浅谈环状流程改造对机采井的影响

芮祎鸣

（中国石油大庆油田井下作业分公司 ，黑龙江 大庆 163000）

1 存在的问题种类以及处理和预防措施

根据油田集输系统改造几年来的资料统计，主要存在以下几类资料异常情况，一是低沉没度井更加容易气锁；二是工艺闸门不严；三是由于破坏严重，造成取样、蹩泵困难。

1.1 深井泵气锁

1.1.1 成因：回压上升引起套压升高

对于低沉没度的严重供液不足井，在采用双管工艺流程的情况下，通过套管放气阀调整套管压力，保证较低的套压值，一般情况下不会发生气锁。但是当采用环状集输流程时，由于同一个集油环内的若干口油井共用同一条回油汇管造成汇管压力上升，各单井井口回压接近，原应用双管流程时回压较低井回压有不同程度上升；而通过套管放气阀的调整，在最理想状态下，只能达到套压与回压平衡，正常生产时套压不可能低于回压，这就引起这部分井井套压上升，沉没度进一步降低，套管气进入深井泵内几率增加，造成游动凡尔与固定凡尔均无法打开，形成气锁。

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1.1.2 现象：示功图等资料显示杆管断脱

以喇49-28井为例：该井正常生产时沉没度48.89m，流压1.57 Mpa，显示供液不足。同步资料显示，流压7.40 Mpa，为典型抽油杆断脱，井口蹩泵不起压。对井口工艺闸门进行落实，无倒灌可能；该井2周前进行过高压热洗，排除蜡影响可能性。初步分析为抽油杆断脱。

1.1.3 处理

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对于怀疑深井泵气锁的井，应该进行高压热洗，将固定、游动凡尔打开，泵内气体排出，泵况将恢复正常。仍以喇49-28处理过程进行说明：考虑到该井沉没度很低，决定进行高压热洗，以验证是否气锁。热洗后，蹩泵正常，日测功图、动液面，流压1.50 Mpa、显示供液不足。确认该井资料异常为气锁造成。

1.1.4 预防措施

Ⅰ保证放气阀灵活好用，避免套压过高；

Ⅱ对沉没度过低井，合理调小地面参数，以保持合理沉没度；

Ⅲ对高回压的环，定期热洗集油管线，尽量降低回压值。

1.2 工艺不严

对环状流程而言，主要是套管放气阀损坏、不密封，以及回油闸门不严，造成蹩压资料失真2种情况。

目前，临时便道正式开放交通，但该便道有320米通过江顶崖滑坡体，路基存在不稳定因素，为保证行车安全，对该便道实行交通管制，应急抢险机械车辆、客车和两轴载货车辆可安全通行，三轴及三轴以上车辆需从代古寺绕行。

1.2.1 套管放气阀不严或损坏

1.2.1.1 成因：套管放气阀密封不严或挡球丢失

套管放气阀由于各种原因不密封，由于环状流程的特点，环内其它井的液量与掺水通过放气通道倒灌入油套环空，引起动液面上升，示功图显示凡尔漏失，对于理论排量相对于该环总产液量比值较小的井，则动液面在井口，示功图显示连抽带喷。

1.2.1.2 现象：示功图等资料显示凡尔漏失或杆断脱

根据以下功图、流压资料 ，结合现场蹩泵正常的情况，似乎井的泵况是连抽带喷。但结合相带图分析，这油井周围连通水井近期内无方案调整，流压不可能在短期内变化如此之大。结合以下数据，分析上述井的异常资料是由于工艺某部位不严，引起汇管内液体倒灌入油套环空造成，而环状流程栈桥井唯一的油套连通部位就是套管放气阀。

1.2.1.3 处理

1.2.1.4 预防措施

Ⅰ合理调整套压值后，将调压丝堵焊死，防止破坏，但该方法只是权宜之计，焊死后套压无法再次调整；Ⅱ将盗窃、破坏严重地区抽油机井套管放气阀更换为防盗类型。

1.2.2 回油闸门不严，蹩压资料失真

1.2.2.1 成因及现象

个别井回油闸门在低压时（<2 Mpa），闸板是严的，但核实泵况蹩压时（要求3 Mpa以上）却有渗漏，造成蹩不起压或稳不住压的现象。因此无法通过掺水试压等手段验证闸门是否密封。对于这种情况，如果蹩泵时能够起压，示功图形状正常、而流压较高时，通常是注水受效造成的流压上升。

1.2.2.2 处理及效果

对于这种情况，应该采取试调参的方法对泵况进行验证。如果调大参数后，流压明显下降，则为注水受效；如果流压没有明显下降，那么就是泵、管漏失。以下是高流压、示功图显示正常、蹩泵不起压或起压稳不住井的调参前后数据。

1.2.2.3 预防措施

Ⅰ应安装油放空闸门，关一次生产闸门进行蹩泵操作；Ⅱ应在油四通放空处安装防盗取压、取样装置，通过关一次生产闸门来进行蹩泵操作。

2 对流程改造对机采井影响的几点认识：

2.1 流程改造后，由于集油管线负荷率上升，管线长度大幅度增加，需要采取有效措施消减回压上升因素，进而控制套压上升，防止气锁。

2.2 在分析资料过程中，不仅要核实示功图、动液面资料，也要对地面工艺与其它人为破坏因素是否存在进行落实。

[1]王鸿勋,张琪.采油工艺原理.北京:石油工业出版社,1989.