姬塬油田罗1区块高回压油井治理对策研究

冯杰瑞，徐 鑫，李 云，尚小燕，索 玛，赵 欢

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710020）

姬塬油田罗1区块位于陕西省定边县姬塬乡刘上梁村，属黄土高原地貌。地表为100 m～200 m厚的第四系黄土覆盖，地形复杂，沟壑纵横，梁崩参差，地面海拔1 450 m～1 850 m。主力开采层位长811、长822，平均渗透率 0.61×10-3μm2、1.15×10-3μm2，孔隙度 9.35%、10.94%，原油密度0.85 g/cm3，凝固点19℃，地面原油黏度5.96 mPa·s，属于较为典型的超低渗透油藏。集输站点主要布站模式为井组-增压撬-转油站-联合站[1，2]。该区块管辖油井 1 182口、水井414口、井组362个，其中高回压井组103个，平均回压2.6 MPa，增压站（撬）38座、计量转接站6座。

1 井组高回压原因分析

1.1 管线结蜡严重

罗1区块原油凝固点19℃，区块井站所处地理位置全年平均气温为10℃～15℃，年度最低气温为-25℃，最高气温为36℃，除了5～9月以外，其余7个月的地面平均气温均在地面原油的凝固点以下[4]。罗1区块多条翻沟管线外露，埋深不足，路径呈“V”字型，冬季温耗大。原油的温度下降到蜡晶开始析出的温度时，蜡晶微粒便开始在油流和管壁上析出，原油黏度增大，引起回压高。

1.2 管线投收球不能有效开展

前期产建新投井较多，造成新井投运后地面产建管线未能及时按“单井单管”流程接入归属站点，插输点容易造成卡球。部分站点收球筒设备不完善，自动收球装置三通控制过小，电加热效果差等原因造成了不能正常投收球。

1.3 集输系统结垢严重

1.3.1 油井多层系生产 罗1区块管辖油井1 182口，其中1 062口单采长8，剩余120口油井存在与其他层位合采，或开发后期补孔改层，造成生产层位复杂，配伍性差加快了井筒及管线结垢速度（见表1）。

1.3.2 站点混层集输 站点普遍存在混层集输，依照长1和长2配伍，长4+5和长6配伍性不同区块不一样，长8和长9配伍性相对较好，三叠系之间其他层位均不配伍，侏罗系各层系之间配伍，侏罗系和三叠系不配伍的原则。单井出油管线结垢、站内流程结垢，总机关运行压力升高，导致上游站点及油井回压上升（见图1）。

1.3.3 油井见水 局部区域微裂缝发育，容易见水，见水后液量突然上升，地层水（CaCl2型）和注入水（Na2SO4型）不配伍，结垢造成集输管线有效通道降低，生产回压上升。

1.3.4 高含水井组加温输油 增压撬主要承担井组来油计量加热外输工作，对于高含水井组来油加温后，结垢离子随水温升高溶解度降低，增加了结垢速度。

表1 罗1区块油井生产层位统计表

2 治理措施

2.1 集油管线物理清垢

集油管线物理清垢是将清垢球投入管道中，清垢球在水力的推动下高速旋转前进，高硬度材质的清垢刮片在高速旋转情况下刮掉管壁的硬质垢，清洗下来的垢渣与射流一道汇聚，向前窜动，直达排污口。2016年罗1区块选取8条管线规格为Φ60×3.5 mm的井组集油管线进行管线物理清垢。清垢前管线平均回压2.4 MPa，清垢后为 1.0 MPa。

图1 MJSD采油作业区长8集输系统示意图

2.2 管线插输治理

集中开展管线插输治理，液量低距离近的相邻井组实施插输，插输点改接三通弯头，确保投球畅通。液量大井组新铺管线实现“单井单管”流程接入归属站点。

2.3 投收球治理

排查集输管线和站内收球筒运行情况，开展扫线通球、更换管线、总机关清垢、新增收球筒、插输弯头整改、井口汇管整改等一系列手段，消除投收球障碍，确保百分百投收球。

2.4 混层集输治理

按照地质区块，分层位归入集输站点，对非主力层位油井实施拉油。上游站点完善脱水流程，建立加药制度，脱水后输送净化油至下游站点，采出水就地回注与生产层位匹配，可解决末端站点采出水回注地层结垢造成长期高压注不进的问题。

2.5 优化输油方式

在集输半径大管线中，低含水井组出油管线提高运行温度，加深管线掩埋深度，减小温耗，降低原油黏度，同时结合管线投球，保证管线运行通畅。在高含水井组撤炉低温输油，低温情况下可降低结垢速度，同时结合投球可将原油附着在管线内壁，降低管线结垢和腐蚀的速度。对管程长坡度大的管线，可在中部增加增压泵，提压输油。

3 技术政策优选

井组降回压是一项持之以恒的工作。首先要从源头杜绝，结合产建及时提出调整意见，从源头杜绝混层集输混层卸油现象发生；其次日常管理必须坚持，严格执行加药制度、投收球制度，定期井组扫线降压；季节气候变化及时应对，低含水井组加热与管线冬防保温工作并举；在中高含水、高低含水井组试验低温输油，利用投球将原油和蜡质推在管线内壁，可以有效阻止管线结垢和腐蚀；积极开展新工艺试验，选择效果较好的措施在全厂逐步推广。

目前降回压工作取得一定成效，但随着油井生产的变化以及滚动开发的进行，又会有新的高回压井组产生，因此只有及时地采取降回压措施，使油井回压控制在合适压力范围，才能保障油田生产平稳运行。