稠油井摻水工藝在孤島采油廠的應(yīng)用

1、稠油井摻水工藝在孤島采油廠的應(yīng)用劉強(qiáng)、王麗敏、李曉蘋（中國石化勝利油田分公司孤島采油廠，山東 東營 257231）摘要：稠油具有粘度大、流動性差、井筒輸送困難、地面輸送困難的特點(diǎn)。部分熱采井在轉(zhuǎn)周生產(chǎn)一段時間以后，由于溫度下降，會出現(xiàn)低液量、低泵效，光桿緩下等現(xiàn)象。文章分析了三種稠油摻水工藝：泵上摻水、空心桿摻水、泵下?lián)剿倪m應(yīng)性及存在問題，以及三種工藝在孤島廠的應(yīng)用情況。利用孤島油田稠油單井集油工藝現(xiàn)狀調(diào)研分析和稠油管輸室內(nèi)模擬試驗(yàn)的結(jié)果，指出了稠油摻水溫度低是影響稠油井正常生產(chǎn)的關(guān)鍵問題。通過實(shí)施摻水升溫工程，在摻水源頭聯(lián)合站新建摻水加熱爐的方式達(dá)到摻水升溫的效果。滿足各個區(qū)塊摻水管輸溫度

2、的要求，也滿足空心桿摻水工藝對摻水溫度的要求，使污水中原油雜質(zhì)粘壁性降低。提出了根據(jù)油井的生產(chǎn)狀況，采用直接從套管摻水的工藝，適用于對油井管柱中不帶封隔器的油井。解決了泵上摻水單流閥、封隔器易失效的問題；泵下?lián)剿畵剿刻髸r，底球打不開的弊端（參見sh1020 0155-2009稠油井摻水工藝技術(shù)條件)。并配套應(yīng)用摻水配水器解決了套管和地面摻水時水量的分配和計量問題。對于含水低于60%的油井，供液良好，w/o的低液稠油井，適當(dāng)配合套管加降粘劑，形成o/w型乳狀液體系，達(dá)到降粘開采的目的。主題詞：摻水 套管 升溫 應(yīng)用圖1 東區(qū)館3稠油粘溫曲線孤三油藏經(jīng)營管理區(qū)位于孤島油田東區(qū)南部，管理著孤島油

3、田的中二北、東區(qū)、ng1+2等九個開發(fā)單元,18套開發(fā)層系,包括注水區(qū)、注聚區(qū)、熱采區(qū)及高凝油區(qū)，點(diǎn)多面廣，開發(fā)條件復(fù)雜?，F(xiàn)有油井614口，開井508口，平均原油粘度為4421mp.s，單元日液31843t/d，單元日油2966t/d，綜合含水90.7%。1 摻水系統(tǒng)現(xiàn)狀分析1.1 系統(tǒng)現(xiàn)狀稠油井生產(chǎn)困難。稠油具有粘度大、流動性差、井筒輸送困難、地面輸送困難的特點(diǎn)。隨著稠油開發(fā)規(guī)模逐年加大，儲層條件越來越差，熱采井在轉(zhuǎn)周生產(chǎn)一段時間以后，由于溫度下降，原油粘度增大，出現(xiàn)低液量、低含水，光桿緩下的現(xiàn)象增多，嚴(yán)重影響了稠油井生產(chǎn)管理和稠油產(chǎn)量穩(wěn)定。摻水原則：為保證稠油井的開發(fā)，我們根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)以及

4、油壓，對于含水低于80%、日液低于20m3/d，或者油壓高于計量站壓力損失0.4mpa以上的稠油井實(shí)施摻水工藝，從油套環(huán)形空間或空心桿摻入水溶液，降低采出液的粘度，有利于開采和集輸。目前采用的摻水工藝有：泵上摻水、空心桿摻水以及泵下?lián)剿绞?。從孤島廠的摻水方式看，以地面摻水降粘伴送為主，只有少量油井采用泵下?lián)剿涂招臈U摻水，摻水均采用常溫?fù)剿?。地面摻水伴輸摻水量的確定只是一個大致的范圍，摻水量大時，油井生產(chǎn)回壓升高，影響產(chǎn)量，摻水量少時，管線堵塞。表1 2009年孤島采油廠油井摻水方式分類表單位地面摻水伴送（口）泵下?lián)剿冢┛招臈U摻水（口）孤一區(qū)59孤二區(qū)62孤三區(qū)12026孤四區(qū)19931

5、墾西區(qū)24墾利區(qū)25采油廠489571.2 井筒摻水工藝及存在問題1.2.1泵上摻水降粘見圖1，適用于中高含水稠油井井筒舉升，摻水管柱是在深井泵以上連接一個單流閥，活性水經(jīng)單流閥進(jìn)入油管在泵上與稠油混合乳化，起到降粘降阻作用。存在問題，單流閥、封隔器易失效。因此這種管柱孤島采油廠不采用。1.2.2空心桿摻水降粘見圖2，適用于稠油井舉升，空心桿摻水管柱是在油管中下入空心桿、單項(xiàng)控制系統(tǒng)與深井泵相連，下接一個篩管、絲堵、通過空心桿、單流閥、噴射管進(jìn)入油管，在泵內(nèi)稠油混合后同時流向井口，從而達(dá)到稠油降粘降阻作用。圖3 gd2-29-534生產(chǎn)曲線存在問題，由于空心桿內(nèi)徑25mm，摻水用水是聯(lián)合站沉降

6、的普通污水，摻水溫度不到30，存在兩方面局限性，一方面摻水中含水油泥、砂等雜質(zhì)，附著在空心桿內(nèi)壁上，使有效過流面積不斷減少，摻水量不斷減少，摻水壓力增大；另一方面，由于摻水溫度低，在摻水量不能保證的情況下，空心桿摻水不能發(fā)揮其預(yù)期效果。gd2-29-537井2008年6月13日開始實(shí)施空心桿摻水，2010年4月28日光桿彎曲換光桿，5月28日空心桿彎曲，作業(yè)后發(fā)現(xiàn)空心桿部分堵塞，導(dǎo)致?lián)讲贿M(jìn)水，混合液原油粘度增大（2009年3539mpa.s，2010年4520mpa.s，2011年5990mpa.s），油井負(fù)荷加重，毛辮子斷。41.2.3泵下?lián)剿嫡骋妶D4，適用于中低含水的稠油井筒舉升，泵下?lián)?/p>

7、水管柱是在深井泵以下連接一個篩管，篩管下接封隔器，要求坐封嚴(yán)密，活性水經(jīng)篩管進(jìn)入油管，在泵下與稠油一起被抽進(jìn)油管混合乳化，起到降粘降阻作用。優(yōu)點(diǎn)，摻水量大時不會污染油層。存在問題，泵下?lián)剿嫡硴剿坑嬃看嬖诶щy，不好控制；有時摻水量過大，不僅會使底球打不開，而且會影響油井產(chǎn)能，孤島采油廠沒有采用。通過以上分析，孤島采油廠根據(jù)自身特點(diǎn)，開展了稠油井摻水工藝。2 孤島采油廠稠油摻水工藝的應(yīng)用技術(shù)思路稠油摻水工藝泵上摻水、泵下?lián)剿嬖趩栴} 套管加降粘劑摻水溫度低 摻水升溫 套管摻水地面摻水 優(yōu)化摻水量2.1地面摻水優(yōu)化及效果圖5 配水器在摻水間流程圖p井口回壓q摻水量油井的生產(chǎn)變化是動態(tài)變化的過程，

8、隨油井的溫度、產(chǎn)量、回壓、含水等的變化摻水量也應(yīng)是動態(tài)變化的過程。圖6井口回壓與摻水量示意圖孤三區(qū)利用水井注水時，配水器上的水嘴通過不同的壓差實(shí)現(xiàn)分層定量注水的啟發(fā)，研制出摻水配水器，根據(jù)需要更換不同口徑的水嘴, 實(shí)現(xiàn)摻水量的衡量控制。在研究中發(fā)現(xiàn)，摻水井的摻水量與井口回壓之間有這樣一個規(guī)律：當(dāng)摻水量較小時，隨著摻水量的增加，井口回壓不斷降低（此時混合液的粘度大，對回壓的影響占主導(dǎo)因素）；當(dāng)摻水量增加到一定量時，隨著摻水量的增加，井口回壓也不斷上升（此時混合液的流量對井口回壓的影響占主導(dǎo)因素）,如示意圖6。我們根據(jù)這一規(guī)律確定井口回壓最小的這一拐點(diǎn)處的摻水量為該井的最佳摻水量，確定合理的摻計算

9、循環(huán)管線的時間填寫單井摻水優(yōu)化記錄記錄優(yōu)化前基礎(chǔ)數(shù)據(jù)摻水量的調(diào)整優(yōu)化方法： 優(yōu)化原則:井口回壓高于計量站外輸壓力不超過0.2mpa.摻水井優(yōu)化要平穩(wěn)切忌過大調(diào)整摻水量，一般調(diào)整以瞬時流量0.1m3/h為間隔回壓升依次調(diào)整減小瞬時流量0.1m3/h記錄時間記錄數(shù)據(jù)計算液體循環(huán)時間數(shù)據(jù)穩(wěn)定后錄取資料觀察井口回 壓變化調(diào)整后按上一次調(diào)大摻水量回壓降 若第一次減小摻水量，在液體循環(huán)完管線數(shù)據(jù)穩(wěn)定后錄取資料，發(fā)現(xiàn)井口回壓上升，則終止摻水量的調(diào)整。摻 水 優(yōu) 化 流 程 圖圖7 摻水優(yōu)化流程圖水井動態(tài)優(yōu)化方法和摻水優(yōu)化流程。表2 孤三區(qū)2010年與2009年摻水量對比表月份摻水井(口)日摻水量(m3/d)

10、 月累摻水量(m3) 日液 (t/d) 日油(t/d) 含水 (%)2010.12115219362228 2232.4673.369.8 2009.121213091 90359 2600.8698.5 76.0 對比-6-898 -28131 -368.4-25.2 -6.2 孤三區(qū)通過摻水優(yōu)化和摻水配水器的有機(jī)結(jié)合，摻水井與2009年同期對比減少了6口，日摻水下降了898m3/d，月?lián)剿陆盗?8131m3。2.2套管摻水工藝及效果2.2.1套管摻水管柱圖8 套管摻水示意圖見圖8，我們根據(jù)油井的生產(chǎn)狀況，采用直接從套管摻水的工藝，與之前圖3泵下?lián)剿苤鶎Ρ?，沒有了封隔器和底球，摻水可以直

11、接進(jìn)入尾管或篩管進(jìn)行降粘。解決了泵上摻水單流閥、封隔器易失效的問題，泵下?lián)剿畵剿刻髸r，底球打不開的弊端。并配套應(yīng)用摻水配水器，在泵下?lián)剿l門和套管閘門之間安裝該裝置。若地面和套管同時摻水，可通過井口配水器計算出套管摻水的量，用摻水間摻水量減去套管摻水的量就是該井的日摻水量。解決了套管摻水和地面摻水時水量的分配和計量問題,實(shí)現(xiàn)了摻水流量恒量控制，不會出現(xiàn)因摻水量過大，污染油層，導(dǎo)致油井只出水，不出油。圖10 不同直徑的陶瓷水嘴圖圖9 水嘴配水裝置各部件圖圖11 摻水配水器在套管摻水流程圖2.2.2套管摻水量優(yōu)化原則一是混合液溫度達(dá)到要求的原則，應(yīng)高于單井產(chǎn)液溫度；二是根據(jù)稠油井的日常生產(chǎn)數(shù)據(jù)

12、即綜合含水、日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、動液面以及不同油水比例的稠油混合液的粘度溫度曲線等計算摻水量，建議低含水稠油井含水摻水量達(dá)到采出液綜合含水至80%。2.2.3套管摻水應(yīng)用及效果圖12 gdgn4-13生產(chǎn)曲線我們從gdgn4-13井看，50原油粘度11980mpa.s，30原油粘度96070 mpa.s，動液面800m，該井2002.11投產(chǎn)，目前生產(chǎn)第4周期，從前三個周期生產(chǎn)情況看，井口溫度下降快，周期生產(chǎn)天數(shù)普遍短，三個周期合計天數(shù)280天，周期產(chǎn)油共1854t，三個周期均無有效降粘措施，遇負(fù)荷大，光桿緩下的情況只是加大地面常溫?fù)剿樗??？紤]到溫度對原油粘度的影響，在2010年7月在孤南4

13、新站安裝摻水加熱爐一臺，將36污水通過摻水加熱爐加熱，用氣量為320m3左右，出口溫度提高到60以上，熱污水進(jìn)入孤南4新站摻水間為gdb42-1、gdgn4x17、gdgn4-13（gngn4-11、gngn4-14未開）進(jìn)行地面或套管摻熱水。2010年8月gdgn4-13進(jìn)入第四周期，初期采取地面摻熱水伴輸，未采取井筒降粘措施，生產(chǎn)30天后溫度急劇下降，由70下降至32，產(chǎn)量下降。2010年11月地面摻水改為泵下?lián)剿嫡?，為控制好摻水量，在井口位置安裝2.0mm水嘴，日摻水不超過14方，摻水壓力由1.1mpa下降到0.9mpa，井口回壓由1.1mpa下降到0.80mpa，目前該井日液25t/

14、d，日油14t/d，混合液含水控制在70%左右，周期生產(chǎn)天數(shù)已達(dá)到314天，累計產(chǎn)油3538噸，至今仍維持高產(chǎn)。2.3套管加降粘劑工藝及效果2.3.1降粘劑選擇試驗(yàn) gdb42-1從歷年取樣情況看，轉(zhuǎn)周后原油粘度變化大，06年實(shí)施低頻電加熱未進(jìn)行轉(zhuǎn)周，原油粘度達(dá)到19628mpa.s，該井2010年5月第五周期生產(chǎn)，前四個周期天數(shù)短，周期產(chǎn)油量低，其中第四周期雖然采取了雙空心桿摻水的降粘措施，仍未取得理想效果，天數(shù)僅為107天，周期產(chǎn)油為983噸。表3 gdb42-1歷年原油粘度統(tǒng)計表取樣時間開井時間間隔（天）措施原油粘度（mpa.s）2003-11-192003-10-2426轉(zhuǎn)周，空心電加

15、熱桿169962006-5-252006-4-1243檢泵，低頻電加熱196282008-6-52008-5-315轉(zhuǎn)周51412009-7-152009-6-2916轉(zhuǎn)周91482010-10-142010-5-1166轉(zhuǎn)周，套管摻熱水、加藥98902011-5-232010-5-138740802010年7月30日在gdb42-1井進(jìn)行了調(diào)查實(shí)驗(yàn)，該井生產(chǎn)參數(shù)57*941.34*3.6*4，平均含水78.8%，套壓0mpa，回壓0.56mpa，動液面151米。取樣中沒有游離水，油包水，攪拌困難。將取得的油樣四等分，分別加入同體積的水、降粘劑（兌水后），對比效果如下：表4 降粘劑類型表序號名

16、稱型號類型生產(chǎn)廠家兌水量1稠油改良劑sy-168水溶性勝利油田凱渡石油1：102聚十八胺基乙酸脂nat-61油溶性東營華銳石油1：103“納米”稠油增油劑nm-10油溶性1：20a.加入水的效果油樣直接加入水，原油粘性增大，攪拌費(fèi)力，油粘在容器壁上。b.加入sy-168水溶性降粘劑的效果油樣攪拌輕松，油水溶合在一起，分不出油和水，形成大塊的油顆粒，底部水不清。c.加入nat-61降粘劑的效果油樣攪拌輕松，油懸浮在降粘劑上面，油水分層，底部水清，油分散成棉絮狀的大顆粒，挑起原油拉絲。d.加入nm-10油溶性降粘劑的效果油樣攪拌輕松，原油分散成小顆粒，挑起原油不拉絲。靜置3分鐘后，原油重新凝結(jié)在一

17、期，形成油水分層。圖16 gdb42-1加入降粘劑對比效果結(jié)論：對于高粘度稠油井，油包水現(xiàn)象嚴(yán)重，如果不加入藥劑，油井生產(chǎn)困難，使用nm-10油溶性降粘劑的效果最好。2.3.2套管加降粘劑選井原則合理篩選降粘井：一是含水低于60%的油井，有一定供液能力較好的油井，沉沒度良好，功圖油稠；二是生產(chǎn)連續(xù)，具備一定的產(chǎn)能即日油2.5t/d以上；三是井口回壓大于1mpa，需套管摻水井優(yōu)先考慮；四是光桿緩下的油井。藥劑量的確定：根據(jù)原油粘度的不同，加入藥劑量為產(chǎn)液量的5-10藥劑。2.3.3套管加降粘應(yīng)用及效果圖17 gdb42-1生產(chǎn)曲線2010年9月油稠?xiàng)U不下，生產(chǎn)困難，對gdb42-1通過摻水加熱爐

18、將摻水加熱，進(jìn)行套管摻水，并在井口位置安裝2.4mm水嘴，日摻水不超過20方。同時向套管加注nm-10“納米”稠油增油劑20升，進(jìn)行井筒降粘。目前該井日液34t/d，日油12t/d，混合液含水控制在85%，原油粘度下降至4080mp.s，周期生產(chǎn)天數(shù)已達(dá)到386天，累計產(chǎn)油4211噸，至今仍正常生產(chǎn)。結(jié)論：通過套管摻熱水及輔助加藥工藝在特稠油區(qū)塊的成功應(yīng)用，孤三區(qū)加大了應(yīng)用范圍，2011年實(shí)施稠油井地面伴輸改泵下?lián)剿?5口，其中輔助加藥劑5口。圖18 gd2-28-537生產(chǎn)曲線gd2-28-537井位為中二北館3-4注聚單元，2010年9月作業(yè)后一直低液生產(chǎn)，原油粘度6190mp.s，動液面

19、320m，日液15t/d，含水60%，符合加藥原則，2010.11.6先實(shí)施套管加藥，地面摻水升溫伴輸，在2011年3月出現(xiàn)了產(chǎn)量回升期，但時間很短，僅維持了30天，整體效果不明顯，5月6日實(shí)施套管摻水配合套管加藥，初期摻水量不好控制，摻水量30方，使日液上升了一倍，日油沒有增加，含水上升了30%，5月11日安裝摻水配水器，控制套管摻水量，將參數(shù)上調(diào)至4次后，增加井底液流動性，日液增加到17t/d，日油增加到10t/d，混合液含水控制在75%，混合液原油粘度降至2290mp.s。2.4摻水升溫在gdgn4-13、gdb42-1實(shí)施的單井摻水升溫工作，為解決稠油井受粘度困擾提供了一個途徑。為此2

20、010年孤島油田進(jìn)行了稠油單井集油工藝現(xiàn)狀調(diào)研分析和稠油管輸室內(nèi)模擬試驗(yàn)，指出了稠油摻水溫度低是影響稠油井正常生產(chǎn)的關(guān)鍵問題。2.4.1油樣實(shí)驗(yàn)分析對孤北1-38和孤南4-13進(jìn)行了油樣管壁粘附性實(shí)驗(yàn)、管道停輸再啟動實(shí)驗(yàn)、測試不同含水混輸液粘溫曲線等實(shí)驗(yàn)。表5 取樣原油物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計表取樣點(diǎn)密度kg/m3凝點(diǎn)粘度mpa.s蠟含量膠質(zhì)含量瀝青質(zhì)含量2030 50 %孤北1-38991.10115700191707.7274.59.03孤南4-13979.1196070119807.2353.899.05從表中看出取樣原油特點(diǎn)是膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量高，原油密度大，粘度高，低溫流動性差。通過油樣管壁粘附性

21、實(shí)驗(yàn)認(rèn)識到：低溫下稠油管輸混合液中原油會不斷在管壁上粘附，這是導(dǎo)致冬季部分稠油井管線堵塞的主要原因。必須提高管輸液的溫度。通過管道停輸再啟動實(shí)驗(yàn)認(rèn)識到：低溫低含水條件下，稠油管輸短暫停輸將會導(dǎo)致難以啟動，只有升高管輸液溫度同時增加管輸液含水才能順利啟動。這反映出冬季稠油井短時間停產(chǎn)導(dǎo)致管輸回壓急劇升高，長時間停產(chǎn)難以恢復(fù)的現(xiàn)象。必須通過摻水提高管輸液的含水，同時摻水升高溫度。根據(jù)摻水升溫需求實(shí)施孤島稠油摻水升溫改造工程。圖19 孤北1-38原油粘溫實(shí)驗(yàn)曲線從孤北1-38原油粘溫曲線表明：70-55，原油粘度隨溫度降低增長幅度較?。?5-38，原油粘度有較大幅度的增長，粘溫曲線變陡；38-30，

22、原油粘度已經(jīng)超過104mpa.s，流動性很低，表現(xiàn)出原油粘壁的現(xiàn)象。溫度30，粘度值僅有10mpa.s，出現(xiàn)這樣低的粘度值，表明原油已經(jīng)基本失去流動性，大部分粘附在流變儀測量器具的內(nèi)筒和外筒壁上，基本是水的流動表現(xiàn)。敏感變化區(qū)間敏感變化區(qū)間圖19 孤南4-13原油粘溫實(shí)驗(yàn)曲線從孤南4-13原油粘溫曲線表明：孤南4-13原油粘壁性更強(qiáng)，管輸溫度應(yīng)高于60，摻水量達(dá)到90%的原油在溫度是50時即在管壁發(fā)生粘附，因此對于原油成分類似孤南4-13油樣時應(yīng)避免過渡摻水。通過原油粘穩(wěn)實(shí)驗(yàn)曲線認(rèn)識到：不同區(qū)塊油品性質(zhì)不同，要求的管輸溫度不同，摻水還要有量的控制。2.4.2摻水溫度優(yōu)化原則對于油田邊部孤北1、

23、渤76區(qū)塊稠油粘度大，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量大的油品，管輸溫度大于50。孤南4區(qū)塊稠油管輸溫度應(yīng)在60為最佳。對于油田內(nèi)部中二北、東區(qū)等區(qū)塊稠油粘度相對較小，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量少的油品，管輸溫度保持40以上，達(dá)到夏季地面管輸相同溫度條件。2.4.3摻水升溫實(shí)施效果2.4.3.1聯(lián)合站摻水升溫改造從摻水管輸模擬試驗(yàn)得到的認(rèn)識，有利說明了稠油摻水升溫的必要性。因此采油廠利用已建的低壓摻水系統(tǒng)有利的地面條件下設(shè)計實(shí)施低壓摻水升溫工程，通過在摻水源頭新建摻水加熱爐的方式達(dá)到摻水升溫的效果。分別在孤三聯(lián)、孤六聯(lián)、孤五聯(lián)、南區(qū)東泵站、孤北1注汽站內(nèi)建設(shè)摻水加熱爐，滿足區(qū)塊摻水管輸溫度的要求，也滿足空心桿摻水工藝對摻水

24、溫度的要求,使污水中原油雜質(zhì)粘壁性降低。2.4.3.2摻水升溫技術(shù)的效果摻水未升溫前因管輸液溫度低，原油粘壁性表現(xiàn)明顯，造成冬季油井回壓升高，管網(wǎng)凍堵現(xiàn)象頻發(fā)，對冬季稠油井產(chǎn)量和采油時率均造成較大影響。2010年12月實(shí)現(xiàn)摻水升溫后，受益單井平均摻水溫度提高8 10 ，冬季單井摻水壓力與11月份摻水升溫前對比降低0.11mpa，采油時率增加0.3%，采油廠稠油生產(chǎn)保持平穩(wěn)。表6 摻水溫度變化情況對比表起點(diǎn)中間點(diǎn)終點(diǎn)監(jiān)測地點(diǎn)流量(m3/h)升溫前溫度()升溫后溫度()地點(diǎn)流量(m3/h)升溫前溫度()升溫后溫度()地點(diǎn)流量(m3/h)升溫前溫度()升溫后溫度()孤三聯(lián)16004055孤三12#4503942孤三13#1252938孤六聯(lián)20004052東南熱采2#654045熱采1#863443孤五聯(lián)17004055南2-8-1523753渤76-61503347南區(qū)東泵站12003242