海上稠油井筒降黏及配套舉升工藝

縱封臣齊 桃李偉超李玉光管虹翔

（1.中國(guó)海洋石油總公司，北京 100010；2. 中海油研究總院，北京 100027）

海上稠油井筒降黏及配套舉升工藝

縱封臣1齊 桃2李偉超2李玉光2管虹翔2

（1.中國(guó)海洋石油總公司，北京 100010；2. 中海油研究總院，北京 100027）

海上稠油開采面臨井筒降黏技術(shù)優(yōu)選及舉升工藝配套的問(wèn)題。圍繞渤海L油田明化鎮(zhèn)組高黏稠油開采難度大的問(wèn)題，結(jié)合井筒降黏方式室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，推薦采用稠油摻稀油的井筒降黏技術(shù)及配套的射流泵舉升工藝。同時(shí)，對(duì)稀油動(dòng)力液的地面處理流程及注入?yún)?shù)進(jìn)行了研究?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，稠油摻稀油井筒降黏技術(shù)及配套的射流泵舉升工藝效果明顯，單井平均產(chǎn)量比ODP配產(chǎn)方案增加了80%，為該油田及類似油田稠油的開發(fā)提供了參考。

稠油；摻稀油；降黏；射流泵；海上油田

L油田位于渤海東部海域，含油層系自上而下分別為明化鎮(zhèn)組下段、館陶組和東營(yíng)組，其中明化鎮(zhèn)組和館陶組上部油組地面原油黏度較大，由于開發(fā)類似高黏度的海上稠油油田仍然缺乏相關(guān)的經(jīng)驗(yàn)，因此，為了降低勘探開發(fā)的風(fēng)險(xiǎn)，油藏方案推薦先期動(dòng)用品質(zhì)較好的兩個(gè)砂體，分別鉆取一口水平井進(jìn)行試驗(yàn)性開發(fā)，通過(guò)試驗(yàn)獲取相應(yīng)的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，以指導(dǎo)后期稠油油田的大規(guī)模開發(fā)。文中圍繞L油田明化鎮(zhèn)組高黏稠油開采難度大的問(wèn)題，對(duì)井筒降黏技術(shù)及配套的舉升工藝進(jìn)行了優(yōu)化，結(jié)合稠油摻稀油井筒降黏室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，對(duì)稀油動(dòng)力液的地面處理流程及注入?yún)?shù)進(jìn)行了研究，并對(duì)2口先導(dǎo)試驗(yàn)井的生產(chǎn)情況進(jìn)行了介紹，旨在為其他類似海上稠油油田的前期設(shè)計(jì)和開發(fā)提供一定的參考。

1 井筒降黏和機(jī)采配套方法優(yōu)選

L油田油藏埋深1022.1～2585.8 m，油藏壓力梯度為1.0 MPa/100 m，地溫梯度為2.7 ℃/100 m。NmⅠ～NmⅤ和NgⅠ～NgⅡ油組為重質(zhì)稠油，地面原油密度0.942～0.989 g/cm3，地面原油黏度1052～5369.20mPa·s，地下原油黏度400～700 mPa·s，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量14.31%～45.36%；NgⅢ～NgⅤ油組為中質(zhì)稀油，地面原油密度0.855～0.913 g/cm3，地面原油黏度5.90～36.90 mPa·s，地下原油黏度約為5.76 mPa·s，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量7.60%～18.80%。

將稠油從井底舉升至井口，是采油專業(yè)研究的重點(diǎn)和難點(diǎn)。渤海南堡35-2油田的生產(chǎn)實(shí)踐表明，在不采取井筒降黏措施的情況下，無(wú)論采用電潛泵或電潛螺桿泵，油井的檢泵周期和生產(chǎn)時(shí)率都難以得到保證，除了與油藏供液能力不足有關(guān)外，海上常用機(jī)采方式對(duì)于高黏度原油的適應(yīng)性也是一個(gè)關(guān)鍵的影響因素。L油田原油黏度高于南堡35-2油田，為了降低油井的生產(chǎn)作業(yè)成本，提高油井生產(chǎn)時(shí)率，輔以合理的降黏方式是很有必要的。

目前，可選擇的稠油降黏方式有十余種［1-7］，L油田具備充足的稀油源，稀油和不同含水率的稠油混合降黏具有降黏效果好、黏度無(wú)反彈等優(yōu)點(diǎn)，因此摻稀油降黏是較為理想的降黏方式。在此前提下，考慮到摻稀油的便利性、機(jī)采方式配套的成熟度、初期投資和后期生產(chǎn)作業(yè)量及成本等因素，結(jié)合海上和陸上類似油田的生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，推薦采用射流泵方式生產(chǎn)。射流泵井下機(jī)組沒(méi)有運(yùn)動(dòng)部件，核心部件采用合金材料，使用壽命較長(zhǎng)；后期調(diào)參換泵等作業(yè)可以通過(guò)液力投撈方式實(shí)現(xiàn)，作業(yè)成本很低；埕北油田生產(chǎn)表明［9］，與電潛泵相比，其節(jié)能優(yōu)勢(shì)也比較明顯；最為關(guān)鍵的是，射流泵可以采用本油田東營(yíng)組或館陶組下部的稀油作為動(dòng)力液，井下管柱簡(jiǎn)單，可更好地兼顧降黏和舉升雙重的目的。

2 摻稀油降黏效果實(shí)驗(yàn)

2.1 無(wú)水稠油和稀油混合降黏實(shí)驗(yàn)

L油田的96#和94#稠油，用同一平臺(tái)產(chǎn)的1#和2#稀油摻合降黏，1#、2#稀油按1∶1的質(zhì)量比混合作為降黏用稀油，用這種混合稀原油以不同的比例摻入到稠油中進(jìn)行降黏實(shí)驗(yàn)。稠油和稀油樣品的流體性質(zhì)見(jiàn)表1，混合油50 ℃時(shí)的黏度為4.414 mPa·s。

兩份稠油樣品摻稀的實(shí)驗(yàn)結(jié)果分別如表2和表3所示，實(shí)驗(yàn)中稠油和稀油樣品總質(zhì)量為100 g。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可見(jiàn)，L油田的94#和96#稠油摻稀油降黏效果非常理想，96#稠油摻入稀油質(zhì)量比m為3∶1時(shí)，原油黏度降低約90%；94#稠油摻入稀油質(zhì)量比為7∶3時(shí)，原油黏度降低約97%。此外，這兩種稠油和自

表1 稠油油樣和1#、2#稀原油油樣化驗(yàn)分析

產(chǎn)的稀油混合降黏，基本遵循雙對(duì)數(shù)降黏規(guī)律，即

式中，μ混、μ稀、μ稠分別為混合油、稀油及稠油在同一溫度的黏度，mPa·s；x為稀油的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

表2 96#稠油摻稀降黏實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表3 94#稠油摻稀降黏實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從表2和表3可以看出，實(shí)驗(yàn)和計(jì)算的誤差絕對(duì)值基本在5%左右，且隨著稠油粘度增加，試驗(yàn)和計(jì)算誤差基本趨于增大。因此，可以運(yùn)用雙對(duì)數(shù)降黏規(guī)律來(lái)預(yù)測(cè)其他摻稀油比例下的混合油黏度。

2.2 不同含水率稠油和稀油混合降黏實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)所用稠油樣品脫水黏度4585 mPa·s（50℃），密度0.978 g/cm3，所用稀油脫水黏度6 mPa·s（50℃），密度0.876 g/cm3。50 ℃實(shí)驗(yàn)條件下，不摻稀油、不同含水率稠油的黏度如圖1所示，稠油的油水乳狀液反相點(diǎn)約為30%。20 ℃下，不同含水率、不同摻稀質(zhì)量比的混合黏度和降黏比例分別如圖2和圖3所示。含水率低于30%時(shí)，隨著含水率的提高，由于稠油乳化的影響，相同摻稀比混合原油黏度高于不含水情況下混合黏度，不過(guò)在實(shí)驗(yàn)的含水率范圍內(nèi)，當(dāng)摻稀油質(zhì)量比達(dá)到40%后，混合黏度基本可降低至150 mPa·s以下，降黏率高達(dá)95%以上。

圖1 不摻稀油、不同含水率下稠油黏度（50 ℃）

圖2 不同含水率、不同摻稀質(zhì)量比例下的混合黏度

圖3 不同含水率、不同摻稀質(zhì)量比例下的稠油降黏率

通過(guò)上述實(shí)驗(yàn)和分析，可以得出結(jié)論：L油田的稀油無(wú)論對(duì)于不含水和含水稠油都具有較好的降黏效果，完全可以滿足降黏生產(chǎn)的要求。

3 稀油作動(dòng)力液的射流泵采油工藝

3.1 稀油動(dòng)力液地面處理流程

稀油動(dòng)力液地面處理流程如圖4所示。L油田東營(yíng)組或館陶組的油井所產(chǎn)流體在生產(chǎn)管匯集后，其中一部分進(jìn)入全油田的匯集管線，通過(guò)海底三相混輸管線輸送至PSP平臺(tái)進(jìn)行油氣處理；另一部分稀油先經(jīng)稀油動(dòng)力液加熱器加熱后再進(jìn)入稀油動(dòng)力液分離器進(jìn)行氣、液兩相分離，分出的天然氣進(jìn)入其他井的匯集管線經(jīng)海管去PSP進(jìn)行油氣處理，分出的液相物流經(jīng)稀油動(dòng)力液輸送泵增壓后注入明化鎮(zhèn)組稠油井。地面動(dòng)力液供給系統(tǒng)配置緩沖罐，動(dòng)力液增壓進(jìn)入每口井前需配備計(jì)量裝置進(jìn)行計(jì)量。稀油動(dòng)力液注入前所含固體顆粒直徑要求小于0.5 mm，體積含氣量要求小于0.05%。

圖4 稀油動(dòng)力液地面處理流程

3.2 射流泵工作參數(shù)

射流泵的工作參數(shù)設(shè)計(jì)包括噴嘴、喉管的選擇、動(dòng)力液量和動(dòng)力液注入壓力的設(shè)計(jì)等，設(shè)計(jì)遵循的原則如下。

（1）選擇合理的噴喉面積比R。R值大于0.400的泵用于深井或井底壓力低而舉升揚(yáng)程高的井，R值小于0.235的泵用于淺井或井底壓力低而高排量的井。本油田壓力梯度正常，油層深度較淺，油井排量低（設(shè)計(jì)產(chǎn)液量約50 m3/d），為此選擇R值在0.235～0.400之間的泵。

（2）防止射流泵的氣蝕現(xiàn)象。射流泵喉管入口處因液流速度快常形成低壓區(qū)，可能產(chǎn)生氣蝕現(xiàn)象，氣蝕會(huì)嚴(yán)重?fù)p壞泵的部件。在吸入壓力p3和產(chǎn)液量q3下，為防止氣蝕，喉管的環(huán)空面積應(yīng)大于氣蝕面積，即

式中，Aj為喉管環(huán)空面積，m2；Acm為氣蝕面積，m2；q3為預(yù)測(cè)底層產(chǎn)液量，m3/d；p3為預(yù)測(cè)泵吸入口壓力，MPa；G3為井筒液壓力梯度，MPa/m；fw為含水率，%；Rgo為生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Go為油的壓力梯度，MPa/m；Gw為水的壓力梯度，MPa/m。

（3）選泵時(shí)力求獲得最大泵效 。

式中，η為泵效，無(wú)量綱；H為壓力比，無(wú)量綱；M為流量比，無(wú)量綱；p2為泵排出端壓力，MPa；p1為噴嘴壓力，MPa；q1為噴嘴流量，m3/d；ps為井口動(dòng)力液壓力，MPa；h1為泵掛深度，m；G1為動(dòng)力液壓力梯度，MPa/m；F1為動(dòng)力液注入摩阻損失，MPa；γ1為動(dòng)力液相對(duì)密度，無(wú)量綱；q2為總返出液量，m3/d；F2為返出液體摩阻，MPa；G2為返出液壓力梯度，MPa/m；pwh為井口壓力，MPa。

設(shè)定一個(gè)井口動(dòng)力液壓力初始值ps，利用式（4）、（5）迭代計(jì)算出噴嘴流量q1和噴嘴壓力p1，利用式（4）～（8）計(jì)算出壓力比H和流量比M，對(duì)照射流泵無(wú)量綱特性曲線確定合理的噴喉比R，從而確定出喉管尺寸。根據(jù)本油田油藏?cái)?shù)據(jù)和配產(chǎn)指標(biāo)，射流泵下入垂深約1200 m，油管直徑88.9 mm，動(dòng)力液采用反循環(huán)注入方式，確定射流泵工作參數(shù)如下：射流泵泵型В-4，噴嘴面積6.129 mm2，喉管面積20.258 mm2，動(dòng)力液井口注入壓力8～10 MPa，動(dòng)力液量75～85 m3/d。

3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

兩口先導(dǎo)試驗(yàn)井ODP配產(chǎn)分別為24.7 m3/d、20 m3/d。實(shí)際投產(chǎn)后效果良好，平均產(chǎn)油量分別為44 m3/d、37 m3/d，最大產(chǎn)油量分別為63 m3/d、61 m3/d，比ODP配產(chǎn)方案增加了80%的產(chǎn)量。本技術(shù)的成功應(yīng)用將為該油田及類似油田稠油的開發(fā)提供了有效的參考。

4 結(jié)論

（1）L油田稠油和自產(chǎn)的稀油混合降黏，基本上遵循雙對(duì)數(shù)降黏規(guī)律，可以運(yùn)用此規(guī)律來(lái)預(yù)測(cè)其他摻稀油比例下的混合油黏度。

（2）稠油摻稀油井筒降黏技術(shù)及配套的射流泵舉升工藝現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果明顯，單井平均產(chǎn)量比ODP配產(chǎn)方案增加了80%，為該油田及類似油田稠油的開發(fā)提供了有效的參考手段。

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（修改稿收到日期 2011-04-15）

〔編輯 付麗霞〕

Viscosity reducing and integrated artificial lift
techniques for heavy oil wellbore in offshore oilfield

ZONG Fengchen1, QI Tao2, LI Weichao2, LI Yuguang2, GUAN Нongxiang2

（1. China National Offshore Oil Corporation, Beijing 100010, China; 2. CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China）

Issues facing the heavy oil development in offshore field are optimizing viscosity reducing and integrated artificial lift techniques for heavy oil wellbore. Focusing on the extremely difficulty to develop the high viscosity oil in Minghuazhen Formation in Вohai L oilfield, this paper has recommended the blending diluting oil technology and corresponding jet pump artificial lift technique based on the laboratory experiment results of viscosity reduction. Meanwhile, thin oil power fluid treatment loop on ground and injection parameters were also studied in this paper. Field application shows that the viscosity reducing and integrated artificial lift techniques for heavy oil wellbore are very effective. The average production of per well is increased by 80%, which provide effective reference to develop remaining heavy oil reverse of this oilfield and other similar oilfields.

heavy oil; blending diluting oil; viscosity reducing; jet pump; offshore oilfield

TE355.3

A

1000-7393（ 2011 ） 03-0047-04

中海油油氣田開發(fā)前期研究項(xiàng)目的子課題“稠油井筒降黏和采油方式研究”（編號(hào)：2006-FS-006）。

縱封臣，1979年生。2004年中國(guó)石油大學(xué)（北京）碩士畢業(yè)，主要從事海上油氣田鉆完井和采油方案設(shè)計(jì)，工程師。電話：010-84521639。E-mail：zongfch@cnooc.com.cn。