曹 永，姚首强，李庆斌

（中国石油长庆油田分公司第七采油厂，陕西 西安 710200）

长庆油田第七采油厂矿区主要集中在环江油田，其地处鄂尔多斯盆地西部，属于黄土高原丘陵沟壑区，沟壑纵横，地形起伏高差大，地理及气候条件恶劣。独特的地形地貌导致环江油田的站点和油井之间的高差大、管线长，恶劣的气候条件更是导致所有的输油管线温度偏低，加之低渗透区块的原油特性，使得油井回压升高。高回压会造成管道解堵频繁、井口刺漏、盘根更换频繁、抽油机负荷增大、井筒寿命缩短、抽油泵泵效降低，安全风险也随之增加。因此，降低油井回压，重要性不言而喻[1-2]。

1 高回压对油井的影响分析

油井回压高会造成井口刺漏、管柱刺漏等，尤其是能直接导致抽油泵的负荷增加，进而导致抽油泵磨损加剧，随时可能出现停井，伴随而来的油井减产就成了必然。例如，抽油杆疲劳强度加大会导致断脱、油管杆磨损加剧会导致油管磨穿漏失、活塞的游动凡尔磨损后出现漏失等一系列问题，都能导致最终减产。冬季的时候，温度偏低导致结蜡，原油流动性变差，且该季节各类问题频发，部分油井不能按时投球，导致管线冻堵，需要频繁扫线，不但浪费生产成本，同时会造成电力能源的浪费[3-6]。

1.1 抽油管杆变形降低产液量

抽油管、抽油杆在外力的作用下会发生弹性变形，根据胡克定律F=k·x 公式可得出，当应力不超过比例极限时，杆件的伸长与拉力和杆件的原长成正比，与横截面积成反比。由于油井井口回压增加，导致泵活塞的有效冲程减小。

1.2 增加了抽油泵的漏失量

根据抽油泵静止状态下漏失量的计算公式q1＝（q1表示漏失量，ΔH 表示柱塞两端的压差），漏失量与压差成正比关系，即随着井口回压升高，漏失量也会增大。

1.3 抽油机电能损耗增大

当井口回压增大时，井筒内的流体要克服回压带来的阻力做功，受抽油机机械效率及电动机电能转化为动能效率的影响，实际消耗的电能也随之增加。

1.4 延缓了油管内流体流动形态的出现时间

在原油开采的过程中，油气混合物在油管内的形态一般分为泡流、段塞流、环流和物流等。当油井回压增大时，油管内的压力随之增加，流体内的天然气分离时间延长，各阶段的流体形态形成时间也随之推迟，这种情况会降低溶解气分离时的气举效果，因此，杆管的负荷也即时增大。

1.5 增加了抽油杆的交变载荷

油井回压对悬点作用后产生的载荷，效果与油管内液体产生的实际载荷一样。油井井口回压升高后，当抽油机上冲程运行时，悬点载荷叠加增大，下冲程时，由于回压压力作用，抽油杆柱的质量则减轻，此时，相当于抽油机的最大载荷叠加了回压压力后变得更大，最小载荷由于回压的作用则变得比实际值小，导致功图的面积虚假增大。进而导致抽油杆的交变载荷增大，容易造成抽油管杆的断脱。

综合以上分析，减少老油田产量自然递减及实施降本增效的措施中，降低井口回压则变得尤为重要。前期，长庆油田针对油井高回压治理措施中，主要采用了添加化学药剂、水套炉加热原油、安装增压撬、机械清蜡等方法，效果明显。后期，由于安全环保等原因，井场安装的水套加热炉取消，在投球器处安装了电加热装置，加热效果能达到50 ℃，而井场安装增压撬则显得成本较高，且出现故障后无法及时维护，影响正常生产，则井场增压撬未再普及安装。

此时，需要一种成本低、体积小、无人值守、易维护、故障时不影响正常生产的降回压装置，与现有的电加热装置结合完成降回压工作。对此，长庆油田第七采油厂积极探索，在其他油田现有同类别装置的基础上创新改造，自主研发了油井数控降回压装置，并及时在现场安装试运行。根据现场使用效果跟踪，目前，装置运行稳定，实现了增产、节能的目的。

2 油井数控降回压装置介绍

2.1 装置组成

装置由液压站、油气输送泵、压力变送器、采油树防倒流装置、控制柜、外壳、底架及管线阀门等附件组成。

2.2 技术原理

当装置上安装的井口回压压力变送器测得的数据大于控制箱中操作面板中的设定值时，压力变送器反馈信号至数控柜中的单片机，经过判断后发指令至油液输送泵并启动，启泵后回压得到降低，当回压小于设定值时，油液输送泵停止工作，原油输送按原正常流程进行。因油路管线及液压缸两端安装了单向阀，则原油不会倒流。控制柜内主要包括单片机和显示屏。装置主要通过控制柜内小型PLC 和显示屏设置参数，工作时可达到智能判断功能，见图1。

图1 装置结构图

2.3 装置特点

（1）成本低、体积小、质量轻、安装维护方便。

（2）设备出现故障不影响原来的输油管线流程。

（3）采用油缸泵设计，减少输送杂质对泵体的卡刮。因此适合高含气量、高含砂量、杂质含量较多的介质的输送。同时也避免了气卡、气锁等现象对泵体造成的功率损失和泵效下降，从而提高泵效和使用周期。

（4）油缸筒采用防腐处理，可明显减少油气液中有害化学物质对泵体的腐蚀，提高泵体耐用度和使用寿命。

（5）装置全机采用PLC 电脑控制，可根据井况快速设置装置参数，定压启停进行自动间歇性作业，从而减少消耗，提高装置使用寿命。

（6）采用液压动力，可提高输出压力，整体能耗低。

（7）能实现无人值守自动运行。

（8）增油效果显著，单井场增油量约10%。

（9）节能降耗，节约抽油机电能约8%。

2.4 技术参数

装置技术参数见表1。

表1 装置技术参数表

2.5 应用效果跟踪

2020－2021年，在第七采油厂白豹油区安装试验了该装置，挑选一口出液量较好、井口回压高、投球器处具备电加热装置的单井井场，在采油工作制度和参数不变的情况下，测量抽油机实施前后的参数，回压由原来的2.4 MPa 降低到现在的0.12 MPa 左右，单井平均泵效提高了6.5%，其他测量参数见表2：平均生产周期为365 d，平均日产液3.6×103kg，平均日增油1.3×103kg，累计增液1 424.5×103kg，累计增油500.5×103kg，延长检泵周期83 d，累计节电29 760.5 kW·h。

表2 白豹油区回压减压装置试验前后生产数据

3 经济效益

3.1 直接经济效益

根据当前装置使用情况，在适用范围内的油井增油效果可达到10%，则以单井井场为例，每年每个井场增油效益为：

同时，装置节约抽油机电能约8%，则以单井井场及4 kW 电机抽油机为例，除去自身耗电费用，每年每个井场节约电费效益为：

每年每个井场产生效益合计：

投资回收期：装置成本约6 万元，预计半年即可收回成本，且开始收益。

3.2 间接经济效益

因整个装置能将井筒的回压控制在合理范围内，直接能减少抽油管杆的形变，降低抽油管杆的疲劳强度，间接提高了整个抽油设备的使用寿命。同时，增加了盘根的更换周期，降低了扫线频次，提高了井筒安全系数。

4 结语

降回压工作是油田原油生产过程中一项持之以恒、不断进行的工作。虽然目前降回压工作采取了各类措施，也取得了一定成效。但随着油井生产的变化以及滚动开发的进行，又会有高回压井产生，因此只有不断的采取降回压措施，使油井回压控制在合适压力范围，才能保障油田的长期稳产。