1、D18-28井 粘 温 曲 线649425221422739 3501931010010001000010000020 40 60 80 100 120温 度 ( )粘度(mPa.s)图1 东区馆3稠油粘温曲线稠油井掺水工艺在孤岛采油厂的应用刘强、王丽敏、李晓苹（中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营 257231）摘要：稠油具有粘度大、流动性差、井筒输送困难、地面输送困难的特点。部分热采井在转周生产一段时间以后，由于温度下降，会出现低液量、低泵效，光杆缓下等现象。文章分析了三种稠油掺水工艺：泵上掺水、空心杆掺水、泵下掺水的适应性及存在问题，以及三种工艺在孤岛厂的应用情况。利用孤岛油田稠
2、油单井集油工艺现状调研分析和稠油管输室内模拟试验的结果，指出了稠油掺水温度低是影响稠油井正常生产的关键问题。通过实施掺水升温工程，在掺水源头联合站新建掺水加热炉的方式达到掺水升温的效果。满足各个区块掺水管输温度的要求，也满足空心杆掺水工艺对掺水温度的要求，使污水中原油杂质粘壁性降低。提出了根据油井的生产状况，采用直接从套管掺水的工艺，适用于对油井管柱中不带封隔器的油井。解决了泵上掺水单流阀、封隔器易失效的问题；泵下掺水掺水量太大时，底球打不开的弊端（参见 SH1020 0155-2009 稠油井掺水工艺技术条件)。并配套应用掺水配水器解决了套管和地面掺水时水量的分配和计量问题。对于含水低于 6
3、0%的油井，供液良好，W/O 的低液稠油井，适当配合套管加降粘剂，形成 O/W 型乳状液体系，达到降粘开采的目的。主题词：掺水 套管 升温 应用孤三油藏经营管理区位于孤岛油田东区南部，管理着孤岛油田的中二北、东区、Ng1+2 等九个开发单元,18 套开发层系,包括注水区、注聚区、热采区及高凝油区，点多面广，开发条件复杂。现有油井 614 口，开井 508 口，平均原油粘度为 4421mP.s，单元日液 31843t/d，单元日油2966t/d，综合含水 90.7%。1 掺水系统现状分析1.1 系统现状稠油井生产困难。稠油具有粘度大、流动性差、井筒输送困难、地面输送困难的特点。随着稠油开发规模逐
4、年加大，储层条件越来越差，热采井在转周生产一段时间以后，由于温度下降，原油粘度增大，出现低液量、低含水，光杆缓下的现象增多，严重影响了稠油井生产管理和稠油产量稳定。掺水原则：为保证稠油井的开发，我们根据生产动态以及油压，对于含水低于 80%、日液低于20m3/d，或者油压高于计量站压力损失 0.4MPa 以上的稠油井实施掺水工艺，从油套环形空间或空心杆掺入水溶液，降低采出液的粘度，有利于开采和集输。目前采用的掺水工艺有：泵上掺水、空心杆掺水以及泵下掺水方式。从孤岛厂的掺水方式看，以地面掺水降粘伴送为主，只有少量油井采用泵下掺水和空心杆掺水，掺水均采用常温掺水。地面掺水伴输掺水量的确定只是一个大
5、致的范围，掺水量大时，油井生产回压升高，影响产量，掺水量少时，管线堵塞。表 1 2009 年孤岛采油厂油井掺水方式分类表单位 地面掺水伴送（口） 泵下掺水（口） 空心杆掺水（口）孤一区 59 孤二区 62 孤三区 120 2 6孤四区 199 3 1垦西区 24 垦利区 25 采油厂 489 5 71.2 井筒掺水工艺及存在问题1.2.1 泵上掺水降粘见图 1，适用于中高含水稠油井井筒举升，掺水管柱是在深井泵以上连接一个单流阀，活性水经单流阀进入油管在泵上与稠油混合乳化，起到降粘降阻作用。存在问题，单流阀、封隔器易失效。因此这种管柱孤岛采油厂不采用。1.2.2 空心杆掺水降粘见图 2，适用于稠
6、油井举升，空心杆掺水管柱是在油管中下入空心杆、单项控制系统与深井泵相连，下接一个筛管、丝堵、通过空心杆、单流阀、喷射管进入油管，在泵内稠油混合后同时流向井口，从而达到稠油降粘降阻作用。存在问题，由于空心杆内径 25mm，掺水用水是联合站沉降的普通污水，掺水温度不到 30，存在两方面局限性，一方面掺水中含水油泥、砂等杂质，附着在空心杆内壁上，使有效过流面积不断减少，掺水量不断减少，掺水压力增大；另一方面，由于掺水温度低，在掺水量不能保证的情况下，空心杆掺水不能发挥其预期效果。GD2-29-537 井 2008 年 6 月 13 日图 3 GD2-29-534 生产曲线P 井口回压Q 掺水量图 5
7、 配水器在掺水间流程图开始实施空心杆掺水，2010 年 4 月 28 日光杆弯曲换光杆，5 月 28 日空心杆弯曲，作业后发现空心杆部分堵塞，导致掺不进水，混合液原油粘度增大（2009 年 3539mPa.s，2010 年 4520mPa.s，2011年 5990mPa.s） ，油井负荷加重，毛辫子断。1.2.3 泵下掺水降粘见图 4，适用于中低含水的稠油井筒举升，泵下掺水管柱是在深井泵以下连接一个筛管，筛管下接封隔器，要求坐封严密，活性水经筛管进入油管，在泵下与稠油一起被抽进油管混合乳化，起到降粘降阻作用。优点，掺水量大时不会污染油层。存在问题，泵下掺水降粘掺水量计量存在困难，不好控制；有时
8、掺水量过大，不仅会使底球打不开，而且会影响油井产能，孤岛采油厂没有采用。通过以上分析，孤岛采油厂根据自身特点，开展了稠油井掺水工艺。2 孤岛采油厂稠油掺水工艺的应用技术思路稠油稠油掺水掺水工艺工艺泵上掺水、泵下掺水泵上掺水、泵下掺水存在问题存在问题 套管加降粘剂套管加降粘剂掺水温度低掺水温度低 掺水升温掺水升温套管掺水套管掺水地面掺水地面掺水 优化掺水量优化掺水量2.1 地面掺水优化及效果油井的生产变化是 动态变化的过程，随油井的温度、产量、回压、含水等的变化掺水量也应是动态变化的过程。孤三区利用水井注水时，配水器上的水嘴通过不同的压差实现分 层定量注水的启发，研制出掺水配水器，根据需要更换不
9、同口径的水嘴, 实现掺水量的衡量控制。在研究中发现，掺水井的掺水量与井口回压之间有这样一个规律：当掺水量较小时，随着掺水量的增加，井口回压不断降低（此时混合液的粘度大，对回压的影响占主导因素） ；当掺水量增加到一定量时，随着掺水量的增加，井口回压也不断上升（此时混合液的流量对井口回压的影响占主4图 6 井口回压与掺水量示意图计算循环管线的时间填写单井掺水优化记录记录优化前基础数据 掺水量的调整优化方法：优化原则:井口回压高于计量站外输压力不超过0.2MPa.掺水井优化要平稳切忌过大调整掺水量，一般调整以瞬时流量0.1m3/h为间隔回压升依次调整减小瞬时流量0.1m3/h记录时间记录数据计算液体
10、循环时间数据稳定后录取资料观察井口回 压变化调整后按上一次调大掺水量回压降若第一次减小掺水量，在液体循环完管线数据稳定后录取资料，发现井口回压上升，则终止掺水量的调整。掺 水 优 化 流 程 图图 7 掺水优化流程图导因素）,如示意图 6。我们根据这一规律确定井口回压最小的这一拐点处的掺水量为该井的最佳掺水量，确定合理的掺水井动态优化方法和掺水优化流程。表 2 孤三区 2010 年与 2009 年掺水量对比表月份 掺水井(口) 日掺水量(m3/d) 月累掺水量(m3) 日液 (t/d) 日油(t/d) 含水 (%)2010.12 115 2193 62228 2232.4 673.3 69.8
11、 2009.12 121 3091 90359 2600.8 698.5 76.0 对比 -6 -898 -28131 -368.4 -25.2 -6.2 孤三区通过掺水优化和掺水配水器的有机结合，掺水井与2009年同期对比减少了6口，日掺水下降了898m 3/d，月掺水下降了28131m 3。2.2 套管掺水工艺及效果2.2.1 套管掺水管柱见图 8，我们根据油井的生产状况，采用直接从套管掺水的工艺，与之前图 3 泵下掺水管柱对比，没有了封隔器和底球，掺水可以直接进入尾管或筛管进行降粘。解决了泵上掺水单流阀、封隔器易失效的问题，泵下掺水掺水量太大时，底球打不开的弊端。并配套应用掺水配水器，在
12、泵下掺水闸门和套管闸门之间安装该装置。若地面和套管同时掺水，可通过井口配水器计算出套管掺水的量，用掺水间掺水量减去套管掺水的量就是该井的日掺水量。解决了套管掺水和地面掺水时水量的分配和计量问题,实现了掺水流量恒量控制，不会出现因掺水量过大，污染油层，导致油井只出水，不出油。图 10 不同直径的陶瓷水嘴图图 9 水嘴配水装置各部件图图 8 套管掺水示意图单 流 阀 回 压 表 地 面 掺 水 闸 门 掺 水 间 配水器 配水器 泵 下 掺 水 闸 门 回 压 掺 水 闸 门 生 产 闸 门 套 管 闸 门 套 管 闸 门 掺 水 流 程 示 意 图 掺 水 干 线 来 水 图 11 掺水配水器在
13、套管掺水流程图2.2.2 套管掺水量优化原则一是混合液温度达到要求的原则，应高于单井产液温度；二是根据稠油井的日常生产数据即综合含水、日产液量、日产油量、动液面以及不同油水比例的稠油混合液的粘度温度曲线等计算掺水量，建议低含水稠油井含水掺水量达到采出液综合含水至 80%。2.2.3 套管掺水应用及效果我们从 GDGN4-13 井看，50原油粘度 11980mPa.s，30原油粘度 96070 mPa.s，动液面 800m，该井 2002.11 投产，目前生产第 4 周期，从前三个周期生产情况看，井口温度下降快，周期生产天数普遍短，三个周期合计天数 280天，周期产油共 1854t，三个周期均无
14、有效降粘措施，遇负荷大，光杆缓下的情况只是加大地面常温掺水伴送。考虑到温度对原油粘度的影响，在2010 年 7 月在孤南 4 新站安装掺水加热炉一台，将 36污水通过掺水加热炉加热，用气量为 320m3左右，出口温度提高到 60以上，热污水进入孤南4 新站掺水间为 GDB42-1、GDGN4X17、GDGN4-13（GNGN4-11、GNGN4-14 未开）进行地面或套管掺热水。2010 年 8 月 GDGN4-13 进入第四周期，初期采取地面掺热水伴输，未采取井筒降粘措施，生产30 天后温度急剧下降，由 70下降至 32，产量下降。2010 年 11 月地面掺水改为泵下掺水降粘，为控制好掺水
15、量，在井口位置安装 2.0mm 水嘴，日掺水不超过 14 方，掺水压力由 1.1MPa 下降到0.9MPa，井口回压由 1.1MPa 下降到 0.80MPa，目前该井日液 25t/d，日油 14t/d，混合液含水控制在 70%左右，周期生产天数已达到 314 天，累计产油 3538 吨，至今仍维持高产。图 12 GDGN4-13 生产曲线2.3 套管加降粘剂工艺及效果2.3.1 降粘剂选择试验GDB42-1 从历年取样情况看，转周后原油粘度变化大，06 年实施低频电加热未进行转周，原油粘度达到 19628mPa.s，该井 2010 年 5 月第五周期生产，前四个周期天数短，周期产油量低，其中第
16、四周期虽然采取了双空心杆掺水的降粘措施，仍未取得理想效果，天数仅为 107 天，周期产油为 983 吨。表 3 GDB42-1 历年原油粘度统计表取样时间 开井时间 间隔（天） 措施 原油粘度（mPa.s）2003-11-19 2003-10-24 26 转周，空心电加热杆 169962006-5-25 2006-4-12 43 检泵，低频电加热 196282008-6-5 2008-5-31 5 转周 51412009-7-15 2009-6-29 16 转周 91482010-10-14 2010-5-1 166 98902011-5-23 2010-5-1 387转周，套管掺热水、加药4
17、0802010 年 7 月 30 日在 GDB42-1 井进行了调查实验，该井生产参数 57*941.34*3.6*4，平均含水78.8%，套压 0MPa，回压 0.56MPa，动液面 151 米。取样中没有游离水，油包水，搅拌困难。将取得的油样四等分，分别加入同体积的水、降粘剂（兑水后） ，对比效果如下：表 4 降粘剂类型表序号 名称 型号 类型 生产厂家 兑水量1 稠油改良剂 SY-168 水溶性 胜利油田凯渡石油 1：102 聚十八胺基乙酸脂 NAT-61 油溶性 东营华锐石油 1：103“纳米”稠油增油剂 NM-10 油溶性 1：20a.加入水的效果油样直接加入水，原油粘性增大，搅拌费
18、力，油粘在容器壁上。b.加入 SY-168 水溶性降粘剂的效果油样搅拌轻松，油水溶合在一起，分不出油和水，形成大块的油颗粒，底部水不清。c.加入 NAT-61 降粘剂的效果油样搅拌轻松，油悬浮在降粘剂上面，油水分层，底部水清，油分散成棉絮状的大颗粒，挑起原油拉丝。d.加入 NM-10 油溶性降粘剂的效果油样搅拌轻松，原油分散成小颗粒，挑起原油不拉丝。静置 3 分钟后，原油重新凝结在一期，形成油水分层。图 16 GDB42-1 加入降粘剂对比效果结论：对于高粘度稠油井，油包水现象严重，如果不加入药剂，油井生产困难，使用 NM-10 油溶性降粘剂的效果最好。2.3.2 套管加降粘剂选井原则合理筛选
19、降粘井：一是含水低于 60%的油井，有一定供液能力较好的油井，沉没度良好，功图油稠；二是生产连续，具备一定的产能即日油 2.5t/d 以上；三是井口回压大于 1MPa，需套管掺水井优先考虑；四是光杆缓下的油井。药剂量的确定：根据原油粘度的不同，加入药剂量为产液量的 5-10药剂。2.3.3 套管加降粘应用及效果2010 年 9 月油稠杆不下，生产困难，对 GDB42-1 通过掺水加热炉将掺水加热，进行套管掺水，并在井口位置安装 2.4mm 水嘴，日掺水不超过 20方。同时向套管加注 NM-10“纳米”稠油增油剂 20 升，进行井筒降粘。目前该井日液 34t/d，日油 12t/d，混合液含水控制
20、在 85%，原油粘度下降至4080mP.s，周期生产天数已达到 386天，累计产油 4211 吨，至今仍正常生产。结论：通过套管掺热水及辅助加药工艺在特稠油区块的成功应用，孤三区加大了应用范围，2011 年实施稠油井地面伴输改泵下掺水 15 口，其中辅助加药剂 5 口。GD2-28-537 井位为中二北馆 3-4 注聚单元，2010 年 9 月作业后一直低液生产，原油粘度 6190mP.s，动液面320m，日液 15t/d，含水 60%，符合加药原则，2010.11.6 先实施套管加药，地面掺水升温伴输，在 2011 年 3 月出现了产量回升期，但时间很短，仅维持了 30 天，整体效果不明显，
21、5 月 6 日实施套管掺水配合套管加药，初期掺水量不好控制，掺水量 30 方，使日液上升了一倍，日油没有增加，含水上升了30%，5 月 11 日安装掺水配水器，控制套管掺水量，将参数上调至 4 次后，增加井底液流动性，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 掺水升温图 17 GDB42-1 生产曲线图 18 GD2-28-537 生产曲线孤 岛 稠 油 掺 水 输 送 粘 温 曲 线010000200003000040000500006000070.1 67.5 64.1 60.6 57 53.5 50 46.5
22、42.9 39.4 35.9 32.4 30.2温 度 /粘度/mpas掺 水 至 90%掺 水 至 85%掺 水 至 80%掺 水 至 70%掺 水 至 60%掺 水 至 50%在 GDGN4-13、GDB42-1 实施的单井掺水升温工作，为解决稠油井受粘度困扰提供了一个途径。为此 2010 年孤岛油田进行了稠油单井集油工艺现状调研分析和稠油管输室内模拟试验，指出了稠油掺水温度低是影响稠油井正常生产的关键问题。2.4.1 油样实验分析对孤北 1-38 和孤南 4-13 进行了油样管壁粘附性实验、管道停输再启动实验、测试不同含水混输液粘温曲线等实验。表 5 取样原油物性数据统计表密度 kg/m
23、3 凝点 粘度 mPa.s 蜡含量 胶质含量 沥青质含量取样点20 30 50 % % %孤北 1-38 991.1 0 115700 19170 7.72 74.5 9.03孤南 4-13 979.1 1 96070 11980 7.23 53.89 9.05从表中看出取样原油特点是胶质和沥青质含量高，原油密度大，粘度高，低温流动性差。通过油样管壁粘附性实验认识到：低温下稠油管输混合液中原油会不断在管壁上粘附，这是导致冬季部分稠油井管线堵塞的主要原因。必须提高管输液的温度。通过管道停输再启动实验认识到：低温低含水条件下，稠油管输短暂停输将会导致难以启动，只有升高管输液温度同时增加管输液含水才
24、能顺利启动。这反映出冬季稠油井短时间停产导致管输回压急剧升高，长时间停产难以恢复的现象。必须通过掺水提高管输液的含水，同时掺水升高温度。根据掺水升温需求实施孤岛稠油掺水升温改造工程。图 19 孤北 1-38 原油粘温实验曲线从孤北 1-38 原油粘温曲线表明： 70-55 ，原油粘度随温度降低增长幅度较小； 55-38，原油粘度有较大幅度的增长，粘温曲线变陡；38-30，原油粘度已经超过 104mPa.s，流动性很低，表现出原油粘壁的现象。温度 30，粘度值仅有 10mPa.s，出现这样低的粘度值，表明原油已经基本失去流动性，大部分粘附在流变仪测量器具的内筒和外筒壁上，基本是水的流动表现。敏感
25、变化区间图 19 孤南 4-13 原油粘温实验曲线从孤南 4-13 原油粘温曲线表明： 孤南 4-13 原油粘壁性更强，管输温度应高于 60，掺水量达到 90%的原油在温度是 50时即在管壁发生粘附，因此对于原油成分类似孤南 4-13 油样时应避免过渡掺水。通过原油粘稳实验曲线认识到：不同区块油品性质不同，要求的管输温度不同，掺水还要有量的控制。2.4.2 掺水温度优化原则对于油田边部孤北 1、渤 76 区块稠油粘度大，胶质沥青质含量大的油品，管输温度大于 50。孤南 4 区块稠油管输温度应在 60为最佳。对于油田内部中二北、东区等区块稠油粘度相对较小，胶质沥青质含量少的油品，管输温度保持 4
26、0以上，达到夏季地面管输相同温度条件。2.4.3 掺水升温实施效果2.4.3.1 联合站掺水升温改造从掺水管输模拟试验得到的认识，有利说明了稠油掺水升温的必要性。因此采油厂利用已建的低压掺水系统有利的地面条件下设计实施低压掺水升温工程，通过在掺水源头新建掺水加热炉的方式达到掺水升温的效果。分别在孤三联、孤六联、孤五联、南区东泵站、孤北 1 注汽站内建设掺水加热炉，满足区块掺水管输温度的要求，也满足空心杆掺水工艺对掺水温度的要求,使污水中原油杂质粘壁性降低。2.4.3.2 掺水升温技术的效果掺水未升温前因管输液温度低，原油粘壁性表现明显，造成冬季油井回压升高，管网冻堵现象频发，对冬季稠油井产量和
27、采油时率均造成较大影响。2010 年 12 月实现掺水升温后，受益单井平均掺水温度提高 8 10 ，冬季单井掺水压力与 11 月份掺水升温前对比降低 0.11MPa，采油时率增加 0.3%，采油厂稠油生产保持平稳。表 6 掺水温度变化情况对比表起点 中间点 终点监测地点 流量(m3/h)升温前温度()升温后温度()地点 流量(m3/h)升温前温度()升温后温度()地点 流量(m3/h)升温前温度()升温后温度()孤三联 1600 40 55 孤三 12# 450 39 42 孤三 13# 125 29 38孤六联 2000 40 52 东南热采 2# 65 40 45 热采 1# 86 34
28、43孤五联 1700 40 55 南 2-8-1 52 37 53 渤 76-6 150 33 47南区东泵站 1200 32 42 南 1-12 352 30 37 南 1-16 249 27 35孤北掺水泵站 1000 38 52 热采 4# 30 37 51 中 2-4 60 35 50渤 76 二次升温 800 37 55 渤 76-3 30 36 54 渤 76-5 60 35 53孤南 4 二次升温 200 35 65 孤南 4-2 200 33 65敏感变化区间表 7 2009 年 12 月与 2010 年 12 月低压掺水井生产情况对比表对比数据 掺水伴送井数 （口） 平均掺水
29、压力（MPa） 月均日产液量（t） 月均日产油量（t） 月均日掺水量（m 3） 掺水比 （%）区块 200912 201012 200912 201012 200912 201012 200912 201012 200912 201012 200912 201012中二北 54 50 0.9 0.88 1218.1 877.2 248.5 227.6 1295.5 1052.9 51.5 54.6 东区 47 35 2 1.9 1256.8 677.1 302.8 266.5 1177.6 583.6 48.4 46.3 孤南 4 6 9 2.2 1.4 181.8 214.1 67.9 72
30、.2 310 143.6 63.0 40.1 渤 76-渤 89 24 38 2.9 2.1 569 720.4 175.3 262.9 609.4 717.5 51.7 49.9 南区东 46 40 3.8 1.2 888.4 703.5 319.6 286.4 1127 824 55.9 53.9 实施掺水升温后，孤三区掺水伴输井生产情况与 2009 年 12 月进行了对比，从月度运行曲线看出，回压较去年同期平均下降 0.03 MPa，单井产油量与去年同期对比自然递减小，但与 2010 年 10月未进行掺水升温前相比，单井日液平均上升 3.7t/d，单井日油平均上升 0.7t/d。3 认识：（1）地面掺水是保证稠油井产出液正常输送的必要手段。（2）套管掺水辅助加药有效的解决了低含水稠油井的生产问题，对于地层供应能力好的稠油井，具有很好的适应性，实现了稠油冷采。（3）掺水升温对于降低井口回压，提高稠油井产液量具有重要意义。091234567891023.7043.7201.7301264688558129655489三(MP)三t/d(%)图 20 掺水运行曲线
