运用混输泵治理油井高回压

PAGEPAGE1运用混输泵治理油井高回压ApplicationofMultiphasePumpControlOilWellswithHighBackPressure张纯亮大庆油田第三采油厂摘要：萨北油田北部过渡带地面集油工艺流程实行减级布站优化简化后，油井回油压力升高，高回压造成了管线穿孔频繁、计量间分离器无法正常量油、泵况问题井发生率升高等问题，为解决油井高回压问题，开展了运用混输泵降回压试验。投用混输泵后，油井平均回压由试验前的0.88MPa下降到0.49MPa，油井高回压问题得到有效缓解。关键词：减级布站；混输泵；高回压萨北油田北部过渡带面积33.35平方公里，油水井1188口，2011年实施减级布站地面工艺优化简化后，7座中转站全部改建为阀组间，计量间平均回压由减级布站前的0.35MPa上升到0.88MPa，油井高回压造成45座计量间中有36座分离器无法正常量油，回油管线穿孔频繁，长距离油井冬季因掺水压力低不能正常生产，油井问题井发生率逐年上升。为降低油井高回压给生产管理及地质开发带来的不利影响，开展了阀组间内安装混输泵降油井回压试验，计量间来液通过混输泵增压后输送到联合站转油放水站，以实现降回压目的。1、集油工艺现状减级布站后，单井产液不再经过中转站处理增压后输送到联合站，而通过油井井口压力直接输送到联合站转油放水站，集油半径相应增长，其中回油管线超过3Km的井数与减级布站前相比增加了394口，油井平均回压由减级布站前的0.35MPa上升到0.882、油井高回压不利影响因素分析2.1抽油机载荷随着回压升高而变化对抽油机井进行功图测试，随着井口回压值的升高，抽油机井最大载荷逐渐增大，最小载荷逐渐下降，示功图做功面积增加，当回压持续升高时，最大载荷上升越来越快，最小载荷下降速度不断加快，抽油机的交变载荷逐渐增大，当回压升高到2.0MPa时，抽油机上载荷增加30%以上，下载荷减小35%以上，随着回压升高，抽油泵下行阻力逐渐增大，该阻力造成抽油杆在油管内产生螺旋弯曲，易导致偏磨或杆断。2.2油井产液量随着回压升高而降低油井产液量随着井口回压值升高相应下降，当油井回压超过1.2MPa时，井口产液量开始明显下降，当回压超过2.0MPa时，井口产液量下降40%左右，回压每升高1.0MPa，井口产液量下降约15%左右。2.3油井电流随着回压变化而变化对油井的运行电流变化分析发现，抽油机井及螺杆泵井的电流随着回压值的升高而逐渐增大，电泵井随着回压升高电流降低，如北4-91-P62井，回压由0.65MPa上升到1.4MPa时，电流由12A上升到31A；北3-1-P65电泵井当回压由0.69MPa升高到2.4MPa时，电流由29A下降到21A发生欠载停机。综合各项数据资料分析，结合生产实际，得出回油压力小于0.65MPa时为油井最佳生产状态。3、集油工艺流程优化为治理油井高回压，选择回油压力较高，管理难度较大，地处偏远的三个采油队试先开展运用混输泵降油井回压试验，阀组间改造后的工艺流程，详见图1。aaaacabada切断阀b安全阀c电动阀d单流阀混输泵计量间来液去联合站滤砂器图1阀组间工艺流程改造图工艺流程改造前，对混输泵的排量效率与产能进行合理匹配，以确保降回压效果。4、应用效果投用混输泵后，单井平均回压由原先的0.88MPa下降到0.49MPa，计量间分离器全部实现正常量油，回油管线穿孔次数相应减少，减级布站前、后以及投用混输泵后计量间回压对比统计，详见表1。表1减级布站前、后计量间回压对比统计表405队计量间减级布站前回压（MPa）减级布站后回压(MPa）投用混输泵后回压（MPa）8-1计0.420.890.528-2计0.390.860.488-3计0.400.870.50406队9-1计0.360.870.419-2计0.390.880.46407队10-1计0.380.910.4810-2计0.360.890.45混输泵投用后，高回压井关井数量由投用前的52口减少到18口，问题井发生率与2012年同期相比减少11口。5、结语混输泵投用后，油井回油压力得到有效缓解，运用混输泵降回压，泵型选择是否合理是关键，同时要做好混输泵维护保养及定期清砂工作。混输泵投用初期，需要不定期停泵进行滤砂器清砂，导致回油压力波动较大，后期生产过程中对滤砂器工艺流程部分进行了改进，并联了一个滤砂器，两个滤砂器倒替使用，实现了在不停泵情况下可完成滤砂器的清砂工作，提高了混输泵的运转时率。参考文献[1]刘兴泽.还塔油田原油集输处理工艺的简化[J].油气田地面工程，2011,30（4）：46-47.[2]江奇俤.金光彬.集输系统优化调整方法[J].油气