沈陽油田高凝油中高含水期采油工藝研究與應(yīng)用

李春寶

（中國(guó)石油遼河油田公司，遼寧新民 110316）

沈陽油田高凝油中高含水期采油工藝研究與應(yīng)用

李春寶

（中國(guó)石油遼河油田公司，遼寧新民 110316）

沈陽油田高凝油油品具有高含蠟量、高凝固點(diǎn)、高蠟熔點(diǎn)、高析蠟溫度的特點(diǎn)，造成井筒舉升十分困難。不斷的研究和實(shí)踐，形成了沈陽油田特殊的井筒舉升工藝，其開采方式經(jīng)歷了閉式循環(huán)采油與閉式水力活塞泵、射流泵采油→空心桿熱線、電動(dòng)潛油泵→電熱油管、空桿熱線、電動(dòng)潛油泵→空心桿熱線、電熱油管、電動(dòng)潛油泵、加藥冷抽、定期清蠟冷采方式的轉(zhuǎn)換，地面采用雙管伴熱井口摻水采油工藝。隨著油井進(jìn)入中高含水期，高凝油的特性也發(fā)生了改變，通過科技的進(jìn)步，采油工藝得到不斷的發(fā)展和應(yīng)用，逐步實(shí)現(xiàn)由全部熱采到部分熱采、低能耗的采油方式占主導(dǎo)地位的發(fā)展過程。

高凝油；井筒舉升工藝；熱采；冷采；電熱油管；冷采助劑；沈陽油田

沈陽油田目前高凝油探明面積87.2 km2，探明儲(chǔ)量21 421×104t，動(dòng)用面積68.3 km2，動(dòng)用儲(chǔ)量16 803×104t，注水面積44.2 km2，注水動(dòng)用儲(chǔ)量12 615×104t，凝固點(diǎn)高于40℃的石油地質(zhì)儲(chǔ)量占整個(gè)凹陷探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量的70%以上，從1986年開始，由于新工藝技術(shù)的發(fā)展和應(yīng)用，沈陽油田正式投入全面開發(fā)建設(shè)，成為全國(guó)最大的高凝油生產(chǎn)基地。

高凝油由于重?zé)N含量高，具有特殊的流變性，原油粘度對(duì)溫度相當(dāng)敏感。它的流動(dòng)性不如稀油，但溫度在析蠟點(diǎn)以上時(shí)，流動(dòng)性仍然較好，在地層條件下呈牛頓流體，溫度在析蠟點(diǎn)以下呈非牛頓流體，接近凝固點(diǎn)或在凝固點(diǎn)以下時(shí)出屈服值，成為假塑性流體，在溫度低于凝固點(diǎn)以下時(shí)，將有大量固體蠟晶析出，造成剪切應(yīng)力隨溫度降低而成直線急劇上升，造成井筒舉升十分困難，因此，開采高凝油的技術(shù)關(guān)鍵是保證在它從井筒到地面至煉油廠全過程中溫度要高于凝固點(diǎn)，否則就會(huì)出現(xiàn)凝管問題。隨著油井進(jìn)入中高含水期，油、水在井筒中處于分離狀態(tài)，低能耗采油工藝的研究進(jìn)入一個(gè)新的階段［1-2］。

1 井筒舉升工藝的發(fā)展過程

沈陽油田按原油特性分高凝油和稀油，其中以高凝油為主，由于高凝油油品性質(zhì)的特殊性，如何將高凝油從井底舉升到地面是研究的重點(diǎn)。油田開發(fā)初期，通過理論計(jì)算得出：不同含水狀態(tài)下的高凝油凝固點(diǎn)和φ62mm油管中應(yīng)保持的最低排量如表1。

表1 不同含水狀態(tài)下的高凝油凝固點(diǎn)和62 mm油管中應(yīng)保持的最低排量表

通過表1計(jì)算結(jié)果的研究，必須有足夠的溫度和排量才能保持井筒內(nèi)原油的流動(dòng)性，是實(shí)現(xiàn)有效舉升的基礎(chǔ)，因而形成了沈陽高凝油油田特殊的采油工藝。沈陽油井井筒舉升工藝可分為三個(gè)階段。

第一階段：油田開發(fā)初期和穩(wěn)定期（1996年以前），高凝油采油方式以“水力活塞泵采油和閉式熱水循環(huán)采油工藝”為主體，完全依靠井筒伴熱進(jìn)行采油。隨著油田開發(fā)的不斷深入，油井含水上升，制約油田發(fā)展的矛盾越來越突出，水力泵井主要矛盾是油井資料無法落實(shí)，動(dòng)力液高壓系統(tǒng)存在一定的安全隱患，同時(shí)能耗高，生產(chǎn)運(yùn)行成本居高不下，已不再適應(yīng)油田發(fā)展需要，到1997年水力泵井已全部實(shí)現(xiàn)工藝轉(zhuǎn)化；閉式熱水循環(huán)采油工藝一直持續(xù)到2003年，也是由于油田到了開發(fā)的中后期，油井含水上升，且閉抽系統(tǒng)的運(yùn)行已達(dá)16年，存在著用電量大、泵修工作量大、電修費(fèi)用高；伴生氣量難以滿足需要；泵效低、無液面資料；地面管線及井下套管腐蝕嚴(yán)重、系統(tǒng)復(fù)雜、地面設(shè)備老化等問題，被電熱油管、加藥冷抽等先進(jìn)的采油方式所取代。

第二階段：油田開發(fā)穩(wěn)定期和遞減期（1996-2003年），高凝油采油方式以“閉式熱水循環(huán)采油、空心桿熱線采油、潛油電泵采油、冷采加藥采油工藝”等四種采油工藝并存協(xié)調(diào)發(fā)展。

第三階段：高凝油油田進(jìn)入中高含水期后（2003年以后），采油工藝主要以“空心桿熱線采油、電熱油管采油、潛油電泵采油、冷采加藥采油和冷采工藝”等五種采油工藝并存協(xié)調(diào)發(fā)展。伴隨著油田開發(fā)的更進(jìn)一步深入，目前的空心桿熱線采油井將逐步轉(zhuǎn)向電熱油管采油，而電熱油管采油井將逐步轉(zhuǎn)向冷采加藥的低成本舉升工藝發(fā)展。

2 中高含水期采油工藝的研究與應(yīng)用

由于高凝油特殊的物性，開采方式注定與“熱”分不開，目前冷采井依然需要伴熱輸送。隨著注水開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)和油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的變化，特別是主力區(qū)塊綜合含水已達(dá)90%以上，原油物性已發(fā)生了很大的變化，原油在井筒中處于分離狀態(tài)。

由于物性的變化，為低成本采油方式的應(yīng)用提供了條件。

2.1 中、高含水油井實(shí)現(xiàn)冷采

根據(jù)多年來在化學(xué)采油方面的實(shí)踐，開發(fā)具有改變潤(rùn)濕性、分散蠟晶的冷采助劑，實(shí)現(xiàn)高含水油井冷采。

2.1.1冷采助劑的研制

冷采助劑（即化學(xué)防蠟劑）的主要成份有：乳化劑、分散劑、潤(rùn)濕劑、穩(wěn)定劑和其它助劑。研制方法主要采用部分主要成分的合成和正交試驗(yàn)法篩選復(fù)配等方法。

2.1.2冷采助劑的作用機(jī)理

冷采助劑的作用機(jī)理主要有兩個(gè)方面：

（1）潤(rùn)濕作用。含有活性劑成分的分子中的極性部分具有乳化作用、分散作用、潤(rùn)濕作用，使高凝油在開采集輸系統(tǒng)中形成水包油比較穩(wěn)定的微粒乳狀液，藥劑從套管中加入到油管后，在流動(dòng)過程中，對(duì)油管管壁、抽油桿、泵體表面具有潤(rùn)濕作用，減少降低了高凝油的凝聚與吸附。

（2）分散作用。蠟晶分散劑與其它表面活性共同作用，使小蠟晶不易聚結(jié)，在乳化劑、穩(wěn)定劑作用下形成水包油乳狀液，分散體系處于相對(duì)穩(wěn)定狀態(tài)，因而大大提高了高凝油在水中的低溫流動(dòng)性。

圖1a是未經(jīng)乳化分散的原油在管線中的流動(dòng)狀態(tài)示意圖。雖然原油含水較高，但油水未經(jīng)乳化，分布很不均勻，原油以較大塊狀存在于水中，管線中還存在著油的段塞。管線表面也不是水潤(rùn)濕。這種狀態(tài)下，降低輸送溫度，只要低于原油的析蠟點(diǎn)或凝固點(diǎn)，一方面是原油中的石蠟逐步附著在管壁上，增大輸送阻力。另一方面，未經(jīng)分散的原油相互聚結(jié)，最后形成大的凝固油塊，堵塞管線。

圖1b是原油經(jīng)乳化分散形成的O／W乳狀液在管線中的流動(dòng)狀態(tài)示意圖。原油形成O／W乳狀液后，連續(xù)相完全是水，管線表面也完全是水潤(rùn)濕。這種狀態(tài)下，降低輸送溫度，即使低于原油的析蠟點(diǎn)或凝固點(diǎn)，水潤(rùn)濕的管線表面也不會(huì)產(chǎn)生石蠟附著。同時(shí)，經(jīng)乳化分散的原油也不會(huì)相互聚結(jié)，避免形成大的凝固油塊堵塞管線，從而保證高凝油的冷采冷輸。

加藥前后原油的蠟晶微觀結(jié)構(gòu)會(huì)發(fā)生明顯變化。加藥前原油的蠟晶結(jié)構(gòu)緊密，蠟晶相互結(jié)合在一起，此時(shí)原油在水中呈團(tuán)塊狀。加藥后，原油在藥劑的作用下，蠟晶結(jié)構(gòu)變得疏松，間距增大，蠟晶相互結(jié)合的構(gòu)架松散，此時(shí)蠟晶有機(jī)會(huì)與水分子結(jié)合，形成o／w乳狀液。

圖1 原油在管線中的流動(dòng)狀態(tài)與O／W乳狀液在管線中的流動(dòng)狀態(tài)對(duì)比

2.1.3沈84塊原油冷采前后的粘溫變化

將開發(fā)的冷采助劑在沈84塊的原油進(jìn)行了溫度對(duì)粘度影響實(shí)驗(yàn)。為了符合原油從井底抽到井口的工藝流程，沈84塊原油（含水5%）加藥前后的粘溫曲線從高溫測(cè)到低溫，因此粘溫曲線只是反映原油的析蠟溫度和凝固點(diǎn)溫度（見圖2），從圖2中可以看出，粘溫曲線的第一拐點(diǎn)所顯示的溫度與析蠟溫度56℃相近，第二拐點(diǎn)溫度與原油凝固點(diǎn)溫度相近。加入3%藥劑后，粘溫曲線的兩個(gè)拐點(diǎn)溫度基本沒有變化，但原油的粘度得到明顯降低，特別是在兩個(gè)拐點(diǎn)之間的低溫段，高剪切113.5（1／s）下平均年度值由101.2 mPa·s降到54.7 mPa·s，降低幅度可達(dá)到50%（見圖3）。由此可以說明，藥劑的加入對(duì)沈84塊原油起到降粘不降凝的作用。

圖2 加藥前粘溫曲線

圖3 加藥（3%）后粘溫曲線

2.2 熱線井間送及轉(zhuǎn)化為電熱油管采油

針對(duì)目前采用熱線生產(chǎn)的油井，有選擇性地改為能耗相對(duì)較低的電熱油管的生產(chǎn)方式。電熱油管生產(chǎn)較熱線具有一次性投資小、使用壽命長(zhǎng)、不用洗井等優(yōu)點(diǎn)，是一種替代熱線井的工藝。目前，熱線生產(chǎn)井已逐步減少。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

從2009年4月始，沈二區(qū)電熱油管轉(zhuǎn)加藥冷采50口井，均正常運(yùn)轉(zhuǎn)。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果確定的加藥濃度為0.2%～0.3%，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中經(jīng)過試驗(yàn)摸索，加藥濃度控制在0.82‰左右，單井日均加藥量為12.2 kg。累計(jì)加藥77 t（藥劑費(fèi)用按6396元／t計(jì)算），當(dāng)年投入藥劑費(fèi)用49.2萬元；累節(jié)電329.5萬度，累節(jié)電費(fèi)189.7萬元，創(chuàng)效140.5萬元。

4 結(jié)論

（1）高凝油采油工藝在不同開發(fā)階段的優(yōu)化轉(zhuǎn)化潛力巨大。

（2）中高含水期的高凝油油井可以實(shí)現(xiàn)化學(xué)冷采，能大幅度降低耗電量、延長(zhǎng)油井熱洗周期。

（3）下一步還要繼續(xù)進(jìn)行化學(xué)采油技術(shù)的研究，提高藥劑性能和對(duì)低含水油井的適應(yīng)性。

（4）在沈84-安12塊應(yīng)繼續(xù)擴(kuò)大含水60%以上高凝油井化學(xué)防蠟技術(shù)及配套工藝的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用規(guī)模；加強(qiáng)60%以下高凝油井化學(xué)防蠟技術(shù)的研究；進(jìn)一步摸索加藥規(guī)律和類似區(qū)塊的適應(yīng)性，最終實(shí)現(xiàn)高凝油井中高含水期的冷采冷輸。

［1］ 王春鵬.遼河油區(qū)油田開發(fā)實(shí)踐［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002.

［2］ 羅英俊.采油技術(shù)手冊(cè) （第四分冊(cè)）［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1993.

TE355.9

A

1673-8217（2011）增-0072-03

2011-03-08

李春寶，工程師，1965年生，1987年畢業(yè)于遼河石油學(xué)校石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事采油生產(chǎn)管理工作。

吳官生