泵上摻水稠油井工作參數(shù)優(yōu)化與實施效果

蔡峰科

(中國石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東東營257237)

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泵上摻水稠油井工作參數(shù)優(yōu)化與實施效果

蔡峰科

(中國石化勝利油田分公司孤東采油廠，山東東營257237)

稠油井泵上摻水工藝具有投入低、產出高、生產過程穩(wěn)定、不影響泵效、不傷害地層的特點，并得到了廣泛應用，但勝利油田孤東九區(qū)稠油摻水工作參數(shù)不合理，造成稠油井含水上升快、日產油水平下降、光桿腐蝕嚴重、堵塞管線被迫停井等現(xiàn)象，影響了正常生產。為了解決此問題，從實際摻水溫度、摻水量分析出發(fā)，分析了現(xiàn)行摻水參數(shù)存在的問題，并對進行參數(shù)優(yōu)化。結果顯示，隨井的距離遠近、摻水溫度變化大及摻水量不合理是目前研究區(qū)稠油開發(fā)效果不佳的主要原因。通過參數(shù)優(yōu)化，保證每口單井的摻水溫度都達到(70±2)℃，同時通過試驗確定了不同階段的合理摻水量經(jīng)驗公式，并制訂了孤東九區(qū)稠油開發(fā)摻水管理規(guī)范，形成制度化、規(guī)范化管理。實施后，增油降本效果顯著。

泵上摻水；稠油井；工作參數(shù)；增產降耗

孤東九區(qū)稠油含油面積1.2km2，地質儲量為357×104t，油層平均埋深1360m，含油飽和度為55%，油層溫度為60～65℃，地面原油相對密度為0.9755,黏度為1500～6000mPa·s，原油拐點溫度為68℃,常規(guī)開采難度大，一般采用注汽吞吐和蒸汽驅開發(fā)。自1999年以來，成本較低、現(xiàn)場管理較為方便的泵上摻水工藝在孤東九區(qū)稠油開發(fā)中得到了廣泛應用。

與普通油井相比，泵上摻水稠油井在抽油泵上部用封隔器隔開，使摻入水與稠油在泵上混合，與油一起抽出井口，降低稠油黏度，改善高黏度原油的流動性，既降低了抽油桿的黏滯阻力，又降低了井口回壓，從而改善開發(fā)效果[1]。該工藝具有投入低、產出高、不傷害地層、不影響泵效、占井周期短、生產過程穩(wěn)定的特點，是提高稠油油藏開發(fā)效益的有效方法。目前，孤東九區(qū)共開井56口，其中泵上摻水稠油井48口，日產液428t,日產油186t。

1 存在的問題

泵上摻水稠油井摻水參數(shù)的調整與單井日產油水平有直接關系，直接影響地層產能的發(fā)揮[2]。摻水參數(shù)不合理會導致含水上升快、日產油水平下降、光桿腐蝕嚴重、堵塞管線被迫停井等現(xiàn)象，嚴重影響孤東九區(qū)稠油的綜合開發(fā)效果。

1.1 摻水溫度

油井原油溫度與黏度成反比，摻水溫度低則無法起到降黏作用，溫度過高又造成耗能偏高[3]。因此，針對不同溫度下孤東九區(qū)稠油的黏度變化進行了室內實驗，并繪制了溫度—黏度曲線(圖1)。

由圖1可知，稠油的拐點溫度為68℃。低于68℃時，溫度每升高10℃，原油黏度約降低一半；超過68℃后，隨著溫度的升高，原油黏度變化不大[4]。從摻水工藝流程看，孤東九區(qū)摻水站有3臺加熱爐，熱水溫度可達75℃，經(jīng)計量站再次加熱溫度可達85℃；但經(jīng)過管線損失后，較近的井可達到76℃，而較遠的井摻水溫度只有45℃，摻水溫度低的井出現(xiàn)光桿緩下、斷桿、堵塞管線現(xiàn)象明顯增多[5]。摻水溫度變化較大是造成稠油開發(fā)效果不佳的因素之一。

1.2 摻水量

摻水量多導致含水上升，摻水量少易出現(xiàn)光桿緩下、堵塞管線等現(xiàn)象，甚至造成躺井，采油時率下降[6]。

以R3N11井為試驗井，在7天時間內4次調節(jié)摻水量，并跟蹤錄取資料(表1)，證實摻水量對該井影響較大。

從表1中可以看出，摻水量在20m3/d時，日產油能力達到最大。摻水量過大，油井產生壓液、壓油現(xiàn)象，造成單井混合液量、混合含水上升，油量下降；而摻水量過少造成回壓升高，光桿緩下，影響油井正常生產。且同一油井不同生產階段對摻水量的需求也不同，故摻水量是否合理直接影響泵上摻水稠油井開發(fā)的效果。

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表1 摻水量對單井日產油影響數(shù)據(jù)表

2 工作參數(shù)優(yōu)化

2.1 控制摻水溫度

根據(jù)孤東九區(qū)稠油黏度—溫度曲線，68℃為稠油的拐點溫度，即最合理的摻水溫度。為確保每口井都能摻入合適溫度的水，經(jīng)過負荷計算，對加熱爐投用位置和能力進行重新配置，對摻水工藝流程進行改造，停運摻水站的1臺加熱爐，在較遠的8口單井上配置單井加熱爐。

摻水站的2臺加熱爐可使熱水溫度達到60℃，加壓到達計量站再次加熱可達75℃，到較近的單井時溫度達為69℃，較遠的井經(jīng)過單井加熱爐再次加熱溫度可達72℃，保證每口單井的摻水溫度都達到(70±2)℃，并將其作為各班組強制性指令執(zhí)行。優(yōu)化后，原先摻水溫度處于拐點溫度以下的18口井水溫均達到拐點溫度以上，原先摻水溫度超過75℃的6口井水溫調整到(70±2)℃，實現(xiàn)了經(jīng)濟高效摻水，保證正常生產。

2.2 優(yōu)化合理的單井摻水量

蒸汽吞吐井燜井一段時間后，油層溫度剖面可分為熱水帶、熱油帶、冷油帶[7]。

稠油井注汽下泵開抽后，產水量增加，產油量下降，峰值采油階段縮短；但衰減采油階段延長，總產油量增加。因此，結合單井井況分為如下3個階段進行摻水量的優(yōu)化。

2.2.1 注汽下泵開抽階段

開井生產階段，由于熱水帶中基本上都是水，生產初期出水而不出油。因此，開井前需用較大排量的水進行反洗井，待井筒內的死油完全驅替出后開井生產。此時主要是排水階段，不需要摻水[8]。

2.2.2 產油量上升及峰值采油階段

排水階段結束后，熱水帶消失，油層中只存在熱油帶和冷油帶。出油初期主要是熱油帶出油，原油溫度較高，采用地面摻水伴輸即可。隨著流體的產出，熱量被帶出，溫度逐漸降低，含水逐漸下降[9]。此時，應采用泵上摻水生產。

為了確定合理的摻水量，進行了摻水調節(jié)試驗[10]。結果顯示,摻水量越大，循環(huán)量越大，混合液溫度越高，但同時會增加運行成本。在保證高黏度原油正常生產的前提下盡可能降低摻水量。

經(jīng)過反復試驗總結，得出合理摻水量經(jīng)驗公式：

式中Q摻——摻水量，m3/d；

μ油——原油黏度，mPa·s；

20、2500——經(jīng)驗值。

2.2.3 采油量衰減階段

隨著熱油帶逐漸減小，開始產出冷油帶的原油[10]。該階段單井產油量逐漸降低，含水上升加快。此時要提高摻水溫度并伴隨擠降黏劑等措施，且以單井摻水量的20%～25%逐漸下調摻水量，延緩含水上升速度[11]。

經(jīng)過以上3階段試驗，總結出泵上摻水稠油井工作參數(shù)優(yōu)化方法：

(1)嚴格控制摻水溫度為(70±2)℃，納入制度化管理，與班組達標升級管理掛鉤。

(2)因井制宜，確定合理的單井摻水量，建立單井摻水臺賬，實現(xiàn)摻水效果最佳化。

(3)根據(jù)摻水結構調整的實踐，將其標準化，制訂孤東九區(qū)稠油開發(fā)摻水管理規(guī)范，形成制度化、規(guī)范化管理。

3 實施效果

3.1 增油降耗效果良好

參數(shù)優(yōu)化后，孤東九區(qū)稠油開發(fā)效果明顯改善，稠油產量上升，摻水成本明顯下降，且有效消除了冬季安全生產隱患[12]。主要表現(xiàn)在以下3方面。

3.1.1 增油效果顯著

桿斷、桿緩下造成的躺井減少12口，油井產量由先前的186t/d上升到248t/d，增油62t/d，含水由原來的86.3%下降到79.6%，下降6.7個百分點，2015年1—12月累計增油1850t。

3.1.2 降低了摻水量

孤東九區(qū)摻水量由原來的1263m3/d下降到1018m3/d，降低了245m3/d，降低了摻水成本。截止到2015年12月底，累計節(jié)省摻水量2.3×104m3。

3.1.3 降低躺井率，提高采油時率

泵上摻水稠油井躺井率由原來的8.4%下降到5.1%，降低了3.3個百分點；采油時率由原來的94.5%提高到96.8%以上，提高了2.3個百分點。

4 效益評價

經(jīng)濟和社會效益良好。

4.1 經(jīng)濟效益

工作參數(shù)優(yōu)化后，稠油產量上升，摻水成本下降，增油降本效果明顯。累計增油1850t，累計節(jié)約摻水量2.3×104m3，摻水量由原來的1263m3/d下降到1018m3/d，共增加經(jīng)濟效益54.38萬元。

4.2 社會效益

摻水工作參數(shù)優(yōu)化后，將其標準化，制訂了孤東九區(qū)稠油開發(fā)摻水管理規(guī)范，形成制度化、規(guī)范化管理，降低了勞動強度。同時減少了堵管線、油井停井、躺井等安全生產故障了的發(fā)生，保障正常生產。

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Working Parameter Optimization and Implementation Effect for Heavy Oil Well Production by Adding Hot Water

Cai Fengke

(GudongOilProductionPlant,ShengliOilfieldCompany,Sinopec,Dongying,Shandong257000,China)

Heavy oil well production by adding hot water on the pump featured with low investment, high output, stable production process, no affect to the pump efficiency, no damage to the formation, etc, which has been widely used. But in Gudong 9th block of Shengli oilfield, due to unreasonable working parameters for adding water to the heavy oil, some unwanted phenomena happened, such as water cut rising fast in heavy oil well, daily oil yield drops, sucker rod corrosion is serious, pipeline plugged resulting in shut well, all of these problems have affected the normal production. In order to solve the problem, the current parameters for adding hot water have been optimized through the analysis of water temperature and volume added. Results showed that the main reasons for poor heavy oil development effect in the studying area include two aspects, i.e. water temperature change with the distance from well, and water volume added is unreasonable. By optimizing the parameters, the adding water temperature for each well can be kept at 70±2℃，and an empirical formula for reasonable water volume added has been determined at different stages. Heavy oil production by adding hot water in Gudong 9th block has formed a systematic and standarded management, with obvious effect of oil yield increase and cost reduction.

adding water on pump; heavy oil well; working parameters; production increase and cost reduction

蔡峰科(1983年生)，女，工程師，從事油田開發(fā)技術工作。郵箱：caifengke.slyt@sinopec.com。

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