魏冉

摘 要：稠油開(kāi)采實(shí)際開(kāi)展的過(guò)程中，一直存在了一定的難題，針對(duì)此可以進(jìn)行黏溫特性的分析，并確定其流變性質(zhì)，在此基礎(chǔ)上可以進(jìn)一步確保采油工程開(kāi)展的有效性。

關(guān)鍵詞：空心抽油桿;采油工程;數(shù)值模擬

1、前言

抽油機(jī)井實(shí)際應(yīng)用的過(guò)程中，同軸雙空心抽油桿有著良好的應(yīng)用特性，可以有效的解決采油筒降粘舉升問(wèn)題，進(jìn)而可以有著良好的應(yīng)用效果，針對(duì)此文章分析了其具體應(yīng)用。

2、影響稠油黏度的因素

學(xué)者研究普遍認(rèn)為：存在于膠質(zhì)瀝青中的金屬微量元素Ni、V是影響稠油黏度的關(guān)鍵因素，含水與黏度關(guān)聯(lián)程度很大，除去或降低稠油中Ni和V的含量及其賴以存在的瀝青質(zhì)和膠質(zhì)必將大大降低稠油黏度。在對(duì)澤70-9X1井應(yīng)用SARA法研究表明：稠油中分散相由膠帶中心（瀝青質(zhì)）和其表面或內(nèi)部吸附的可溶物質(zhì)構(gòu)成，以超分子結(jié)構(gòu)狀態(tài)存在的瀝青質(zhì)從小到大包含許多相對(duì)分子質(zhì)量數(shù)約為1000的結(jié)構(gòu)單元薄片，并不存在截然變化的相界面，超分子結(jié)構(gòu)并不是緊密堆積的，低層次的結(jié)構(gòu)在某種分子間力作用下可以連接、聚集形成較高層次與分子芳香性及雜原子含量有關(guān)的超分子結(jié)構(gòu)。集中在膠質(zhì)、瀝青質(zhì)組分中的S、N、O等雜原子含量決定了分子極性和形成—OH和—NH鍵的能力，增大分散相的體積。瀝青質(zhì)膠粒具有較大的空間延展度，造成稠油的高黏性。

3、澤70-9X1井稠油的黏溫特性及流變特性

3.1稠油的黏溫特性

稠油微觀結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性在宏觀上表現(xiàn)為黏溫特性及流變特性的復(fù)雜性，將澤70-9X1稠油加熱至80℃恒溫1h，連續(xù)以1.0℃/min的溫度梯度降溫，在剪切速率9s?1下，用德國(guó)哈克公司RS3000旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)量在不同溫度下的黏度值，當(dāng)溫度低于50℃時(shí)，隨著溫度的升高黏度呈劇烈降低趨勢(shì)。其黏溫回歸關(guān)系較好地符合Arrhenius方程，這與文獻(xiàn)的結(jié)論是一致的，即溫度越低，稠油黏度對(duì)溫度變化越敏感。這說(shuō)明在澤70-9X1井稠油內(nèi)部粒子間的作用力在溫降過(guò)程中不僅僅是范德華力，而且稠油的內(nèi)部微觀結(jié)構(gòu)也發(fā)生了變化，導(dǎo)致稠油黏度隨溫度降低而急劇升高。

3.2稠油的流變特性

澤70-9X1井稠油在80℃時(shí)黏度988.36mPa·s，但是表現(xiàn)為牛頓流體仍有寬的溫區(qū)“窗口”，研究表明其反常點(diǎn)41℃，當(dāng)溫度高于41℃時(shí)表現(xiàn)為牛頓流體的分散膠體體系;低于41℃時(shí)表現(xiàn)為非牛頓流體，體系中超分子結(jié)構(gòu)形成的膠體體系增強(qiáng)，蠟晶析出參與顆粒聚集體，具有剪切變稀的非牛頓特性。同時(shí)測(cè)得41℃、35℃、30℃、25℃的黏溫關(guān)系表明，其流變模型遵從賓漢姆流型模式。

4、澤70-9X1井同軸雙空心桿循環(huán)熱水模型

依據(jù)澤70-9X1井稠油的黏溫、流變特性及周廣厚螺桿泵開(kāi)采重油理論，采用史維秀提出的降黏方法研究螺桿泵配套同軸雙空心抽油桿工藝循環(huán)熱水降黏，建立井筒舉升換熱模型，選取循環(huán)水入口溫度85℃、80℃、75℃、70℃考察原油在舉升過(guò)程中的溫度分布及降黏效果。同軸雙空心抽油桿下深1200m，內(nèi)管（隔熱管）外徑25mm、內(nèi)徑17mm，外管內(nèi)徑42mm。循環(huán)水加熱后由井口從熱導(dǎo)率很小的內(nèi)管進(jìn)入輸送至1200m處改變方向井口流動(dòng)，熱水向原油傳熱，溫度大幅度下降，原油從泵出口往井口流動(dòng)的過(guò)程中，最初溫度迅速升高，達(dá)到峰值后降低。循環(huán)熱水及原油舉升過(guò)程中溫度變化是熱水、原油及大地溫度耦合的結(jié)果?？芍貉h(huán)熱水入口溫度為85℃、80℃、75℃時(shí)，隨著循環(huán)熱水入口溫度的降低，原油溫度峰值出現(xiàn)的位置遠(yuǎn)離泵出口，但原油需要舉升更遠(yuǎn)換熱才能達(dá)到峰值。原油往井口舉升過(guò)程中黏度不斷發(fā)生變化，但不能量化降黏效果。依據(jù)天津大學(xué)史維秀提出的目標(biāo)函數(shù)對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，得到不同循環(huán)熱水入口溫度時(shí)原油整個(gè)舉升過(guò)程的降黏率，計(jì)算結(jié)果表明：循環(huán)熱水入口溫度為85℃、80℃、75℃、70℃時(shí)，原油整個(gè)舉升過(guò)程降黏率分別為96.89%、96.53%、94.67%和94.18%。隨著循環(huán)熱水入口溫度升高，原油降黏率增大，但降黏率增大幅度變小。在現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)實(shí)踐中將循環(huán)水進(jìn)口溫度控制在一定的范圍，能達(dá)到既節(jié)能又能滿足生產(chǎn)的要求。

5、空心抽油桿熱洗技術(shù)配套及應(yīng)用效果分析

5.1結(jié)構(gòu)組成及熱洗原理

主要由熱洗閥、空心抽油桿、注入懸接器、配套件等組成。利用在井筒油管內(nèi)形成的正循環(huán)系統(tǒng)，以連續(xù)或間斷方式通過(guò)空心抽油桿內(nèi)腔，向井內(nèi)注入熱水，通過(guò)摻水立管、軟管、懸接器、空心光桿、空心抽油桿、熱洗閥進(jìn)入油管與空心抽油桿的環(huán)空中。將結(jié)蠟點(diǎn)以上桿柱更換為空心抽油桿，在結(jié)蠟點(diǎn)附近設(shè)置單流閥;熱洗液從井口光桿三通進(jìn)入，從結(jié)蠟點(diǎn)流出，經(jīng)桿管環(huán)空返回地面流程。對(duì)該油田原油蠟組分進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)膠質(zhì)+瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)不到5%，原油中的膠質(zhì)是一種天然的蠟晶改進(jìn)劑，能夠改變蠟晶的結(jié)構(gòu)，阻止細(xì)小蠟晶形成結(jié)構(gòu)致密的大蠟晶，對(duì)蠟晶有分散作用，可抑制蠟晶沉積。通過(guò)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)蠟樣飽和烷烴結(jié)果分析，油井蠟樣主要以硬蠟為主，含量達(dá)到60%以上。溫度與原油粘度變化曲線顯示，原油析蠟點(diǎn)較高（29.6℃），井口及地面管線溫度低于原油析蠟溫度時(shí)大量的蠟在井筒及地面管線中析出，聚集形成結(jié)構(gòu)致密的蠟團(tuán)，沉積在油井管壁上。

5.2配套及應(yīng)用效果

配套情況：應(yīng)用5口，平均蠟卡周期為5～7天，井口1-13根油管結(jié)蠟厚度5mm，14-41根油管蠟堵實(shí)，42-52根油管結(jié)蠟5mm。根據(jù)結(jié)蠟情況確定加熱深度400～450m，依據(jù)井況參數(shù)、加熱深度及工作制度等，抽油桿全部采用H級(jí).熱洗效果：累計(jì)空心抽油桿熱洗45井次，熱洗前后平均單井最大載荷由39.26kN↓39.14kN，下降0.12kN，并對(duì)蠟卡井通過(guò)熱洗作業(yè)解卡，累計(jì)熱洗解卡4井次，通過(guò)5口空心抽油桿試驗(yàn)，對(duì)比熱洗參數(shù)及熱洗效果，較自能熱洗周期延長(zhǎng)12天左右?？招某橛蜅U熱洗清蠟技術(shù)適合嚴(yán)重結(jié)蠟井應(yīng)用?，F(xiàn)場(chǎng)5口井試驗(yàn)表明，油井結(jié)蠟現(xiàn)象明顯減緩，結(jié)蠟周期由以前的5～7天延長(zhǎng)至目前的15天以上，延長(zhǎng)2倍多;同時(shí)，嚴(yán)重結(jié)蠟井蠟卡頻次降低，油井檢泵周期延長(zhǎng)。與常規(guī)熱洗相比，空心桿熱洗耗水量少，單井熱洗一次只需用水10m3左右;熱洗溫度高，洗井時(shí)間短，每次只需要2小時(shí)可達(dá)到常規(guī)洗井8小時(shí)熱洗效果;對(duì)地層無(wú)傷害，熱洗介質(zhì)不進(jìn)入地層;洗井不停抽油機(jī)，不影響油井產(chǎn)量，有較好的應(yīng)用前景。

6、結(jié)束語(yǔ)

采油工藝實(shí)際開(kāi)展的過(guò)程中，針對(duì)水平井黏溫特性和流變特性進(jìn)行分析，可以獲取年度變化情況和溫度具體分布的情況，進(jìn)而就可以結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)時(shí)間情況來(lái)有效的控制循環(huán)水進(jìn)出口溫度。