鄢宇杰，李永壽，邱小慶

（1.中國石化西北分公司工程技術研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.中國石化華北分公司工程技術研究院）

塔河油田摻稀降黏技術研究及應用

鄢宇杰1，李永壽1，邱小慶2

（1.中國石化西北分公司工程技術研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.中國石化華北分公司工程技術研究院）

塔河油田稠油降黏技術以摻稀降黏工藝為主，通過對摻稀降黏工藝參數(shù)分析結果表明：摻稀降黏工藝更適合高黏度、低含水稠油井，摻稀體積比選擇1∶2至1∶1降黏效果較好，摻入深度越深，摻稀效果越好。結合摻稀井開采現(xiàn)狀，鑒于稀油資源嚴重不足的問題，總結了高含水摻稀井停摻稀、中低含水摻稀井優(yōu)化摻稀量、井下?lián)较』炫淦魇褂萌N摻稀優(yōu)化方案。這些方案現(xiàn)場應用效果良好，有效提高了稀油利用率。

塔河油田；稠油開發(fā)；稀油利用率；摻稀混配器

塔河油田稠油油藏埋藏深度在5 400 m以下，地面原油密度0.79～1.14 g／cm3，平均0.96 g／cm3；50℃地面原油黏度378～650 000 mPa·s；含硫2.28%～3.35%。稠油主要分布于塔河油田6、7、8及10區(qū)部分油井。原油在儲層中具有較好的流動性，而向地面流動的過程中隨著井筒溫度的降低，原油黏度增大，因而大部分井需要采取降黏措施生產。

塔河油田稠油降黏技術主要有電加熱（電纜加熱、加熱油管、電加熱管）降黏、摻稀降黏、化學降黏等工藝。其中以摻稀降黏工藝為主。筆者對不同摻稀降黏工藝參數(shù)、摻稀優(yōu)化方案等問題做了相關研究。

截止2011年11月28日，采油三廠共有摻稀生產井23口，日摻稀油603.2 t，日產液837.9 t，日產油545 t，含水35%，摻稀比1.1。詳見表1。

表1 采油三廠摻稀井生產現(xiàn)狀統(tǒng)計

1 井筒摻稀降黏技術

摻稀降黏技術是利用相似相溶原理，通過油管或者套管向井內摻入稀油，減少混合油中瀝青的質量比例，增加稠油在稀油中的溶解量，從而達到降低稠油黏度的目的。摻稀降黏較水溶性化學降黏等方式效果要好，且相對穩(wěn)定。摻稀油生產的油井產液舉升到地面上后，一般不需要增加附加的手段及措施就可實現(xiàn)進罐或進流程。其工藝依據(jù)為：

（1）降低稠油的黏度和稠油液柱壓力及稠油流動阻力，增大井底生產壓差，使油井恢復自噴或達到機抽的條件。

（2）低密度稀油與地層稠油混合后的混合液密度小于原稠油密度，可降低井筒靜壓損失，從而提高產量或降低井底流壓。

摻稀降黏的地面設施主要由地罐、齒輪泵、儲油罐、過濾器、高壓注入泵、單流閥、井口及地面流程、閥門等組成（見圖1）。

圖1 摻稀降黏地面流程示意

2 摻稀工藝參數(shù)分析

2.1 稠油黏度與摻稀比例對降黏效果的影響

塔河油田T801（K）原油黏度175 000 mPa·s（20℃），TP8-2原油黏度15 740 mPa·s（20℃），摻入不同比例的稀油，降黏效果如表2所示。

表2 T801（K）井摻稀降黏實驗數(shù)據(jù)（20℃）

表3 TP8-2井摻稀降黏實驗數(shù)據(jù)（20℃）

由表2、3數(shù)據(jù)可知：稠油黏度越高，摻入稀油后降黏率越大，這說明高黏度稠油井更適合摻稀降黏度。一般當黏度大于50 000 mPa·s時以摻稀降黏為主，黏度低于50 000 mPa·s時以摻化學劑降黏為主［2］。還可得知相同溫度條件下，摻稀比例越大其降黏效果越好。但考慮到舉升成本，應盡可能減少摻稀油體積比，一般摻稀油體積比選擇1∶2至1∶1效果較好。

2.2 稠油含水對降黏效果的影響［3-4］

在同等摻稀比例、稀油溫度、摻入稀油方式等條件下，對不同含水的稠油在井筒同一深度溫度進行模擬計算，見圖2。圖2表明，雖然產液含水升高，摻稀后井筒溫度也升高，但高含水條件下?lián)较∮凸に嚨木擦鲃幼枇υ龃?。另外，當含水量上升后，產液出現(xiàn)反相乳化現(xiàn)象，造成井筒流體黏度急劇升高，摻稀降黏效果變差。因此對于含水較高的井，建議采用化學降黏工藝。

圖2 不同含水率對摻稀井井筒溫度的影響

2.3 稀油摻入點對降黏效果的影響

在同等摻稀比例、稀油溫度、稠油含水、井筒條件相同等條件下，稀油摻入點不同，井筒中同一深度壓力不同，具體見表4。表4表明，摻入深度越深，井筒流動阻力越小，井口壓力越高，說明摻入深度越深，摻稀效果越好。塔河油田一般直接在井底摻稀。

表4 摻稀深度對摻稀井筒壓力的影響

2.4 稀油摻入方式對降黏效果的影響

摻入方式有正摻（油管摻入、套管生產）、反摻（套管摻入、油管生產）兩種方式。目前塔河油田主要摻稀方式為反摻，因為反摻生產適合中-低產井，理論上稀油注入環(huán)空的接觸面積大，而混合液從油管出，減小了摩阻面積，舉升時消耗的能量要小一些。且機抽井較多，而機抽井的注入方式只能是套注。

3 摻稀優(yōu)化方案

稠油摻稀生產雖具有降黏效果好、生產穩(wěn)定以及易于管理等特點，但是由于油田生產規(guī)模的擴大，低產低效井增多，目前塔河油田面臨稀油資源嚴重不足的問題。為了提高稀油利用率，急需對目前的摻稀方案進行優(yōu)化。摻稀優(yōu)化方案主要有高含水摻稀井停摻稀、現(xiàn)有摻稀井優(yōu)化摻稀量、井下?lián)较∈褂没炫淦鳌?/p>

3.1 高含水井停摻

采油三廠含水高于90%摻稀井共有4口井，2011年停摻優(yōu)化7井次，有效優(yōu)化井次為3井次。TK828井于6月19日停摻，停摻前后抽油機電流相差不大，運行正常。停摻期間累計增油0.54 t，累計節(jié)約稀油30 t，有效優(yōu)化天數(shù)為6天。所以對于高含水摻稀井，可以采取停摻的方法節(jié)約稀油。截止2011年11月28日，4口高含水井停摻累計節(jié)約稀油4 692.1 t。

3.2 中低含水井優(yōu)化摻稀

在保證摻稀井穩(wěn)定生產的前提下，根據(jù)每日井口混合油樣黏度、密度化驗結果實時調整，以最小的摻稀量產出最大的稠油量，不斷摸索稠油井的最佳摻稀比。

2011年11月優(yōu)化摻稀14井次，有效優(yōu)化井次為9井次，有效率達60%。11月優(yōu)化摻稀期間累計增油1616.7 t，累計節(jié)約稀油1 331 t，平均有效優(yōu)化天數(shù)為20天。通過以上措施，平均每日可節(jié)約稀油65.9 t。

如圖3、4所示，TK725井從11月5日開始將摻稀量逐步優(yōu)化至17.3 t／d，相比先前節(jié)約稀油14.7 t／d；TK841井從9月18日將摻稀量優(yōu)化至49.8 t／d，相比先前節(jié)約稀油8.6 t／d。而2口井日產油量均呈上升趨勢，稀油利用率得到有效提高。

圖3 TK725井摻稀優(yōu)化效果

圖4 TK841井摻稀優(yōu)化效果

但有些摻稀井對摻稀量比較敏感，所以優(yōu)化摻稀量時要特別小心，一旦發(fā)現(xiàn)井口參數(shù)異常，必須及時恢復或者加大注入量直至井口參數(shù)、井口出液正常。這也間接反映了目前摻稀量是最優(yōu)注入量。

3.3 井下?lián)较』炫淦鞯氖褂?/p>

如果現(xiàn)場所摻稀油在井下沒有與稠油充分混合，就達不到理想的效果，從而造成稀油浪費。自動混配器工藝結構簡單，使用時直接安裝在泵下油管上，不需另外增加動力設備，僅靠液體在混合器內的多次分流、渦流、反流等過程產生自我攪拌作用，從而實現(xiàn)稀、稠油的各自分散與彼此混合，以最少的摻稀量達到最好的降黏效果。

以TH12113井為例。該井使用井下混配器后，日平均節(jié)約稀油14.1 t，注采比由3.87下降至1.80，在5 m×3 s工作制度下抽油機上行電流由66 A下降到55 A。這表明該井使用井下混配器后，增強了稠油與稀油的混合能力，節(jié)約了稀油，提高了稀油的利用率。

4 結論及建議

（1）摻稀降黏工藝更適合高黏度、低含水稠油井。綜合舉升成本與摻稀降黏效果，摻稀體積比選擇1∶2至1∶1效果較好。摻入深度越深，摻稀效果越好。由于反摻舉升時消耗的能量要小一些，適合中-低產井，所以塔河油田主要采用反摻工藝。

（2）目前塔河油田摻稀優(yōu)化方案有高含水摻稀井停摻稀、現(xiàn)有摻稀井優(yōu)化摻稀量、井下?lián)较』炫淦魇褂萌N。根據(jù)目前摻稀井生產動態(tài)，選擇合理的優(yōu)化方案可以有效提高稀油利用率。目前以第2種方案為主，但最佳摻稀量的確定無理論公式計算，只能靠現(xiàn)場摸索，在一定程度上影響了生產實效。

（3）動態(tài)監(jiān)測困難影響泵效的提高。目前對于摻稀機抽井無法監(jiān)測動液面，稀油的摻入提高了油井液面，這就對油井“本來面目”的認識帶來困難，對油井優(yōu)化設計和生產參數(shù)的調整帶來麻煩，因此需要今后研究解決。

［1］ 滿江紅，陳雷.摻稀降黏工藝在塔河油田試油開采中的應用［J］.石油鉆探技術，2002，30（4）：65-67.

［2］ 林日億，李兆敏.王景瑞，等.塔河油田超深井井筒摻稀降黏技術研究［J］.石油學報，2006，5（3）：115-119.

［3］ 張琪.采油工程原理與設計［M］.山東東營：石油大學出版社，2001：102-108.

［4］ 王世杏.井筒降黏技術在超深層稠油油藏開采中的應用［J］.內蒙古石油化工，2009，28（2）：101-106.

TE357

A

1673-8217（2012）06-0108-03

2012-05-30

鄢宇杰，碩士，1986年生，2011年畢業(yè)于長江大學油氣田開發(fā)專業(yè)，從事油田開發(fā)技術研究工作。

李金華