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常见问题解答稠油热采知识1、 稠油的分类 类型：普通稠油、特稠油、超稠油普通稠油：原油粘度50—10000mpa.s，比重>0.92；特稠油：原油粘度10000—50000mpa.s， 比重>0.95；超稠油：原油粘度>50000mpa.s，比重>0.982、 稠油的开采方式是什么？稠油开采方法较多，大体上可以分为：降压开采（常规天然能量，出砂冷采），热力驱（包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火烧油层），化学驱（包括聚合物驱、碱水驱、表面活性剂驱），气驱（包括二氧化碳驱、烟道气驱、干气驱、湿气驱）3、 稠油的一般特性是什么？ ①稠油中的胶质与沥青含量高，轻质馏分少；②稠油的粘度对温度非常敏感，随温度增加，粘度急剧下降；③稠油中的硫、氧、氮等杂原子含量较多；④稠油中含较多的稀有金属如镍(Ni)与钒(V)；⑤稠油中的石蜡含量一般较低；⑥同一稠油油藏，原油性质在垂向油层的不同井段及平面上各井之间常常有很大的差别，在同一油田或油区，原油性质相差更大4、 衡量热采周期吞吐效果的主要指标4.4.1 油汽比 ：采油量与注汽量之比；周期油汽比 ：周期累积采油量与周期注汽量之比；年油汽比：年采油量与年注汽量之比；累积油汽比：累积采油量与累积注汽量之比； 经济油汽比一般要求大于0.3。

4.4.2 采注比：采出体积与注入体积之比周期采注比、累积采注比、年采注比4.4.3 回采水率：采出水体积与注入体积之比（%），主要是减少地下层水4.4.4 采收率：采出原油产量与地质储量之比4.4.5 阶段采收率：阶段原油产量与地质储量之比5、 蒸汽吞吐概念蒸汽吞吐，也叫蒸汽激励、循环注蒸汽它是先将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，接着关井几天，进行焖井，加热油层中的原油，然后开井生产，整个过程是在同一口井中进行的当瞬时采油量降低到一定水平后，进行下一轮的注汽、采油，如此反复，周期循环，直至增产油量经济无效或转变为其他开采方式为止6、 蒸汽吞吐机理利用注入蒸汽的热加热井底附近的油层和原油，使油的粘度降低，从而在油藏天然能量驱动下流入井筒7、 蒸汽驱技术概念蒸汽驱：是指按优选的开发系统 ¾ 开发层系、井网、井距、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式当瞬时油汽比达到经济界限时，蒸汽驱结束或转变为其他开采方式8、 蒸汽驱的采油机理蒸汽驱过程中，有多种机理在不同程度的起作用，蒸汽驱的驱油效率比较高，一般在80-90％，由于蒸汽前沿的稳定性比水要好，所以在非均质油层中的波及效率比水要大的多，因此，蒸汽驱的最终采收率一般可达50-60％。

现场常见故障1、 采油井井口温度升高或降低的诊断与处理采油井井口温度是采油工必须取准的一项资料，油井井口出油温度是油田集输工艺中的重要参数之一，反映油井采出介质温度动态变化，同时也为单井正常平稳生产、防止堵线事故发生提供依据通常情况下，在油井正常生产中，井口温度应该保持相对稳定，当热采井放喷转抽生产、受汽窜干扰、地面管线配热参数变化（常采掺水参数的变化）、环境温度及保温情况的变化等因素，都会造成单井温度的升高或降低岗位职工应加强巡回检查，资料录取，预防汽窜井喷、管线穿孔及管线堵塞等生产事故的发生岗位职工应对比井口温度变化趋势，对于温度变化超过±5℃时，应重点关注并进行相应诊断处理1.1 对于采油井井口温度突然升高的诊断与处理对于热采井转抽后，正常温度应保持到100℃以下，才能保证盘根不失效，产出液能安全输送第一步：检查温度计是否正常；第二步：检查单井配热是否正常；单井是否采取配热及配热温度控制，应执行采油队相关生产运行管理规定；第三步：对温度上升趋势较快的油井，应及时汇报，并加强巡回检查，防止因管线温度变化过快，造成管线伸缩引起的穿孔事故发生；2、 对于采油井井口温度突然降低的诊断与处理第一步:检查单井配热量是否足够，配热管线是否畅通，配热温度是否达到采油工艺和制度要求。

第二步:当温度下降且回压呈升高趋势时，应重点预防管线堵线事故的发生，并及时向值班干部或站长汇报，采取调整配热量、扫线等措施，直至油井恢复正常生产3、 采油井量油无液量显示的原因分析及处理油井产量是对采油井工作状况最直接的反映，量油操作是采油工应知应 会必备技能3.1量油无液量显示的原因一是计量器具（分离器或计量罐）原因；二是单井集输工艺（管线或流程）原因；三是井下管柱原因；四是油层供液原因3.2 处理方法第一步 检查计量器具：检查气平衡阀门是否打开（观察计量分离器的压力是否高于干线压力），然后判断玻璃管上下引线是否堵塞，按照量油操作对分离器进行灌水（加底水）操作，玻璃管液位能正常上升，说明上下引线正常若玻璃管液位不上升，说明上下引线堵塞，必须对分离器上下引线进行解堵对于磁翻板液位计要检查浮筒是否完好和浮筒室是否进油翻斗量油器具要用掺水实验翻斗的动作次数第二步 检查地面流程：通过录取井口回压、温度，判断生产管线是否畅通；若管线畅通要及时巡线判断有无穿孔发生，如有穿孔及时汇报第三步 检查油井管柱：如果管线正常，班站人员必须到井口碰泵和蹩压，查看油井产状情况；（参见井下故障判断）及时向值班干部或技术员汇报油井情况。

4、 计量站外输汇管压力突然上升或下降的故障分析及处理计量站外输汇管压力是反映原油集输系统是否正常的重要生产参数，汇管压力变化一般受以下几个方面影响，一是集油站系统压力变化影响，二是气井生产、洗井、扫线、开井数变化或单井穿孔等单井液量变化影响，三是汇管闸门法兰垫子刺漏、外输干线发生穿孔或者堵线时影响在判断压力异常时，首先考虑本站产液量的变化，压力是否在其波动范围之内，其次考虑流程工艺原因引起变化若出现偏离正常运行参数1/3以上应立即汇报4.1 计量站外输汇管压力突然上升故障分析及处理汇管压力突然上升时，两个原因引起，一是来液量突然增大(例如单井的清蜡、洗井、放喷等)，此时应和施工人员协调或调整放喷井参数，防止压力猛增造成单井或汇管管线穿孔；二是集油站出现工艺故障，此时应及时汇报队部，防止造成汇管穿孔4.2 计量站外输汇管压力突然下降故障分析及处理汇管压力突然下降时，一是汇管管线穿孔，此时应立即巡线，检查管线是否穿孔，若发现穿孔要立即汇报并采取相应的措施二是集油系统压力下降，发现下降后应立即汇报，验证两端压力是否正常5、 计量站掺水汇管压力突然上升或下降的故障分析及处理计量站掺水汇管压力是反映原油配热系统是否正常的重要工艺参数，掺水汇管压力高低取决于两个方面，一是集油站掺水系统压力变化影响计量站掺水汇管压力参数变化，二是单井配热量变化引发站内掺水汇管压力参数变化。

5.1 计量站掺水汇管压力突然上升故障分析及处理汇管压力突然上升时，两个原因引起，一是来液量突然增大(例如集油站增加流量、其他站停用掺水等)，此时应汇报，防止压力猛增造成单井掺水管线或掺水总管线穿孔二是站内用水量减少或出现工艺故障，此时应及时汇报队部，防止造成穿孔5.2 计量站掺水汇管压力突然下降故障分析及处理掺水汇管压力突然下降时，一是掺水汇管干线穿孔，此时应立即巡线，检查管线是否穿孔，若发现穿孔要立即汇报并采取相应的措施二是集油站供水压力下降，发现下降后应立即汇报，验证两端压力是否正常6、 采油井洗井不通的原因分析与处理（正洗与反洗）采油井洗井的目的：一是验证泵及管柱是否正常；二是对井筒、油管及泵进行清洗、解卡；三是验证是否砂埋全部生产油层洗井不通是指在流程及工艺正确的情况下，洗井泵车正常工作时，泵车流量小且压力逐步上升，地面无液体返出的现象6.1 反洗井不通的原因分析与处理在反洗井时，泵车压力逐步上升，排量小，则砂埋管柱需作业解堵6.2 正洗井不通的原因分析与处理在正洗井时（针对抽稠泵），泵车压力逐步上升，排量小，且套管无返出液，排除封上采下井一是杆或活塞脱；二是油管沉砂或砂埋管柱；需作业维护。

7、 采油井清蜡后产液量下降的原因分析及处理采油过程中,油管内原油粘度随油温下降而升高,当油温降到一定值后出现结蜡现象，造成油管内结蜡，油管内有效容积变小，产出液的通过能力下降，引起产液量下降，严重时造成从泵到油管上部都有结蜡现象，进而发生蜡卡清蜡施工是对采油井进行的日常维护措施之一，目的是解除油井结蜡对产量的影响在清蜡施工过程，油井的出口温度变化经历三个过程，即：上升、下降、上升压力经过两个过程，即：先上升再下降7.1 产液量下降原因当清蜡后油井产状未恢复正常时，主要是井筒内蜡未溶解完全或蜡未完全排出，影响了井筒的有效容积，降低了原油的通过能力，致使油井产液量下降7.2 处理方法：第一步：预防措施，在清蜡施工中必须严格按照操作规程操作，进泵热源达到95℃，油井出口温度整个过程不低于70℃，排量要求从小到大，即：初期加热阶段每小时排量8 m3，融蜡阶段每小时排量8 m3，提升排蜡阶段每小时15 m3第二步：补救措施,清蜡后产状下降，结合示功图和动液面，若发现结蜡影响，应返工处理第三步：返工仍无效，则需作业落实原因8、 采油井产液量突然上升和下降的原因分析及处理采油井液量的变化反映油井生产情况的变化，是采油工必须取准的一项资料，为油井正常生产提供依据。

通常情况下，在油井正常生产中，液量相对稳定，当热采井放喷转抽生产、井下故障、地层供液等因素，都会引起单井液量突然上升和下降岗位职工应按照标准操作进行量油，对比油井口液量变化趋势，对于液量变化超过±5％的井，应重点关注并进行相应诊断处理8.1 采油井产液量突然上升的诊断与处理第一步：检查单井量油流程是否正确；第二步：检查单井掺水闸门是否在量油时关闭；第三步：检查单井温度、回压是否正常，如果发生汽窜应及时汇报值班干部，进行停井，并采取防喷措施；第四步：对于无法判断具体原因的井，应及时汇报值班干部，结合工程、地质等资料进行综合分析；8.2 采油井产液量突然下降的诊断与处理第一步：检查单井量油流程是否正确；第二步：检查单井温度、回压是否正常； 第三步：按照憋压操作规程对单井进行憋压，检查泵况是否正常；第四步：检查单井井口到计量站管线是否正常； 第五步：对于无法判断具体原因的井，应及时汇报值班干部，结合工程、地质等资料进行综合分析；9、 采油井口取不出样的诊断与处理采油井井口取样是采油工必须掌握的一项技能，样品反映油井采出液情况，含水变化情况，及CL－浓度变化情况，为单井正常平稳生产提供地质依据。

通常情况下，在油井正常生产中，油井是可以取到样的，当采油井井下故障、地层变化、取样阀冻堵等因素，都会造成单井取不出样岗位职工应按照标准录取井口油样，对于取不出样的井应重点关注，并进行相应诊断处理第一步：检查井口取样闸门、管线是否正常；第二步：检查单井温度、回压是否正常；第三步：对于降回压生产的井，应检查干线压力是否过低； 第四步：按照憋压操作规程对单井进行憋压，检查泵况是否正常；第五步：对于无法判断具体原因的井，应及时汇报值班干部，结合工程、地质、测试等资料进行综合分析；10、 采油井井口回压突然升高或降低的原因分析与处理采油井井口回压是采油工必须取准的一项资料，反映井口到计量间压力情况，同时也为单井平稳生产、防止堵线事故发生提供依据通常情况下，在油井正常生产中，井口回压应该保持相对稳定，当热采井放喷转抽生产、受汽窜干扰、地面管线配热参数变化（常采掺水参数的变化）等因素，都会造成单井回压突然升高或降低岗位职工应加强巡回检查，资料录取，。