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前言
超稠油井生产过程中高回压问题比较普遍，高回压会降低油井产液量，严重制约油井正常生产。目前降低回压普遍采用增加掺液量、电加热降粘、井口火管炉降粘等举措，但存在成本高、安全风险高、管理难度大等问题。在综合分析掺水系统、双管流程适应性、低产低能井、原油粘度基础上，2017年以来针对性提出完善掺水系统、优化流程布局等对策，现场应用后，取得显著效果。
1 背景
1.1地质概况
采油作业五区主要开发杜813兴隆台南、杜212兴隆台、杜84兴隆台南等超稠油主力区块，构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙河街组沙一、二段兴隆台，平均孔隙度为32.4%，渗透率为1664×10-3μm2，50℃地面原油脱气粘度近10×104mPa·s。2018年作业区开井255口，其中超稠油年产油23×104t，占全区总产量近80%。
1.2高回压现状
超稠油井生产过程中，由于在集输过程中的管线摩阻损失、原油粘度高等原因，高回压现象普遍。统计2016年数据显示，全年开井数265口，按照厂生产科定性高回压标准（回压大于0.5MPa），我区高回压井共136口，占总开井数51.3%。
1.3高回压危害
1.3.1 掺油比增加
油井回压升高，易造成管线堵塞不畅通，若要解决此问题，需要大量稀油来解卡疏通管线，影响正常产量的同时，极大地增加了油井开采成本，影响经济效益。
1.3.2影响地面流程工艺管理
油井回压升高，易增大管线所承受压力易造成管线穿孔，长期运行会增大管线破裂而导致环境污染的风险。2016年发生4处回油管线泄露均为油井高回压生产阶段。
1.3.3 员工劳动强度增加
油井高回压造成的跑冒滴漏、材料损耗增大、扫线降压频次增多，都无形中增加了员工的工作量。
2 高回压原因分析
2.1 掺水系统不完善
现场普遍采用地面掺水方式增加进站流量降低油井回压，但作业区掺水系统受压力低、杂质多及温度低这些条件限制，不能起到有效降低回压作用。
2.1.1掺水系统分支多
由于联合站掺水经过多级分流后进入作业区，首发站的掺水压力仅0.75MPa，过程压降0.95MPa。再由首发站通过两条支线分流到16个自然站，末端站掺水压力仅0.4MPa，达不到降低回压目的。
2.1.2 掺水干线缩径
由于掺水中含有泥沙、油等大量杂质，因沉淀附着于管线内壁，长期的沉淀作用使掺水管线内径粗糙、缩径严重，甚至堵塞。由此可见，掺水干线投用时间过长也是导致油井回压升高的重要原因。
2.1.3 掺水系统温度低
为我区提供掺水的联合站掺水初始温度为90℃，因其掺水分支较多且管线长，到达作业区时温度仅为75℃。同时由于我区单井掺水加热系统效率差，导致掺水到达边远油井时的温度仅为40℃，无法满足油井对掺水的需求。
2.2 双管流程适应性差
现场单井进站均为双管流程，这种工艺仅能满足一种掺液介质，不能同时满足井筒举升降粘和地面集输需求。当油井处于生产末期时，油井含水下降，温度下降快，原油粘度会逐渐升高，油井生产难度大造成油井高回压。
2.3 原油粘度高
粘度曲线显示，原油粘度对温度非常敏感，随温度升高而大幅度降低，并且粘度越高，下降幅度越大。当回油温度低于70℃时，粘度急剧上升，粘度高导致管线摩阻变大，回压升高。
3 实施对策
通过以上高回压产生原因及危害分析，我们提出了完善摻水系统、优化流程布局这两项对策来解决高回压矛盾。
3.1 完善掺水系统
3.1.1三级增压提高掺水压力
为提高作业区整体掺水系统压力，我们对整条掺水支干线进行了多点监测。对此我们优选了四处增加掺水增压泵，提高掺水压力，减缓杂质沉淀，达到降低回压目的。通过三级增压措施，我区初始压力由0.75MPa上升为1.5MPa，末端站掺水压力达到1.0MPa，对比实施前增加0.6MPa。
3.1.2提高掺水温度
在提高掺水系统压力基础上，针对边远油井掺水温度损失大的问题，对距离远平台安装水套加热炉实施掺水集中加热，提高掺水温度，然后再分流到单井回站，达到降回压目的。2017年分别安装四台井口水套炉为16口油井实施掺水集中加热提温，实施后掺水温度提升至80℃以上，油井平均回压降低到0.35MPa。
3.2 优化流程布局
3.2.1低产井并线高产井
针对低产低能油井，采取与邻井回油并线措施，利用高产井液量与温度携带低产能井液量进行回站，从而起到降低回压。2017年至今，共实施12口井6组管线并线措施，均取得了明显效果。油井回压由0.8MPa下降到0.3MPa。
3.2.2建立自动化计量装置
对于油井井距远、液量低较为集中油井，采用自动化计量装置实现多级并线独自计量模式，该装置可实现掺液介质集中输送、回油介质集中进站、单井精确计量优点，降低管线摩阻，从而达到降低回压目的。
3.2.3 实施双掺流程改造
针对双管流程不能同时满足地下掺油达到井筒降粘、地面掺水增加流量的目的，在原有双管流程基础上，利用邻井闲置掺液管线或干气管线进行双掺流程改造，实现地面掺水地下掺油同时进行，从而满足井筒举升降粘和地面集输需求，降低油井回压。2017年共实施双掺工艺流程3组油井，均取得了明显效果。
4 取得效果及评价
目前，全区油井回压均控制在0.5MPa以内，油井生产时率得到提高。
4.1经济效益
通过完善掺水系统提高掺水压力，我区平均掺水压力与去年同期对比增加0.63MPa。2018年1-9月份掺油量同期对比减少2350t，掺水量减少1005t。通过优化流程布局，恢复低产开井11口，实现增油2000t。
4.2社会效益
利用有效措施对高回压井进行治理，不仅降低了油井的管理难度，减少停井疏通管线、管线泄露等现象，提高了油井有效生产时率，减少了工人的劳动强度。
5.结论及认识
（1）实践证明，通过完善掺水系统、优化流程布局，均可以有效降低液流沿程热损失、增加液流流量，相对比传统电加热、井口火管炉，增加掺液量等降回压措施，具有低成本、低风险、效果稳定等优点。
（2）降回压措施的成功实践，对同类油藏油井降回压管理具有借鉴意义。
参考文献：
[1]车太杰.采油生产常见故障诊断与处理[M].北京：石油工业出版社，2010：260，2010.
[2]于云琦.采油工程[M].北京：石油工业出版社，2006：561，2006.
[3]祁胜蔡石，志香，张磊.优化掺水量改善稠油井开发效果的措施探讨[J].石油和化工节能，2016（1）：42-47.
[4]黄传常，黄向东，谷勇，等.高效降回压增产装置的矿场应用[J].石油机械，2007，35（7）：53-55.
超稠油井生产过程中高回压问题比较普遍，高回压会降低油井产液量，严重制约油井正常生产。目前降低回压普遍采用增加掺液量、电加热降粘、井口火管炉降粘等举措，但存在成本高、安全风险高、管理难度大等问题。在综合分析掺水系统、双管流程适应性、低产低能井、原油粘度基础上，2017年以来针对性提出完善掺水系统、优化流程布局等对策，现场应用后，取得显著效果。
1 背景
1.1地质概况
采油作业五区主要开发杜813兴隆台南、杜212兴隆台、杜84兴隆台南等超稠油主力区块，构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙河街组沙一、二段兴隆台，平均孔隙度为32.4%，渗透率为1664×10-3μm2，50℃地面原油脱气粘度近10×104mPa·s。2018年作业区开井255口，其中超稠油年产油23×104t，占全区总产量近80%。
1.2高回压现状
超稠油井生产过程中，由于在集输过程中的管线摩阻损失、原油粘度高等原因，高回压现象普遍。统计2016年数据显示，全年开井数265口，按照厂生产科定性高回压标准（回压大于0.5MPa），我区高回压井共136口，占总开井数51.3%。
1.3高回压危害
1.3.1 掺油比增加
油井回压升高，易造成管线堵塞不畅通，若要解决此问题，需要大量稀油来解卡疏通管线，影响正常产量的同时，极大地增加了油井开采成本，影响经济效益。
1.3.2影响地面流程工艺管理
油井回压升高，易增大管线所承受压力易造成管线穿孔，长期运行会增大管线破裂而导致环境污染的风险。2016年发生4处回油管线泄露均为油井高回压生产阶段。
1.3.3 员工劳动强度增加
油井高回压造成的跑冒滴漏、材料损耗增大、扫线降压频次增多，都无形中增加了员工的工作量。
2 高回压原因分析
2.1 掺水系统不完善
现场普遍采用地面掺水方式增加进站流量降低油井回压，但作业区掺水系统受压力低、杂质多及温度低这些条件限制，不能起到有效降低回压作用。
2.1.1掺水系统分支多
由于联合站掺水经过多级分流后进入作业区，首发站的掺水压力仅0.75MPa，过程压降0.95MPa。再由首发站通过两条支线分流到16个自然站，末端站掺水压力仅0.4MPa，达不到降低回压目的。
2.1.2 掺水干线缩径
由于掺水中含有泥沙、油等大量杂质，因沉淀附着于管线内壁，长期的沉淀作用使掺水管线内径粗糙、缩径严重，甚至堵塞。由此可见，掺水干线投用时间过长也是导致油井回压升高的重要原因。
2.1.3 掺水系统温度低
为我区提供掺水的联合站掺水初始温度为90℃，因其掺水分支较多且管线长，到达作业区时温度仅为75℃。同时由于我区单井掺水加热系统效率差，导致掺水到达边远油井时的温度仅为40℃，无法满足油井对掺水的需求。
2.2 双管流程适应性差
现场单井进站均为双管流程，这种工艺仅能满足一种掺液介质，不能同时满足井筒举升降粘和地面集输需求。当油井处于生产末期时，油井含水下降，温度下降快，原油粘度会逐渐升高，油井生产难度大造成油井高回压。
2.3 原油粘度高
粘度曲线显示，原油粘度对温度非常敏感，随温度升高而大幅度降低，并且粘度越高，下降幅度越大。当回油温度低于70℃时，粘度急剧上升，粘度高导致管线摩阻变大，回压升高。
3 实施对策
通过以上高回压产生原因及危害分析，我们提出了完善摻水系统、优化流程布局这两项对策来解决高回压矛盾。
3.1 完善掺水系统
3.1.1三级增压提高掺水压力
为提高作业区整体掺水系统压力，我们对整条掺水支干线进行了多点监测。对此我们优选了四处增加掺水增压泵，提高掺水压力，减缓杂质沉淀，达到降低回压目的。通过三级增压措施，我区初始压力由0.75MPa上升为1.5MPa，末端站掺水压力达到1.0MPa，对比实施前增加0.6MPa。
3.1.2提高掺水温度
在提高掺水系统压力基础上，针对边远油井掺水温度损失大的问题，对距离远平台安装水套加热炉实施掺水集中加热，提高掺水温度，然后再分流到单井回站，达到降回压目的。2017年分别安装四台井口水套炉为16口油井实施掺水集中加热提温，实施后掺水温度提升至80℃以上，油井平均回压降低到0.35MPa。
3.2 优化流程布局
3.2.1低产井并线高产井
针对低产低能油井，采取与邻井回油并线措施，利用高产井液量与温度携带低产能井液量进行回站，从而起到降低回压。2017年至今，共实施12口井6组管线并线措施，均取得了明显效果。油井回压由0.8MPa下降到0.3MPa。
3.2.2建立自动化计量装置
对于油井井距远、液量低较为集中油井，采用自动化计量装置实现多级并线独自计量模式，该装置可实现掺液介质集中输送、回油介质集中进站、单井精确计量优点，降低管线摩阻，从而达到降低回压目的。
3.2.3 实施双掺流程改造
针对双管流程不能同时满足地下掺油达到井筒降粘、地面掺水增加流量的目的，在原有双管流程基础上，利用邻井闲置掺液管线或干气管线进行双掺流程改造，实现地面掺水地下掺油同时进行，从而满足井筒举升降粘和地面集输需求，降低油井回压。2017年共实施双掺工艺流程3组油井，均取得了明显效果。
4 取得效果及评价
目前，全区油井回压均控制在0.5MPa以内，油井生产时率得到提高。
4.1经济效益
通过完善掺水系统提高掺水压力，我区平均掺水压力与去年同期对比增加0.63MPa。2018年1-9月份掺油量同期对比减少2350t，掺水量减少1005t。通过优化流程布局，恢复低产开井11口，实现增油2000t。
4.2社会效益
利用有效措施对高回压井进行治理，不仅降低了油井的管理难度，减少停井疏通管线、管线泄露等现象，提高了油井有效生产时率，减少了工人的劳动强度。
5.结论及认识
（1）实践证明，通过完善掺水系统、优化流程布局，均可以有效降低液流沿程热损失、增加液流流量，相对比传统电加热、井口火管炉，增加掺液量等降回压措施，具有低成本、低风险、效果稳定等优点。
（2）降回压措施的成功实践，对同类油藏油井降回压管理具有借鉴意义。
参考文献：
[1]车太杰.采油生产常见故障诊断与处理[M].北京：石油工业出版社，2010：260，2010.
[2]于云琦.采油工程[M].北京：石油工业出版社，2006：561，2006.
[3]祁胜蔡石，志香，张磊.优化掺水量改善稠油井开发效果的措施探讨[J].石油和化工节能，2016（1）：42-47.
[4]黄传常，黄向东，谷勇，等.高效降回压增产装置的矿场应用[J].石油机械，2007，35（7）：53-55.