油田稠油舉升工藝現(xiàn)狀及適用性技術(shù)研究

楊帆（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠）

稠油含有較高的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)，其黏度大、流動(dòng)性差，給生產(chǎn)帶來了許多不便。而且各地區(qū)稠油油藏的類型差異較大，油藏特點(diǎn)各不相同[1-3]。不同的油藏條件直接影響著稠油開采方式的選擇及其開發(fā)效果。某油田稠油資源豐富，分布較廣，稠油的開采在某油田的原油生產(chǎn)中正發(fā)揮著日趨重要的作用。目前，某油田稠油舉升工藝技術(shù)采取的主要有電熱桿舉升工藝、泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝、空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝和化學(xué)劑降黏舉升工藝等四種舉升工藝，各稠油舉升工藝技術(shù)有其不同的優(yōu)缺點(diǎn)，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中遇到各種問題。為此，在調(diào)查研究的基礎(chǔ)上，通過開展工藝技術(shù)分析和適用性技術(shù)研究，找出適合某油田最佳稠油舉升適用性工藝技術(shù)，并取得良好的應(yīng)用效果。

1 某油田稠油舉升工藝現(xiàn)狀

1.1 電熱桿舉升工藝

利用電熱桿內(nèi)的電纜，通電后發(fā)熱，傳熱給電熱桿本體，加熱油管內(nèi)的液體，降低稠油黏度，達(dá)到降低稠油在井筒內(nèi)流動(dòng)性阻力的目的。從現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用來看，電熱桿泵抽采油工藝是目前最有效的井筒舉升工藝。它能有效地補(bǔ)償稠油在井筒舉升過程中的熱損失，保持了稠油的流動(dòng)性，降低了稠油的流動(dòng)阻力。

1.2 泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝

井下采油管柱由油管、篩管、Y211-150型封隔器、抽油泵等部分組成。即在普通稠密油井管柱泵上加裝封隔器，封隔器上10 m左右加裝篩管，使得油套環(huán)形空間與泵上油管連通，摻水從油井套管進(jìn)入，經(jīng)套管、篩管進(jìn)入泵上油管內(nèi)。特點(diǎn)是從泵上摻水，對(duì)泵效影響小，而且投入少，見效快，操作簡(jiǎn)單，便于管理，投入產(chǎn)出比高。

1.3 空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝

目前主要用于替代電加熱和普通稠密油井、高含蠟井、高凝油井、摻水系統(tǒng)不正常邊遠(yuǎn)井的井筒加熱[4]。其缺點(diǎn)：一是目前在用的空心桿外徑為φ42 mm，接箍外徑為φ59 mm，一般在3寸油管（φ76 mm）內(nèi)使用，由于環(huán)套空間過小，所以會(huì)加大油流阻力，同時(shí)會(huì)加大油井載荷；二是循環(huán)流量小，熱交換不充分，表現(xiàn)為井口出口溫度較高，影響正常生產(chǎn)；三是在空心桿質(zhì)量不合格的情況下，易造成空心桿斷裂。

1）工藝流程：水罐→加熱爐→進(jìn)水管線路鋁塑管→空心桿柱→出水管線→水罐組成封閉式熱循環(huán)系統(tǒng)。

2）工藝特點(diǎn)：一是空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝具有摻水密閉循環(huán)，計(jì)量準(zhǔn)確，能減輕集輸系統(tǒng)的負(fù)荷，增加系統(tǒng)穩(wěn)定性；二是加熱介質(zhì)為軟化水，避免摻水流程結(jié)垢，節(jié)省管線結(jié)垢除垢費(fèi)用；三是循環(huán)系統(tǒng)自動(dòng)控溫，提高系統(tǒng)安全性能及自動(dòng)化程度等優(yōu)點(diǎn)。該技術(shù)適用于普通稠油的井筒降黏舉升，與電加熱舉升工藝相比，加熱效果稍差，部分可以滿足井筒降黏舉升工藝需要。

1.4 化學(xué)劑降黏舉升工藝

通過把化學(xué)降黏劑擠入油層或從套管滴入井筒，從而達(dá)到降低稠油黏度的目的。由于原油物性及所用藥劑不盡相同，其原理也有所不同，大致可分為兩大類，即乳化降黏法和潤濕降阻法：乳化降黏法是使水溶性好的表面活性劑作為乳化劑，按一定量加入水中注入油井，使原油分散游離，形成O/W型乳化液，將稠油的摩阻變成水的摩阻，達(dá)到降低稠油黏度的目的；潤濕降阻法是在稠油生產(chǎn)過程中，加入表面活性劑水溶液，破壞油管或抽油桿表面長期與稠油接觸所形成的親油性，使其表面潤濕反轉(zhuǎn)，變?yōu)橛H水性，形成一層連續(xù)的水膜，減少抽汲過程中稠油流動(dòng)的阻力，改善稠油的流動(dòng)性。因此，由不同表面活性劑（乳化液）和不同助劑構(gòu)成了種類不同的稠油降黏劑[5-6]。

2 存在的問題

2.1 電熱桿舉升工藝

耗電量大，成本較高，并且對(duì)工作環(huán)境要求高即電熱桿聯(lián)接處必須干燥無水。為了節(jié)約用電，規(guī)定電加熱井必須建立使用臺(tái)帳，隨時(shí)跟蹤油井生產(chǎn)情況，根據(jù)相關(guān)生產(chǎn)數(shù)據(jù)及時(shí)調(diào)整加熱功熱，做好用電挖潛。因此，這項(xiàng)工藝會(huì)額外增加工作量。

2.2 泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝

受摻水水質(zhì)、摻水水溫、摻水泵壓以及受地面條件制約較大，該工藝技術(shù)不能滿足某油田稠油舉升適應(yīng)條件。主要問題：一是某油田摻水水質(zhì)差，對(duì)管柱及集輸管線損害大，腐蝕及結(jié)垢嚴(yán)重；二是摻水泵壓低，所有管線均為低壓，壓力不超過4.0 MPa，而摻水系統(tǒng)的壓力為2.0 MPa左右，對(duì)稠密油起不到?jīng)_刷帶動(dòng)作用；三是天然氣壓力低，摻水溫度低，導(dǎo)致在生產(chǎn)過程中，原油附著在管壁上，造成桿緩下或摻水困難；四是受地面條件制約大，尤其是摻水量、摻水溫度、摻水壓力不能保證，另外，泵上摻水無法測(cè)量油井動(dòng)液面、如封隔器坐封過程中加壓過大（不能超過60 kN），造成泵及泵上油管的彎曲，使抽油桿與油管產(chǎn)生摩擦，容易造成抽油桿緩下和躺井。

2.3 空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝

1）空心桿直徑大，導(dǎo)致載荷增大。該工藝目前采用42 mm或45 mm空心桿，相比原來采用36 mm空心桿自重增加近2 t，導(dǎo)致靜載荷增大；由于空心桿直徑變大，導(dǎo)致空心桿與油管環(huán)形空間變小，同時(shí)表面積增大導(dǎo)致摩擦載荷增大，由于空心桿自重增加導(dǎo)致慣性載荷增大。所以該工藝需要配備大功率的拖動(dòng)電動(dòng)機(jī)和較大懸點(diǎn)載荷的抽油機(jī)。

2）純凈水循環(huán)管線隔熱效果差，近泵端加熱效果差。從現(xiàn)場(chǎng)對(duì)導(dǎo)管材料直觀測(cè)試來看，隔熱性能一般，致使高溫水循環(huán)不到管柱下端，導(dǎo)致下部加熱效果不好，桿出現(xiàn)緩下現(xiàn)象。

3）該工藝對(duì)溫度要求嚴(yán)格，但因受各種因素制約，溫度、泵壓、排量等參數(shù)變化大，不易管理。

4）空心桿和隔熱管的環(huán)空決定了單位時(shí)間的過流水量受到限制，因此，單位時(shí)間交換的熱能受到限制，從目前使用情況來看，對(duì)于生產(chǎn)稠密油黏度高的油井，效果不理想。從現(xiàn)場(chǎng)使用情況來看，對(duì)油藏高部位油稠黏度大的油井，從工藝的局限性、管理難易程度考慮還是無法替代電加熱生產(chǎn)工藝。

2.4 化學(xué)劑降黏舉升工藝

與液面深淺關(guān)系大，加藥量多少很難計(jì)算，必須在生產(chǎn)過程中根據(jù)單井生產(chǎn)情況摸索經(jīng)驗(yàn)，制定“一井一策”措施。生產(chǎn)過程中如意外事故停井，開井非常困難，洗井洗不通，液面高，藥劑不起作用。

3 試驗(yàn)應(yīng)用情況

3.1 電熱桿舉升工藝

目前某油田共應(yīng)用該稠油舉升工藝49口。該稠油舉升工藝雖投入相對(duì)較高（前期投入電熱桿一套需要25萬元，后期每天平均需用電費(fèi)650元），但仍可適用于以下油井：

1）對(duì)于油稠（黏度大于8 000 mPa·s），供液能力不強(qiáng)，含水低原油日產(chǎn)能達(dá)到5 t以上的稠油井，可以采用電熱桿+螺桿泵舉升工藝。

2）不好管理的偏遠(yuǎn)稠油井。

3）注汽效果好，原油黏度、地層能量足，地面摻水有困難的高產(chǎn)稠密油井。

4）新井投產(chǎn)，采出程度低，稠油黏度高的油井。

49口電熱桿舉升工藝應(yīng)用前后油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比統(tǒng)計(jì)見表1，可見應(yīng)用電熱桿舉升工藝后，油井產(chǎn)油量、平均機(jī)采系統(tǒng)效率、功率因數(shù)等均有了明顯提升，油井噸液百米單耗下降明顯，綜合節(jié)電效果明顯。但使用電熱桿降黏舉升工藝需要消耗大量電能。

3.2 泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝

根據(jù)原油黏度和拐點(diǎn)溫度確定出不同區(qū)塊最低井口摻水水溫，從而進(jìn)一步倒推出計(jì)量站、摻水站的摻水最佳出口溫度，保證油井正常生產(chǎn)[7-8]。該工藝適用于原油黏度較大的稠油井。目前，某油田采用該舉升工藝的油井共有的35口。35口油井泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝應(yīng)用前后油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比統(tǒng)計(jì)見表2。

可見應(yīng)用泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝后，油井產(chǎn)油量、平均機(jī)采系統(tǒng)效率、功率因數(shù)等均有了明顯提升，油井噸液百米單耗下降明顯，綜合節(jié)率達(dá)到66.0%電效果明顯。但泵上摻熱水降黏伴輸工藝需要大量熱水，熱水傳熱效率低，能效利用率低能耗高，投入大，綜合效益相對(duì)不高。

3.3 空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝

該工藝作為改進(jìn)推廣實(shí)驗(yàn)的工藝，前期投入成本高，密閉循環(huán)摻水一套材料費(fèi)用達(dá)到31.4萬元，后期管理成本也相對(duì)較高，平均每天使用天然氣85×104m3。試驗(yàn)應(yīng)用6口油井（替代原電加熱井2口，泵上摻水井4口）。6口油井空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝應(yīng)用前后油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比統(tǒng)計(jì)見表3。

可見應(yīng)用空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝后，油井產(chǎn)油量、平均機(jī)采系統(tǒng)效率、功率因數(shù)等略有提升，油井噸液百米單耗略有下降，綜合節(jié)電率為2.2%。試驗(yàn)應(yīng)用結(jié)果表明，該工藝技術(shù)存在技術(shù)缺陷，使用后發(fā)現(xiàn)油井負(fù)荷重，小隔熱管隔熱效果差，不能達(dá)到井筒內(nèi)部熱交換的目的，不適用于原油特別稠的油井，僅適用于黏度在5 000 mPa·s以下的油井中，可以替代部分電加熱井和摻水井。

3.4 化學(xué)劑降黏舉升工藝

目前使用的化學(xué)降黏劑主要有兩種：一種是分散解阻劑，另一種為普通降黏劑，對(duì)比分散解阻劑和普通降黏劑兩種藥劑的性能，進(jìn)行室內(nèi)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，在50 r/min的低攪拌強(qiáng)度下，分散解阻劑的降黏率可以達(dá)到95%以上，較常規(guī)降黏劑高近20%。從經(jīng)濟(jì)性而言，常規(guī)降黏劑質(zhì)量濃度0.6%t為最佳經(jīng)濟(jì)加藥量，分散解阻劑質(zhì)量濃度0.2%t為最佳經(jīng)濟(jì)加藥量，生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)對(duì)于日產(chǎn)產(chǎn)液量10 t/d的油井而言，常規(guī)降黏劑的使用量為60 kg/d，日需要藥劑費(fèi)用480元，使用分散解阻劑使用量為20 kg/d，日需要藥劑費(fèi)用240元。

表1 49口油井電熱桿舉升工藝應(yīng)用前后油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比

表2 35口油井泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝應(yīng)用前后油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比

表3 6口油井空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝應(yīng)用前后油田生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比

表4 2019年25口稠油井化學(xué)劑降黏舉升工藝應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)

近兩年，由于某油田稠油其它舉升工藝存在各種弊端，原來大量使用的電熱桿、泵上摻水等舉升工藝，隨著稠密油井綜合含水的上升，特別是占80%以上的泵上摻水工藝，可以采取和稀油井一樣的普通管柱生產(chǎn)，注汽后由于某種原因溫度高。原油黏度可以正常生產(chǎn)幾個(gè)月的時(shí)間，當(dāng)注汽末期出現(xiàn)桿緩下、載荷過大的情況，即采取套管點(diǎn)滴加化學(xué)藥劑的方式，使井恢復(fù)生產(chǎn)。如HLK92-21井，2019年2月6日氮?dú)馄首⑵_井，3月5日量油達(dá)到13.7 t，增油11.3 t，油稠負(fù)荷重桿緩下，開電加熱，到5月5日，產(chǎn)油量降到7.7 t，停電加熱，每天加分散解阻劑20 kg，到6月23日停加藥劑，目前在不開電加熱及不加藥劑的情況下，能維持正常生產(chǎn)，累計(jì)節(jié)電達(dá)7.63×104kWh。

2019年應(yīng)用該工藝共實(shí)施25口稠油井，增油、節(jié)電和綜合效益顯著。2019年25口化學(xué)劑降黏舉升工藝應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)見表4。稠油井應(yīng)用該工藝后年節(jié)電量達(dá)150×104kWh，綜合效益達(dá)821.2萬元，投入產(chǎn)出比達(dá)1∶4.5。

4 結(jié)論

1）因各地稠油油藏油質(zhì)不同，可根據(jù)具體情況采用相應(yīng)的降黏開采技術(shù)[9-10]。要提高稠油油藏開發(fā)效果、油井舉升效率、節(jié)能降耗以及解決稠油管輸問題，主要采取熱力降黏、化學(xué)降黏、摻輕烴或油井采出水稀釋降黏等方法，繪制單井黏溫曲線，實(shí)行“一井一策”管理措施，合理人優(yōu)化配套降黏舉升工藝，保證稠密油區(qū)塊正常高效生產(chǎn)。

2）現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用結(jié)果表明，某油田宜采用大部分稠油井采用光油管化學(xué)滴加降黏工藝，少部分特別稠油井采用電加熱螺桿泵舉升工藝的最佳稠油舉升適用性工藝技術(shù)，分散解阻劑質(zhì)量濃度0.2%為最佳經(jīng)濟(jì)加藥量。采用此降黏舉升工藝，具有投入產(chǎn)出比高，節(jié)能效果好，油井舉升效率高，稠油油藏開發(fā)效果好以及滿足稠密油的管輸條件。

3）泵上摻熱水降黏伴輸和空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱這兩種舉升工藝，由于試驗(yàn)應(yīng)用過程中存在的問題多，油井舉升效率低，能效低能耗高，將逐步被光油管化學(xué)滴加降黏工藝技術(shù)取代。