稠油井摻稀降黏技術(shù)對策探討

1、    稠油井摻稀降黏技術(shù)對策探討    阿麗娜·阿爾斯朗摘 要：目前在稠油開采中主要面臨兩大難題，一是由于稠油在油層中不流動或流動性差，原油流入井筒困難;二是原油可以流入井筒，但僅靠油藏的壓力和溫度，原油難以流出地面。而且，現(xiàn)階段針對稠油地層摻稀的成熟技術(shù)并不多，稠油在井筒舉升過程中流動性差的問題嚴(yán)重阻礙了稠油的開發(fā)與利用。因此，探索有效的稠油摻稀措施是目前油田開采過程中亟需解決的問題。關(guān)鍵詞：稠油井;摻稀;現(xiàn)狀分析;對策原油在油藏條件下具有較好的流動性，但是在原油開采過程中，其在進(jìn)入油筒后的垂直流動過程中粘度會隨井筒溫度的降低而增大，流動性

2、變差，使油井無法投產(chǎn)和維持生產(chǎn)。本文主要以某區(qū)塊稠油開采為例，對現(xiàn)階段稠油井摻稀現(xiàn)狀進(jìn)行分析，探討目前存在的一些問題，并有針對性的提出相應(yīng)的解決對策，供相關(guān)工作者參考。1.井筒摻稀降黏技術(shù)概述1.1摻稀油降粘機(jī)理摻稀油降粘主要是利用稀油對稠油中膠質(zhì)和瀝青的溶解作用，當(dāng)稀油加溫并與稠油充分混合之后，混合油中的瀝青質(zhì)量比例將降低，從而大幅度降低稠油粘度，有效降低稠油井筒舉升過程中的摩擦阻力，提升原油的流動性。研究表明，摻入稀油的比例越高、溫度越高、混合時(shí)間越長，稠油的降粘效果越好。1.2井筒摻稀降黏技術(shù)井筒摻稀降黏較水溶性化學(xué)降黏等方式效果要好，且相對穩(wěn)定。摻稀油生產(chǎn)的油井產(chǎn)液舉升到地面上后，在沒

3、有外加措施的支持下可以實(shí)現(xiàn)進(jìn)罐流程。其依據(jù)為：1）稠油粘度降低可以有效降低稠油液柱壓力，減小稠油流動阻力，從而使得井底的生產(chǎn)壓差增大，使油井具備自噴條件，或者能夠達(dá)到機(jī)抽的條件;2）將密度較低的稀油與地層中的稠油混合后，可以大大降低混合液的密度，使其低于原稠油的密度，使井筒的靜壓損失降低，從而大幅度降低井底流壓，提高產(chǎn)量。2.稠油井摻稀現(xiàn)狀分析區(qū)塊碳酸鹽巖油藏原油性質(zhì)分布差異性較大，原油密度由西南向東北變稠。從去年起，其稠油井的摻稀比出現(xiàn)較大波動，部分月份摻稀比偏高，最高達(dá)2.71。通過分析可知，造成摻稀比偏高的主要原因有以下幾個(gè)方面：2.1受設(shè)備現(xiàn)狀限制，摻稀量難以精確控制（1）集中摻稀井。

4、集中摻稀井主要使用渦輪流量計(jì)及閘板調(diào)節(jié)閥進(jìn)行摻稀量控制，由于部分摻稀井井口壓力低，導(dǎo)致?lián)较￠y兩端壓差大，閥芯損壞問題突出，從而使摻稀量控制不準(zhǔn)。調(diào)查發(fā)現(xiàn)，集中摻稀油井中，出現(xiàn)摻稀閥故障的油井?dāng)?shù)占總油井?dāng)?shù)的70.6%，其中有近47%的油井沒有實(shí)施有效控制措施，摻稀比達(dá)到3.69，另外的53%油井摻稀閥完好或采取高壓流體自控儀的井平均摻稀比為3.04。這說明摻稀閥損壞是導(dǎo)致集中摻稀井摻稀量增加的直接原因。（2）單井摻稀井。單井摻稀井采用水平注油泵進(jìn)行摻稀，采用變頻控制器調(diào)頻控制轉(zhuǎn)速及排量，為保證電機(jī)安全，最低運(yùn)行頻率為20hz，考慮泵效60%的情況下，最低排量仍有19.2-60m3/d，在油井產(chǎn)量

5、降低后，無法將摻稀量調(diào)整至合適的低值。2.2摻稀量高，壓制油井產(chǎn)量導(dǎo)致視摻稀比高在實(shí)際的油井開采過程中，由于井下壓力的逐漸降低，導(dǎo)致部分油井在進(jìn)行鉆井作業(yè)時(shí)會發(fā)生漏失。部分油井在摻稀油的過程中，也會出現(xiàn)壓液面或者漏失問題，對油井產(chǎn)量產(chǎn)生非常大的影響，導(dǎo)致出現(xiàn)摻入多、產(chǎn)出少、摻稀比提高的情況。3.稠油井摻稀對策研究3.1在現(xiàn)有條件下調(diào)整摻稀量首先，要對實(shí)際生產(chǎn)中的油井進(jìn)行篩選，在不改變現(xiàn)場摻稀設(shè)備及流程的前提下，將混液密度值與控制值相差較大的油井摻稀量進(jìn)行下調(diào)，降低該部分井摻稀量;比如，區(qū)塊中的14口井中有4口井的摻稀量地面設(shè)備可滿足現(xiàn)有摻稀要求，可直接通過加密密度檢測，逐步下調(diào)摻稀量，在保證油

6、井正常生產(chǎn)的前提下，降低摻稀比;其次，對受設(shè)備限制導(dǎo)致?lián)较”雀叩挠途?，通過簡單改善流程及設(shè)備，降低摻稀量。比如，在14口井中，有9口井地面設(shè)備無法實(shí)現(xiàn)摻稀量繼續(xù)下調(diào)，其中7口井摻稀閥內(nèi)漏，2口單井摻稀的油井摻稀泵排量無法繼續(xù)下調(diào)，有1口井異物上返頻繁，暫不建議直接下調(diào)摻稀量，需要對設(shè)備以及流程進(jìn)行改善。3.2改變控制參考標(biāo)準(zhǔn)，進(jìn)一步進(jìn)行精細(xì)調(diào)整一方面，摻稀量控制可以以產(chǎn)出液動力粘度及回壓為主要參考依據(jù)，以混液密度作為輔助參考數(shù)據(jù)。在這個(gè)問題上可以考慮利用粘度控制法對摻稀比進(jìn)行調(diào)整;另一方面，可以通過開展摻甲苯+稀油降粘試驗(yàn)，降低稀油用量及摻稀比。摻甲苯降低摻稀比機(jī)理為：稀油與稠油在井底僅僅依靠

7、泵的抽吸作用來混合，基本上是在靜態(tài)工況下與稠油混合，混合均勻程度低。依據(jù)井筒摻稀降粘的中稀油與稠油的相似相容原理，研究出甲苯和汽油對稠油的降粘效果。研究發(fā)現(xiàn)，在稀油中摻入甲苯可以顯著降低稠油黏度。另外，在摻稀油和油溶性降黏時(shí)加入少量芳烴，能減少稀油和油溶性降黏劑的用量，同時(shí)原油本體黏度大大降低，并且油溶性降黏劑只有和芳烴共同作用才能顯著降低原油黏度。3.3結(jié)合生產(chǎn)運(yùn)行逐步完善地面及井下?lián)较」に噷τ谕晟频孛婕熬聯(lián)较」に囍饕梢詮膬蓚€(gè)方面入手，一是優(yōu)化地面摻稀流程，減少摻稀閥組漏失情況的發(fā)生。對于集中摻稀油井的摻稀閥內(nèi)漏、摻稀量無法精確控制的問題，在井口稀油入口閘門處可加裝旁通式節(jié)流油嘴流程，通

8、過不同的油嘴對部分多余的稀油進(jìn)行有效控制，從而降低摻稀量;二是選取摻稀比高，且鉆井、洗井漏失的油井，試驗(yàn)井下防漏失摻液舉升一體化工藝管柱?？刂埔徊糠侄嘤嗟南∮停档蛽较×?。對于單井摻稀但井口摻稀泵無法繼續(xù)下調(diào)的井，有如下三種方案可供選擇：1）及時(shí)更換合適的摻稀泵：在現(xiàn)有額定排量80-250m3/d的摻稀泵系列的基礎(chǔ)上，再備用20m3/d、40m3/d等排量規(guī)格的摻稀泵，在井場現(xiàn)有摻稀泵無法滿足摻稀要求時(shí)及時(shí)更換;2）摻稀泵出口安裝旁通式節(jié)流油嘴：在摻稀泵出口管線上增加一旁通流程，旁通流程上安裝油嘴套，油嘴套內(nèi)可使用不同規(guī)格的油嘴，大排量摻稀時(shí)使用原流程摻稀，在摻稀泵排量無法繼續(xù)下調(diào)時(shí)，使用旁通

9、流程進(jìn)行節(jié)流，更換油嘴時(shí)可倒回主流程摻稀生產(chǎn)，不會發(fā)生停摻停井的現(xiàn)象;3）摻稀泵出口管線上安裝回油管線，在摻稀泵排量無法繼續(xù)下調(diào)時(shí)，開啟回油流程的控制閘門，根據(jù)需要回流一部分稀油至稀油罐，從而降低摻入井底的稀油量。4.結(jié)論與認(rèn)識隨著科技的不斷進(jìn)步，稠油油藏必然會得到深入開發(fā)，摻稀降粘技術(shù)的研究與發(fā)展將成為未來的主要研究方向。相關(guān)工作人員應(yīng)對摻稀降粘工藝進(jìn)行更深入的探索，不斷優(yōu)化摻稀參數(shù)以及摻入介質(zhì)，節(jié)省稀油資源，建立配套的舉升工藝，提升摻稀井的管理水平，增加稠油井的開采效益。參考文獻(xiàn)：1王世杏.井筒降粘技術(shù)在超深層稠油油藏開采中的應(yīng)用j.內(nèi)蒙古石油化工，2002年02期.2滿江紅，陳雷.摻稀降粘工藝在塔河油田試油開