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港中油田高压井组降回压方法与效益研究
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陈正涛
作业三区开发管理的港中油田由于油稠、含蜡量高，集输管线长，管线输送液量增加等原因造成井组及井口回压高。而井口回压关系着井口产液量，抽油设备能耗，抽油设备使用年限，安全环保等问题。
为了合理优化机采系统及集输系统，达到效益最大化，保障集输系统安全平稳运行。本文主要探讨管线掺水，管线热洗、井组点滴加药降粘和井组电加热降回压四种方法的适应性和效果，并提出了多种方式相结合的构想。
1.什么是回压？
井口回压是指原油从井底流至井口的剩余压力，回压高低从侧面反映出地面管道的流体运行状态，它与生产压差呈负线性关系，即回压升高，生产压差减少，油井产液量下降。
2.造成井口高回压的因素有哪些？
流体在运动过程中克服水流阻力而消耗的能量称为水头损失，而流体的粘滞性是产生水头损失的内因，也是根本原因。对于塑性流体，水头损失可表示为：
其中：
当塑性流体在环形空间作结构流时，综合雷诺数为：
因此可以看出，当流体粘度η越大时，则沿程水头损失hf越大，流体的流动能力越差;而当流动长度L越大时，沿程水头损失hf越大，流动条件越差;当管径D越小时，沿程水头损失hf越大。
由此确定造成回压高的三个原因主要是：流体粘度η、管线长度L、管线直径D
3.机采井高回压有哪些危害？
●回压高影响管线原油输送能力，干线堵塞
●井口回压高导致井口刺漏，盘根更换频繁
●增加管杆应力及抽油机悬点载荷，功耗增加，采液单耗上升
●增大了抽油泵漏失量，影响油井产量，严重时造成躺井
●干线压力高易导致管线穿孔，带来安全环保隐患
4.如何有效降低回压？
我区目前输油系统现状：作业三区目前正常生产油井98口，抽油机井87口，每天输送液量2350方，其中三四五组原油通过中一转油站，进入到马西联合站;采注一二组原油进入港东联合站系统处理;共有大小阀组32个，集油干线7条，长度18.5km。
受原油粘度大、含蜡量高，井点分散、干线长等因素影响，我区房27-22、港356、滨80X1三个井组平均回压较高，给管理增加了一定难度，我们不断摸索，因井施策分别采用管线掺水，管线热洗、电磁加热三种方法降回压并取得了一定效果。
1）房27-22井区?电加热+每月热洗一次
房27-22井区共有四口油井，外输干线为Φ76×2.3km，与房29-36、房27-30两个井组外输干线并入一条Φ76干线，实际该管线拖带10口油井，输送液量为104.6m3/d。分别在房27-22、房29-36流程出口装电加热1台。每月从干线末端洗干线一次。
2）港356、滨80X1井组?以注代掺+单井定期热洗
港356、滨80X1井区共拖带16口井，输送液量大（共180m3/d）、原油含蜡量高，外输干线较长，冬季回压最高达2.6MPa，平均回压1.9MPa，采取主要方式是冬季增加港31-6、中8-45-2两个掺水点，且每季度对外输干线进行一次热洗，确保油井平稳生产。
5.抽油机井降回压产生会产生哪些经济效益？
1）增产效益
由于回压的影响，抽油机在上冲程提液时，回压通过液体作用在活塞上，从而使抽油杆伸长，产生提液滞后现象;抽油机下冲程时回压通过液体作用在凡尔上，从而使油管伸长，这样抽油机在上下冲程做功时，抽油杆和油管同时产生两个变形，影响了抽油泵的泵效，导致产液量下降。
根据胡克定律，当应力不超过比例极限时，杆管伸长量：
下面以一口抽油机井为例：
基本参数：泵径44mm，泵深1800m，冲程6m，冲次3次/分，抽油杆为全井22mm（f杆=3.8cm2），油管外径73mm（f管=11.6cm2），内径62mm（f空=31.65cm2）该井日产液为28m3，日产油2.4t，系统效率为25%
計算当井口回压增加1Mpa时，回压作用在活塞上的作用力为：
F=106×（0.044×0.044）×0.25×3.14=1519.76N
根据胡克定律上冲程抽油杆伸长量：
下冲程油管伸长量：
每天影响的液量为：
（3.42+1.12）×（31.65-3.8）×10-6×3×60×24=0.55m3
则由于回压每年影响的液量为：0.55×365=200.7m3
2）节能效益
当回压降低1MPa时，仍然以前面抽油机为例计算，影响抽油机载荷0.15KN每天节省电能：
每年节省电能：43.76×365=1.59×104kwh
以房27-22井组四口抽油机井为例，通过井组降回压每年可
增加液量约800m3，节省电能6.4×104kwh。
因此抽油机井降回压工作是我们在油井管护中应该持续有效开展的工作之一，它符合当前集团公司质量效益发展的方针策略，是走低成本可持续发展之路的方法之一。
（大港油田公司第一采油厂??天津?滨海新区??300280）
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-全文完-
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