大，粘度增大，原
5、油流动性变差，导 致井口回压上升。抽油井泵效的计算公式为：式中n泵效；n入杆、管弹性伸缩对泵效的影响；ni泵漏失对泵效的影响；P泵的充满程度；B吸入条件下被抽吸液体的体积系数。由于井口回压变大增加抽油杆、管的弹性伸缩量和抽油泵的漏失量，从而使泵效降 低。根据超低渗管理部 9 口井实际资料，计算了不同井口回压下的泵效，得出了 井口回压分别增加 1MPa、2MPa、3MPa 的泵效损失量见表 3。应用统计学方法对上述数据进行分析，结果表明：泵效与井口回压基本成线性关系， 井口回压越高，泵效越底，井口回压增加1MPa，泵效降低1%2%。随着井口回压的升高，井口光杆密封器、采油树各连接部位及井场加温设
6、施（水套 茶炉、土法加温炉、油管电加热等装置）的动静密封点渗漏（滴漏）油气的几率和 部位显著增多。部分油井回压较高时可达35MPa,有时瞬时回压达到78MPa,而单井集油 管线设计压力确仅为4.0MPa、井口采油树安装的生产闸门和回压闸门及管阀配件 承压仅为4.0MPa，明显处于超压运行；同时由于井口回压的升高，造成抽油机悬 点载荷增大，使得抽油杆使用寿命减少，抽油机机械磨损增大，电机及井口盘根、 闸阀填料盘根等油井生产辅助材料能耗增加。高回压造成的跑冒滴漏、材料损耗增大、扫线降压频次增多，部分作业区通过实施 管线定期加药（清蜡剂）的方法来遏制或减缓回压的上升，但无论怎样，都无形中 增加了员工
7、治漏、更换材料和扫线降压时连接管线、挖管沟、锯管线、焊管线、清 理污油泥的工作量。（1）增加油气泄漏。井口回压升高导致动静密封点泄漏点增多或泄漏量增加，使得 作业现场（生产单元）油气浓度上升，尤其是在泄漏点10 20cm附近油气浓度 更高，如遇明火或静电很容易引发油气火灾，造成不必要人员伤亡或财产损失。（2）存在超压运行现象。目前，超低渗油田开发管理部主要使用 400 型水泥车进行 管线降压解堵作业。降压作业时首先使空气压缩机低转速、低档位运转（运行压力 高于井口回压），待井口压力下降到某一值且平稳一段时间后，开始提高转速、变 换档位；而解堵作业则是低转速、低档位憋压（通常操作时一般将压力打到
8、20 25MPa 左右），如果实在顶不通，就锯开管线逐段解堵（操作步骤同前）。总之， 无论是降压还是解堵作业，都存在井口设备设施超压运行现象（简易井口、单井集 油管线设计最高工作压力为4.0MPa）,只是超压时间长短不同而已。当运行压力 高于设施最高工作压力时，物理爆炸随时发生，冲击波也会对周围的物体和人造成 伤害。（3）危险作业次数增多。尤其是解堵作业时，如果堵塞管程较长，就必须在判断准 确的位置逐段锯马蹄口进行打压解堵，待扫通后清理管沟补焊锯开的马蹄口，继续 向前推进。扫线时间短则一两天，长则12周，每天都要重复进行受限空间、工 业动火、临时动土等危险作业。（4）造成环境污染。高回压造成的
9、泄漏量增加、频繁更换井口盘根和闸门填料等耗 材、扫线施工作业都会对土壤、植被和大气造成不同程度的污染。管理部通过对辖区部分高回压井组的生产动态现状进行分析，以降低井口回压为中 心，结合现场实际情况，确定了原油粘度大、环境温度低和油流速度慢是产生高回 压的主要因素，提出了合理的高回压井组治理措施。针对井组高回压，综合治理对策研究主要从原油的性质和集输技术两方面进行，形 成了物理法、化学法和物理化学法三大主要解决方法。在井场、管线中途安装水套加温炉提高原油温度，改善了原油的流动性，以降低井 口回压。在井组套管或集油管线定期定量进行加药。油井井筒加入防蜡降凝剂后可以降低原油粘度和凝固点，减少原油流动
10、阻力和蜡晶的形成数量；加入破乳剂可以使乳化状 的液体结构破坏，吸取吸附在油水界面上的天然乳化剂，降低界面膜的弹性和粘性， 改变管壁和液体之间的流动状态，达到降低摩擦阻力的效果。对于伴生气气源稳定、井组产液量较低、集油管程长、管线起伏落差较大的高回压 井组（如长 6 油层井组）在采取物理加温和化学清蜡降凝的同时，在伴生气压力 较高的油井套压闸门上安装定压阀，将伴生气以平稳的压力排放到单井集油管线中， 从而降低原油密度，减少流动阻力，达到降压目的。对于无气源、井组产液量在20-35 （对特定的某些现场：延安组井场没有气源的井场）现场试验应用 335Y-2/6 撬装降回压柱塞泵的主要运行参数指标与地
11、域性、 季节性以及井组产液量变化规律关系，找出了该装置适合采油一厂实际情况的运行 方式，即局部改变井组集油流程，在日产液量 20-40 方的高回压井组安装 2m3/h 的三柱塞泵和变频装置，提高油流速度，使油流速度控制在 20-30L/min。 通过在超低渗油田开发管理部坪 42-291 井组进行撬装降回压装置现场试验，该井 组回压由34MPa下降至1 1.2MPa，并取得如下效果：（1）单井（井组）维护成本下降（见表 4）。（2）员工劳动强度降低（见表 5）。（3）油井泵效提高，井组液量上升。回压下降后，减少了抽油泵的漏失量，提高了泵效，井组液量有所上升（见表 6）。（4）其他。随着回压的下
12、降、稳定，降压解堵、动火作业频次的明显下降，井口采油树和单井 集油管线超压运行的风险也自然消除，另外对于环境污染起到的作用也是可想而知 的。撬装降回压装置选用的往复泵主要参数（排量、最高工作压力）应与井组产液量、 回压相匹配。 安装电机变频装置能有效确保单井集油管线中原油流速、压力平稳。 降回压泵应安装在井口集油管线汇管和管线加温装置之间，避免因油温过高而影响 往复泵的正常使用。撬装降回压装置的运用不仅是井组降回压治理的重要措施，也为以后产建集输布站 方式提供了新的思路，同时为日常原油生产工作安全、经济运行提供了有力支撑。【相关文献】1 赵新智，李文学，李永明.高回压井组的综合治理.油气田地面工程.2007,26(5)2 张文,王克亮，马士平.井口回压对抽油井泵效影响规律研究.科学技术与工程.2008,8(21)
