单管通球井生产困难及解决办法探讨

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1、单管通球井生产困难及解决办法探讨【摘要】本文针对采油112队09年8月投产的65口新井，采用的是单管投球集输工艺，09年冬季生产以来暴露出了一些问题，主要是油压高和单管管线冻堵问题，给单管井的生产带来了很大困难，为了解决这些问题，我们对全队的单井通球集输井进行了摸索，针对油压高的单管井进行了加密通球实验和定期通地面管线，统计不同产液、不同含水、不同集输半径通球前后的油压变化规律，进行有针对性的实验，摸索出不同类型单管井的通球周期及通地面管线周期。【关键词】单管井；通球；油压；周期；地面管线1、引言采油六厂一矿112队2009年5月至10

2、月南中东一区上返投产新井90口，其中有65口井采用的是无掺水单管通球集输工艺，这65口单井在09年的冬季生产以来暴露出了很多问题，主要是部分单井油压高，最高油压达到3.8MPa，频繁出现管线冻堵现象，螺杆泵井检泵率高，给生产管理带来了很大的难度，之后我们为了解决这一问题采取了搭接掺水管线和回油管线的措施，解决了部分问题，现有单管井24口，单井油压高，管线冻堵的问题任然存在，为了解决这些问题，我们开展了一系列有针对性的工作，在单管通球井的规律上取得了一些经验。52、针对油压高井所做的工作2.1油压高井的数据分析针对油压高这一情况，我们曾经

3、按照油压、回油温度、含水对全队65口单管井的生产数据进行了统计分析：其中油压≥1.5Mpa13口，0.8-1.5Mpa37口，<0.8Mpa15口；回油温度≥27℃33口，27～15℃25口，<15℃7口；含水≥90%38口，80-90%17口，<80%10口。根据分级表可以看出油压大于1.5MPa的单管井有13口，而含水低于80%的单管井有10口，针对13口油压高的单管井我们进行了更深入的分析。13口油压高的单管井，8-AS3113、8-AS3103、11-PS3131、10-PS3121、7-PS3011、8-PS2913、9-PS

4、2903、8-AS3131、10-PS3123、11-PS3134含水小于80%，而且这10口井中8-AS3113、8-AS3103、11-PS3131、10-PS3121、8-PS2913、9-PS2903、8-AS3131、10-PS3123、11-PS3134管线长度在500米以上。通过以上数据可以看出，影响单井油压的主要原因在于含水低和管线长度。2.2油压高井的应对措施新井投产以来，我队对油压高井进行了通球实验，并取得了良好的效果，但是2012年我队24口单管井仍然暴露处油压高的问题，以下是2012年我们所做通球实验数据：5为了

5、能够较好的掌握含水对通球前后油压变化的影响，我们选取了不同含水、管线长度的3口井进行了通球实验，实验数据如下：L11-PS3134，含水78.7%，管线长度760m，投球前油压3.8Mpa，投球时间分别是8：00、9：00、10：00、11：00、14：00，投球后油压分别是3.9Mpa、3.95Mpa、4Mpa、0.8Mpa、0.8Mpa，回油温度分别是21℃、21℃、20℃、20℃、21℃。L10-PS3123，含水22%，管线长度750m，投球前油压3.2Mpa，投球时间分别是8：00、9：00、10：00、11：00、14：00

6、，投球后油压分别是3.9Mpa、4Mpa、4.1Mpa、2.9Mpa、2.8Mpa，回油温度分别是17℃、17℃、17℃、18℃、18℃。L8-PS3101，含水98%，管线长度315m，投球前油压0.48Mpa，投球时间分别是8：00、9：00、10：00、11：00、14：00，投球后油压分别是0.5Mpa、0.5Mpa、0.45Mpa、0.4Mpa、0.4Mpa，回油温度分别是18℃、18℃、18℃、18℃、18℃。5根据实验数据可以看出，含水高于90%、管线长度在500米以内的单管井通球前后油压变化不大，而含水在80―90%的单

7、管井管线长度在500米以上的单管井通球后油压大幅度上升，在球到达计量间后压力呈逐渐下降趋势，但是根据含水的高低和管线长度的不同，球到达计量间的时间又有所不同，单井在1小时内都可达到计量间，因此我们得出结论，含水大于90%管线在500米以内的单管井可以采取每2天通球1次的通球周期，但是管线大于500米的单管井考虑冬季采出液在管线内滞留时间长，温损大，冬季必须每天通球一次，而含水在80―90%的单管井管线长度在500米以上的每天通球1次就可保证生产。而正常生产油压在3MPa以上的单管井，含水基本都在80%以下，通球后油压呈大幅度上升趋势，整

8、个通球过程中油压在最后下降的幅度只在1MPa以内，无法保证油井的正常生产，因此得出结论，含水在80%以下，管线长度在500米以上的单管井不适合采用单管通球集输工艺，建议采用加热器和通球两种工艺相结合的生产方