如何因地制宜解决高气量和低液量油井回压升高问题？

  经验大家谈
  [中国石油新闻中心2021-10-11]
  讲述人①：关野（大港油田采油四厂第四采油作业区经理）
  【操作难题】埕海2-2人工岛高气量和低液量油井较多。高气量油井生产过程中由于压力快速降低而大量吸热，生产管汇容易结霜，导致生产管汇内径缩径，引起系统回压快速升高，存在生产管线憋压胀裂的风险。低液量井在冬季由于环境温度的影响，极易凝析结蜡，致使生产管汇内径缩径甚至发生蜡堵现象，生产管线同样面临憋压胀裂的风险。一般情况下，高气量井为防止结霜采用加注甲醇的方式，但存在甲醇中毒风险；低液量油井为防止结蜡采取热洗清蜡的方式，但成本较高。
  【破解方法】为解决这些问题，作业区技术人员因地制宜，创新应用了一种新型的高温油井伴热工艺，利用高液量油井介质的高温特性，改变高温油井介质的流向，即利用高压软管将高温油井的高温介质传送到高气量和低液量油井的生产管汇进口，为高气量和低液量油井的介质进行内部伴热。
  【实际效果】这种新型伴热工艺彻底解决上述生产难题，不仅削减了原有工艺风险，降低了热洗清蜡次数，减少成本支出，同时也保证了高气量和低液量油井连续生产。这个方法相继在12口高气量和低液量油井进行应用，累计增油8600余吨，节约热洗清蜡费用150余万元。
  该方法充分发挥了双翼采油树的优势，通过简单的工艺流程改造连接，利用高压软管将高液量井的生产一侧连接到低液量井的非生产一侧，充分利用高温高液量井的高温特性，使其在原有工作制度下，既保证高温高液量油井的正常生产，又能为高气量和低液量油井进行伴热，降低系统回压。（刘英王海霞整理）
  讲述人②：潘若生（吉林油田油气工程研究院三次采油研究所副所长）
  【操作难题】吉林油田大情字井二氧化碳驱试验区采油井见效程度、生产气液比范围存在差异，前期挟气举升应用原则存在部分井下防气工具利用率低、应用效果差以及工艺成本高的问题。
  【破解办法】利用层次分析法，本着全面、科学、客观以及独立性原则筛选挟气举升工艺适应性评价指标，构造层次结构模型，建立了不同气液比范围下的挟气举升工艺制度，指导高气液比油井合理实施挟气举升工艺，提高防气工具利用率。
  【实际效果】通过在大情字井二氧化碳驱试验区应用挟气举升制度指导高气液比油井生产，结果表明，合理选择挟气举升工艺后低泵效的问题得到明显改善，提高了部分井下防气工具利用率，有效降低了工艺成本。
  举升制度建立前期，我们统计了试验区高气液比油井应用挟气举升工艺历史情况，开展了不同产液量、气液比、套压、泵挂深度等条件下各类防气工具及组合工艺的适应性评价，优选确定了工艺指标，并建立评价指标判断矩阵，综合现场各类专家、技术人员意见，最终建立适用于大情字井二氧化碳驱试验区的挟气举升制度。
  目前，建立的挟气举升制度已在二氧化碳开发公司应用于高气液比油井生产，根据该制度指导现场42口高气液比油井合理实施挟气举升工艺，平均泵效提高14.1%，对比前期工艺应用有效提高了井下防气工具的利用率，节约成本费用0.8万元/井次，共降低成本33.6万元。研究成果将持续指导二氧化碳驱高气液比油井合理实施挟气举升工艺，应用前景广阔。（王珊珊张天鹤整理）