稠油井举升工艺配套技术应用研究.pdf

稠油井举升工艺配套技术应用研究摘 要滨南稠油自1984年开发以来，分为试采、初期上产、产量递减、产量回升和产量稳定五个阶段在对稠油机采举升方面，国内外进行了很多研究，包括抽油泵、抽油杆及井筒方面等，在试验区都收到了很好的效果针对区块稠油特点，先后也采取了多种举升工艺技术，但各种技术在该块的应用情况如何，适用情况如何，不同井况的井应实施怎样的工艺，都有必要加以对比研究，以找到合理开发方案，来更好指导管理区生产工作关键词：稠油井；举升工艺；适用性；应用比较1概况滨南稠油包括单家寺稠油和王庄稠油，探明含油面积43.85km2，地质储量12455.61×104t，动用含油面积41.27km2，地质储量10725.96×104t，采收率22.3%采油厂稠油储量占全厂储量的四分之一，但产量在40%以上滨南稠油自1984年开发以来，分为试采、初期上产、产量递减、产量回升和产量稳定五个阶段1991年产量达到峰值后受强边底水影响，含水上升，降至1999年的32.8万吨之后加大超稠油、薄层稠油、敏感性稠油的开发动用，产量逐年攀升在对稠油机采举升方面，国内外进行了很多研究，在抽油泵方面分为有杆泵、电潜泵、螺杆泵、水力喷射泵、混水节能抽稠油泵以及双流道泵等，井筒方面分为各种掺水工艺（如泵上掺水、泵下掺水、双泵掺水、空心杆掺水等）和加热工艺（如电热杆、电热管、空心杆密闭循环等），地面上，主要为地面掺水。

针对稠油特点，先后采取了多种举升工艺技术，如空心杆掺水，泵上掺水，双泵掺水，电热杆，空心杆密闭循环等，这些工艺在设计上都比较合理，但在实际应用中，由于各井原油特点不同、井况不同，相同工艺在不同井上的使用情况也同，同一种工艺在这口井上应用很好，但在另一口井上却完全不适用，一口井怎样才能找到适合该井的工艺技术，提高采油时率，对于稠油生产是很重要的内容，因此对各种工艺的适应性进行分析是非常有必要的2举升工艺特点与适应性比较目前区块稠油井筒举升工艺主要采用电加热、空心杆掺水、泵上掺水、空心杆密闭循环系统四种工艺，就目前生产情况而言，几种工艺在该区块的应用都比较成功，但也存在着缺点，现就几种工艺做以下简单评价：2.1电加热工艺(1)工艺原理：电加热工艺分为泵上加热和过泵加热对原油可流至井筒的油井一般采取普通分体式电加热泵上原油，空心杆内下入电缆，通过末端铜棒和空心杆底部变径接头接触形成回路，以连续送电的方式将交流电流送至抽油杆末端，通过集肤效应和热传导作用，加热空心杆体，提高原油温度，达到加热降粘的作用，同时可以有效防止结蜡对于原油流动性差不能流到井底的油井，采用过泵加热的方式，降管式整筒泵改进为空心环流泵，抽油杆穿过泵体，对泵上下及泵体周围加热，降低粘度，提高泵效。

目前区块主要采用的都是泵上加热[1](2)优缺点分析：优点：比较稳定产液含水低，利用集肤效应直接对稠油加热，全井加热，热效率高，加热速度快，加热1-2小时，可以开井应用广泛，适应性强，一般故障排除快，便于管理缺点：采用普通变压器，直输送电，三相不平衡，大规模应用对电网有损害，检泵较复杂，单井用电量较大3)效果统计：目前电加热装置工艺井平均日液18.2t/d，日油7.9t/d，含水56.6%，日耗电1058kwh/d4)工艺适应性分析1）电加热杆工艺特点是操作简单，效果明显，对于本区块稠油也是比较适宜的方法之一；2）电加热时，由于集肤效应作用电流只是沿着抽油杆内壁传导电流，外壁无电流，也无电磁场作用，安全性高；3）电热抽油杆的交流阻抗远大于导线的电阻因此电热抽油杆为主要发热体,可迅速有效地加热抽油杆外的原油,而导线不会过热，热效率高；4）突出问题是耗电量和热功率较大会导致电缆在三通以及抽油机横梁处断裂；5）电热杆密封圈在高温和高压作用下老化严重，加上杆上负荷大和应力来回变化，电热杆容易疲劳断裂导致杆内进油，出现电路故障，直至报废；6）施工时必须通过专用电缆绞车起下电缆一定程度上影响采油时率；7）对于原油粘度过大的稠油井，如粘度大于10000mPa.s(50℃)必须进行地层预处理，并解决地面回压问题，否则会造成电热杆负荷过重导致作业不成功；8）需要及时维护电热杆控制柜的各电器部件；9）下电热杆开井后，尽量低冲次开井，待原油流动性加强后再逐次增加参数，避免出现电缆线缠井口,光杆被顶弯等事故；10）加强开井后的管理，随着原油流动性增强，地层出液能力会发生变化，抽油机负荷随之改变，出现上行慢，下行快、电机反转等情况，必须尽快组织调平衡工作，避免电流互变造成地面事故。

2.2空心杆泵上掺水工艺(1)作用机理：掺水通过管线输送至计量站，经计量站加热炉加温至70℃左右，再回流到单井加热后掺水或加降粘剂混合后热流体，经井口高压软管、三通进入空心杆后经单流阀、筛管进入油管，与泵内原油充分混合后，形成新的水包油乳化液，井口测温后温度可达50℃左右，既可以有效起到降粘增效的作用，又可以解决地面管线回压高难以进干的问题工艺流程由两个部分组成：地面装置和井下掺水（药）装置地面装置包括高效加热炉、高压软管、井口三通井下装置包括单流阀（带筛管）[2](2)掺水管柱通过空心杆在泵上装有与空心杆连接在一起的筛管、单流阀掺入的热流体在一定的压力下经空心杆、单流阀、筛管进入油管内，地层液与掺入液在泵上混合，从油管内排出地面进入计量站管柱如下图1所示：图1 掺水管柱示意图(3)技术特点1）充分考虑油管内液柱压力、井底流压等因素，利用活塞上部的单向控制系统控制掺水单向流动，避免泵筒原油回流到空心杆；2）油管内掺入热水通过空心杆后，在单向控制系统的作用下直接流至泵活塞上部，不会进入地层造成近井周围油层污染，降低渗透性，对掺水水质的要求和过滤性要求可以适当降低；3）成本较低，工艺操作简单，设备材料使用少，只要周围有水源加装单向控制系统，地面流程小幅改动就可以实施；4）油水混合相对均匀，降粘效果好。

掺水在单向控制系统作用下，可以直达泵筒随着活塞往复运动，油水混合由静态混合变为动态混合，混合充分，混合点不断变化，可以形成油包水状态，只需要少量的掺水，可以实现有效降粘，并降低掺水设备负荷5）泵上掺水工艺可以和其它工艺结合应用泵上掺水工艺可以掺入降粘剂或其它化学药剂，更好的解决稠油开采以及外输中的生产问题(4)工艺适应性评价1）与电热杆相比，该工艺投资少费用低；2）现场经验证明：空心杆掺水工艺受原油粘度、注汽量、掺水压力以及加热温度等因素影响较大，对原油粘度>8000mPa.s、注汽差及掺水条件达不到的油井，不建议采用该工艺3）对于目前由于掺水压力低不能上调参数油井，采用提高掺水温度或掺入一定量的降粘剂降低混合物粘度进行生产，提高油井产液量4）水质差，空心杆结垢严重由于所掺水为油田净化水，杂质较多，且离子含量高，加上空心杆本身中空空间较小，杂质很容易在空心杆接箍处聚集，堵塞空心杆，使掺水量下降，掺水压力升高，从而管线穿孔频发，加重驴头的负荷，极易发生杆断的情况，都影响了采油时率，所以空心杆掺水工艺逐渐由泵上掺水和地面掺水取代2.3泵上掺水(1)工艺原理：掺热水降粘伴输工艺自试验以来，由于结构简单，投入小，施工难度小使用普遍。

掺水加热伴送输油工艺有三种：一是地面掺水，在采油树生产闸门出口加装掺水流程和加热炉，主要作用是加热掺水降低地面管线回压；二是泵下掺热水降粘伴输工艺作用机理是从套管掺热水到井底加热降粘，因掺入水难以在短期与井筒产出液混合充分，造成油水分离，掺入水流动速度快，泵筒内抽出液体以掺水为主，此外掺水多从水井提供，受到注水站干压影响，压力波动掺水波动，导致掺水量难以控制，给计量管理带来困难，投入产出比低三是泵上掺热水降粘伴输工艺，目前是区块稠油开采常见工艺，得到广泛应用，收到明显效果井下采油管柱由油管、筛管、Y211—150型封隔器、泵组成即在普通稠油井管柱泵上加装封隔器，封隔器上10米左右加装筛管，使得油套环形空间与泵上油管连通，掺水从油井套管进入，经套管、筛管进入泵上油管内（如图2）2)应用效果自实施泵上掺水以来，根据原油粘度、拐点温度，优化出掺水站、计量站、单井三级最佳掺水出口温度和单井最佳掺水量，取得了较好的效果，开井率达到明显提高，光杆缓下、断杆、堵井事故明显减少，断杆躺井率有所下降3)泵上掺水适应性评价1）掺水温度必须不低于粘温曲线拐点值，避免温度过低，造成粘度突变（掺入水加热更好）2）原油粘度一般为2000-10000mPa·s，对常规稠油井低含水阶段也可应用。

3）稠油油藏开采早、中期油井供液较好时适应性较好4）与其它举升工艺技术比较，具有不污染地层，不影响泵效，投入低，产出高，占井周期短，生产过程稳定的特点，有效实现井筒降粘、稠油井常规开采目的，该工艺应用比例和规模正不断扩大5）选井过程中应充分考虑水井注入状况、地层供液能力，必须本井生产历史、生产动态与周围油井的能量状况相结合，保证地层有一定的供液能力2.4空心杆密闭循环系统(1)工艺原理：空心杆密闭循环是在空心杆内下入软管，热水从水罐流出经加热炉加热，再通过离心泵打入软管，到筛管处流入软管与空心杆环形空间，对空心杆进行加热，到井口后再流入水罐，如此由水罐、加热炉、软管、空心杆组成一个密闭的循环系统，水在期间不断的经加热炉加热，后在空心杆中冷却，以此达到为空心杆加热的目的2)现场使用情况分析：从使用情况来看，该井采用该工艺后，生产情况不太理想，主要原因是该区稠油原油反相乳化现象特别严重由于产出液形成W/O型的乳状液，增大了原油粘度，而且由于循环液从井口流入，热交换从井口开始，到井底结束，经过整个井筒的热交换后，到井底热量基本损失，所以不能很好的为新采出液加热，起不到降粘的效果，导致流动性变差，油井见油后，光杆下行缓慢，油井无法正常生产，给开采带来许多困难。

3)密闭循环系统适应性评价1）采用软化水有效解决空心杆堵塞结垢，水温可以达到90℃以上，明显高于前面几种加热工艺2）环空体积太小限制了单位过水量，交换热能有限，如果油井粘度过大，无法达到正常要求3）本工艺配合其它工艺使用，可以考虑套管内掺水或加降粘剂，降低原油的流动粘度，改善生产状况；4）从选井上加以考虑，主要选低液量、高含水（粘度低）的稠油井配合该工艺使用5）从流体选择上加以考虑，循环液体可以选用高热焓，低粘度的液体（如煤油，轻质汽油等），这样可以充分的将热量交换给稠油，更好的达到降粘效果3井筒举升工艺应用比较就目前区块采用的电加热、空心杆掺水、泵上掺水、空心杆密闭循环系统四种井筒举升工艺来看，每种工艺都是本着降低稠油粘度，从而顺利将原油采出地面而设计的，原理上都很合理，但在现场应用中，每种工艺都存在着不同程度的不足，现将其对比如下：目前区块有9口采用电热杆加地面掺水，占开井数的29％，15口泵上掺水，占开井数的48.3％由对比和统计可以看出，目前主要开采方式是电热杆和泵上掺水，大部分空心杆掺水的井，由于空心杆结垢，严重影响油井的正常生产，制约了区块的开发效果，目前已全部被其他工艺取代，空心杆密闭循环系统由于适应性较差，目前该井已被地面掺水取代。

4 结束语稠油开发加强剩余油分布规律研究，提升工艺技术的适应性、经济性，聚焦质量效益，精细管理，实现内涵式发展1）综合目前采用四种工艺的优缺点和适用情况以及结合区块稠油的特点和现场生产情况，应用效果最佳的是电加热，其次是泵上掺水2）稠油井井筒举升工艺目前类型较多，适应井况各不相同，除电加热工艺之外，其它工艺都和掺水有着密切的联系，给稠油井管理带来了一定的难度3）受掺水水质影响，目前所掺污水中存在大量的杂质，造成管线和加热炉结垢厉害，降低了掺水压力，影响了举升效果4）针对电加热加地面掺水和泵上掺水两种比较适合的工艺，在今后的生产中，结合这两种工艺的优缺点，摸索合理的生产参数，加强地面配套管理，尽量减少异常井次，提高采油时率5）结合经济适用性,对于空心杆密闭循环系统，可考虑替换管内流体，在粘度较小。