楊帆（大慶油田有限責任公司第三采油廠）

稠油含有較高的膠質、瀝青質，其黏度大、流動性差，給生產帶來了許多不便。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劑降黏舉升工藝等四種舉升工藝，各稠油舉升工藝技術有其不同的優(yōu)缺點，在現(xiàn)場應用中遇到各種問題。為此，在調查研究的基礎上，通過開展工藝技術分析和適用性技術研究，找出適合某油田最佳稠油舉升適用性工藝技術，并取得良好的應用效果。

1 某油田稠油舉升工藝現(xiàn)狀

1.1 電熱桿舉升工藝

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

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，摻水從油井套管進入，經套管、篩管進入泵上油管內。特點是從泵上摻水，對泵效影響小，而且投入少，見效快，操作簡單，便于管理，投入產出比高。

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)不正常邊遠井的井筒加熱[4]。其缺點：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）內使用，由于環(huán)套空間過小，所以會加大油流阻力，同時會加大油井載荷；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；三是在空心桿質量不合格的情況下，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：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)，計量準確，能減輕集輸系統(tǒng)的負荷，增加系統(tǒng)穩(wěn)定性；二是加熱介質為軟化水，避免摻水流程結垢，節(jié)省管線結垢除垢費用；三是循環(huán)系統(tǒng)自動控溫，提高系統(tǒng)安全性能及自動化程度等優(yōu)點。該技術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 化學劑降黏舉升工藝

通過把化學降黏劑擠入油層或從套管滴入井筒，從而達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，達到降低稠油黏度的目的；潤濕降阻法是在稠油生產過程中，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，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的阻力，改善稠油的流動性。因此，由不同表面活性劑（乳化液）和不同助劑構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帳，隨時跟蹤油井生產情況，根據相關生產數據及時調整加熱功熱，做好用電挖潛。因此，這項工藝會額外增加工作量。

2.2 泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝

受摻水水質、摻水水溫、摻水泵壓以及受地面條件制約較大，該工藝技術不能滿足某油田稠油舉升適應條件。主要問題：一是某油田摻水水質差，對管柱及集輸管線損害大，腐蝕及結垢嚴重；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，對稠密油起不到沖刷帶動作用；三是天然氣壓力低，摻水溫度低，導致在生產過程中，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，泵上摻水無法測量油井動液面、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，導致靜載荷增大；由于空心桿直徑變大，導致空心桿與油管環(huán)形空間變小，同時表面積增大導致摩擦載荷增大，由于空心桿自重增加導致慣性載荷增大。所以該工藝需要配備大功率的拖動電動機和較大懸點載荷的抽油機。

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)場對導管材料直觀測試來看，隔熱性能一般，致使高溫水循環(huán)不到管柱下端，導致下部加熱效果不好，桿出現(xiàn)緩下現(xiàn)象。

3）該工藝對溫度要求嚴格，但因受各種因素制約，溫度、泵壓、排量等參數變化大，不易管理。

4）空心桿和隔熱管的環(huán)空決定了單位時間的過流水量受到限制，因此，單位時間交換的熱能受到限制，從目前使用情況來看，對于生產稠密油黏度高的油井，效果不理想。從現(xiàn)場使用情況來看，對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工藝。

2.4 化學劑降黏舉升工藝

與液面深淺關系大，加藥量多少很難計算，必須在生產過程中根據單井生產情況摸索經驗，制定“一井一策”措施。生產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 試驗應用情況

3.1 電熱桿舉升工藝

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

1）對于油稠（黏度大于8 000 mPa·s），供液能力不強，含水低原油日產能達到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稠密油井。

4）新井投產，采出程度低，稠油黏度高的油井。

49口電熱桿舉升工藝應用前后油田生產數據對比統(tǒng)計見表1，可見應用電熱桿舉升工藝后，油井產油量、平均機采系統(tǒng)效率、功率因數等均有了明顯提升，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

根據原油黏度和拐點溫度確定出不同區(qū)塊最低井口摻水水溫，從而進一步倒推出計量站、摻水站的摻水最佳出口溫度，保證油井正常生產[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用前后油田生產數據對比統(tǒng)計見表2。

可見應用泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝后，油井產油量、平均機采系統(tǒng)效率、功率因數等均有了明顯提升，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

該工藝作為改進推廣實驗的工藝，前期投入成本高，密閉循環(huán)摻水一套材料費用達到31.4萬元，后期管理成本也相對較高，平均每天使用天然氣85×104m3。試驗應用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)加熱舉升工藝應用前后油田生產數據對比統(tǒng)計見表3。

可見應用空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝后，油井產油量、平均機采系統(tǒng)效率、功率因數等略有提升，油井噸液百米單耗略有下降，綜合節(jié)電率為2.2%。試驗應用結果表明，該工藝技術存在技術缺陷，使用后發(fā)現(xiàn)油井負荷重，小隔熱管隔熱效果差，不能達到井筒內部熱交換的目的，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 化學劑降黏舉升工藝

目前使用的化學降黏劑主要有兩種：一種是分散解阻劑，另一種為普通降黏劑，對比分散解阻劑和普通降黏劑兩種藥劑的性能，進行室內和現(xiàn)場應用試驗，室內實驗表明，在50 r/min的低攪拌強度下，分散解阻劑的降黏率可以達到95%以上，較常規(guī)降黏劑高近20%。從經濟性而言，常規(guī)降黏劑質量濃度0.6%t為最佳經濟加藥量，分散解阻劑質量濃度0.2%t為最佳經濟加藥量，生產現(xiàn)場對于日產產液量10 t/d的油井而言，常規(guī)降黏劑的使用量為60 kg/d，日需要藥劑費用480元，使用分散解阻劑使用量為20 kg/d，日需要藥劑費用240元。

表1 49口油井電熱桿舉升工藝應用前后油田生產數據對比

表2 35口油井泵上摻熱水降黏伴輸舉升工藝應用前后油田生產數據對比

表3 6口油井空心桿熱流體密閉循環(huán)加熱舉升工藝應用前后油田生產數據對比

表4 2019年25口稠油井化學劑降黏舉升工藝應用效果統(tǒng)計

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，注汽后由于某種原因溫度高。原油黏度可以正常生產幾個月的時間，當注汽末期出現(xiàn)桿緩下、載荷過大的情況，即采取套管點滴加化學藥劑的方式，使井恢復生產。如HLK92-21井，2019年2月6日氮氣剖注汽開井，3月5日量油達到13.7 t，增油11.3 t，油稠負荷重桿緩下，開電加熱，到5月5日，產油量降到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，累計節(jié)電達7.63×104kWh。

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

4 結論

1）因各地稠油油藏油質不同，可根據具體情況采用相應的降黏開采技術[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。

2）現(xiàn)場試驗應用結果表明，某油田宜采用大部分稠油井采用光油管化學滴加降黏工藝，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，分散解阻劑質量濃度0.2%為最佳經濟加藥量。采用此降黏舉升工藝，具有投入產出比高，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，由于試驗應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滴加降黏工藝技術取代。