優(yōu)化泵上摻水稠油井工作參數(shù)實現(xiàn)增產降耗

石志香 蔡峰科 祁勝蔡 趙華 （中國石化勝利油田分公司孤東采油廠）

優(yōu)化泵上摻水稠油井工作參數(shù)實現(xiàn)增產降耗

石志香 蔡峰科 祁勝蔡 趙華 （中國石化勝利油田分公司孤東采油廠）

泵上摻水稠油井摻水工藝因具有投入低，產出高，生產過程穩(wěn)定，不影響泵效，不污染地層的特點，較廣泛用于油田區(qū)塊上。通過對孤東油田九區(qū)稠油區(qū)塊的48口泵上摻水井進行調查分析，由于摻水工作參數(shù)不合理及工藝技術和管理方面的因素造成的稠油井含水上升快，日產油水平下降，光桿腐蝕嚴重，堵塞管線被迫停井等摻水效果差的有32井次，影響正常生產。針對影響泵上摻水稠油井開發(fā)的主要因素，注采管理401站技術、管理人員和崗位工人提出并實施了“優(yōu)化泵上摻水稠油井工作參數(shù)，改善開發(fā)效果的對策”，制定了針對性改進措施，取得了較好的增產降耗效果。到2015年12月底，累計增油1850 t，累計節(jié)省摻水量2.3× 104m3，取得直接經濟效益54.38萬元。

泵上摻水；稠油井；工作參數(shù)；增產降耗；

1 基本概況

孤東九區(qū)稠油含油面積1.2 km2，地質儲量357× 104t，油層為正韻律河流相沉積，油層平均埋深1360 m，含油飽和度55%，油層溫度60～65℃，地面原油相對密度0.9755,黏度1500～6000 mPa·s，原油拐點溫度68℃,靠常規(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)場管理較為方便的新工藝——泵上摻水工藝在九區(qū)稠油的開發(fā)中得到了廣泛應用。

泵上摻水稠油井與普通油井相比，在抽油泵上部使用封隔器隔開，使摻入水與稠油在泵上混合，與油一起抽出井口，通過降低稠油黏度，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，不污染地層、不影響泵效、占井周期短、生產過程穩(wěn)定的優(yōu)勢，為提高稠油油藏經濟效益的工藝方法。目前，九區(qū)開井56口，其中泵上摻水稠油井48口，日產液428 t,日產油186 t。

2 泵上摻水稠油井工作參數(shù)不合理

泵上摻水稠油井在生產過程中，摻水參數(shù)的調整與單井的日產油水平有著直接的關系，關系到能否較好地發(fā)揮地層產能[2]。從現(xiàn)場的效果分析來看，由于摻水參數(shù)不合理導致含水上升快，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，嚴重地影響了九區(qū)稠油的綜合開發(fā)效果。

2015年年初，注采管理401站技術、管理人員和崗位工人對提供摻水、加溫、加壓、加溫加壓的污水與單井的日產液混合等工藝流程的各個環(huán)節(jié)進行了認真調查。調查表明，九區(qū)的48口泵上摻水稠油井中，由于摻水工作參數(shù)不合理及工藝技術和管理方面的因素造成的油井含水上升快，日產油水平下降，光桿腐蝕嚴重，堵塞管線被迫停井等摻水效果差的有32井次。

2.1摻水溫度

摻水溫度不合適，油井原油溫度與黏度成反比，摻水溫度低無法起到降黏作用，溫度過高又造成耗能偏高[3]。

稠油的黏度對溫度的敏感性很強。隨著溫度的升高，原油黏度將顯著下降，反之，則顯著上升。筆者對不同溫度下九區(qū)稠油的黏度變化進行了室內試驗并繪制了溫度-黏度曲線（表1、圖1）。

表1 九區(qū)稠油黏度-溫度數(shù)據(jù)

圖1 九區(qū)稠油溫度—黏度曲線

從九區(qū)原油黏溫曲線上看，九區(qū)稠油的拐點溫度為68℃，溫度低于拐點，溫度每升高10℃，黏度約降低一半；超過拐點溫度后，隨著溫度的升高，黏度則變化不大。因此，摻水溫度對摻水效果影響大，過低會導致稠油黏度的異常變化，影響稠油的流動性能，溫度過高又造成摻水耗能增加。從九區(qū)摻水工藝流程看，九區(qū)摻水站有3臺加熱爐，經過加熱溫度可達到75℃，加壓輸送至計量站后又經過再次加熱溫度可達到85℃。而到達單井后，較近的單井可達到76℃，而較遠的井，摻水溫度只有45℃，造成摻水效果變化較差，摻水溫度低的井出現(xiàn)桿緩下、斷桿、堵管線現(xiàn)象明顯增多。因此，摻水溫度不合適是造成稠油開發(fā)效果不佳的因素之一。

2.2摻水量

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

2015年1月5日至12日，連續(xù)7 d在R3N11井上做試驗，4次調節(jié)摻水量，并跟蹤錄取資料（表2），證實摻水量對該井影響較大。

表2 摻水量對單井日產油影響調查

從表2可以看出，該井摻水量在20m3/d時，日產油能力達到最大化；因此，摻水量的大小與單井的日產油水平有著直接的關系。摻水量過大，對油井產生壓液、壓油現(xiàn)象，造成單井的混合液量、混合含水上升，油量下降；而摻水量過小，又造成回壓升高，光桿緩下的現(xiàn)象，影響油井的正常生產。通過對其他井進行驗證得出相同結論，并發(fā)現(xiàn)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。

由于泵上摻水稠油井工作參數(shù)不合理，造成堵管線、油井停井、躺井等，影響油井正常生產，導致躺井率高，采油時率下降，給安全生產帶來不利影響。

3 優(yōu)化泵上摻水稠油井工作參數(shù)的措施

針對影響泵上摻水稠油井開發(fā)的主要因素，注采管理401站技術、管理人員和崗位工人提出并實施了“優(yōu)化泵上摻水稠油井工作參數(shù)，改善開發(fā)效果的對策”，制定了針對性改進措施。

3.1控制摻水溫度

根據(jù)九區(qū)稠油黏度-溫度曲線，68℃為九區(qū)稠油的拐點溫度，即為最合適的摻水溫度。為確保每口單井都盡可能調整到合適的摻水溫度，經過負荷計算，對加熱爐投用位置和能力進行重新配置，于2015年1月中旬對摻水工藝流程進行改造，停運摻水站的1臺加熱爐，并在較遠的8口單井上設單井加熱爐（圖2）。

圖2 改進后摻水工藝流程

從改造后的摻水工藝流程看，九區(qū)摻水站的2臺加熱爐，經加熱后溫度達到60℃，單井加熱爐加壓到達計量站經過再次加熱達到75℃，到達較近的單井溫度達到69℃，較遠的單井經過單井加熱爐的再次加熱也達72℃；從而保證了每口單井的摻水溫度都達到（70±2）℃，并將其作為各班組強令性指令執(zhí)行，使原來處于拐點溫度以下的18口摻水溫度均達到拐點溫度以上，使原來6口超過75℃以上的井調整到（70±2）℃，確保了井口摻水溫度全部達到拐點溫度以上，保證摻水井的正常生產，實現(xiàn)了經濟高效摻水。

3.2 合適的單井摻水量

從調查統(tǒng)計中得知，同一油井不同生產階段對摻水量的需求有較大差異。蒸汽吞吐井燜井一段時間后，其油層剖面可分為熱水帶、熱油帶、冷油帶（圖3）。

圖3 燜井后油層剖面示意圖

隨著稠油井吞吐周期的遞增，稠油井注汽下泵開抽后排水階段延長，產水量增加，峰值采油階段縮短，產油量下降，衰減采油階段延長，產油量增加。因此，采取了結合單井井況分階段合理調節(jié)摻水量，分3個階段進行摻水量的優(yōu)化，摸索出合適的單井摻水量。

1）注汽下泵后開抽階段。開井生產階段，由于熱水帶中基本上是水，生產初期表現(xiàn)為出水而不出油；因此，只需開井前，選用較大排量的水進行反洗井，待井筒內的死油完全替出后開井生產。此時主要是排水階段，不需要摻水生產，待油井出完水后再摻水生產。

2）含水下降，產油量上升及峰值采油階段。排水階段結束后，熱水帶即消失，油層里只有熱油帶和冷油帶（圖4）。出油初期，考慮到主要是熱油帶出油，溫度較高，采用地面摻水伴輸即可。隨著流體的產出，帶出部分熱量，溫度逐漸降低，含水逐漸下降，此時應采用泵上摻水生產。

圖4 油層剖面示意圖

為了尋求合適的摻水量，進行了摻水調節(jié)試驗，摸索出最合理的摻水量。摻水量越大，循環(huán)量越大，混合液的溫度越高，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的小。在5口井上進行試驗，摸索出單井最佳摻水量。試驗中發(fā)現(xiàn)摻水量與產量直接相關（表3），摻水量合理可最大限度地發(fā)揮地層產能，提高日產水平。

表3 摻水量與產量對應

經過反復的試驗總結，得出了合理的摻水量經驗公式，即

式中：Q——摻水量，m3/d；

μ——原油黏度，mPa·s。

3）采油量衰減階段隨著熱油帶逐漸減小，主要是冷油帶生產（圖5）。

圖5 油層剖面示意圖

此階段單井采油量逐漸衰減，單井的含水上升速度加快。此時要提高摻水溫度，采取擠降黏劑等措施以單井摻水量的20%～25%逐漸下調摻水量，延緩含水的上升速度。

注采管理401站技術、管理人員和崗位工人，將優(yōu)化泵上摻水稠油井工作參數(shù)的做法在九區(qū)稠油井上推廣，并進行了規(guī)范管理，取得了較好的效果。

1）嚴格控制摻水溫度在（70±2）℃范圍內，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，建立單井摻水臺帳，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，制定九區(qū)稠油開發(fā)摻水管理規(guī)范，形成制度化、規(guī)范化管理。

4 實施效果及效益評價

經過對泵上摻水稠油井工作參數(shù)的優(yōu)化，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。主要表現(xiàn)在以下5方面：

1）取得了良好的增油效果。工作參數(shù)優(yōu)化后，由于桿斷、桿緩下造成的躺井與優(yōu)化前相比減少12口，油井產量由優(yōu)化前的186 t/d上升到248 t/d，增油62 t/d，含水由原來的86.3%下降到79.6%，下降5.7百分點，累計增油1850 t。

2）有效降低了摻水量。九區(qū)摻水量由原來的1263 m3/d下降到1018 m3/d，降低了245 m3/d，有效降低了摻水成本。截至2015年12月底，累計節(jié)省摻水量2.3×104m3，實現(xiàn)了九區(qū)稠油井泵上摻水開發(fā)的增產增效。

3）降低了稠油井躺井率，提高了采油時率。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2.3百分點。

4）取得了較好的經濟效益。增油、降本效果比較明顯，稠油產量上升，摻水成本明顯下降。累計增油1850 t，累計節(jié)約摻水量2.3×104m3，摻水成本由原來的1263 m3/d下降到1018 m3/d。目前摻水成本為3.6元/m3，扣除投入改造成本9.4萬元，共取得經濟效益54.38萬元。

5）取得較好的社會效益。根據(jù)摻水工作參數(shù)調整的實踐，將其標準化，制定了九區(qū)稠油開發(fā)摻水管理規(guī)范，形成制度化、規(guī)范化管理，使員工有了摻水操作規(guī)范，大大降低了職工的勞動強度；同時，消除了安全生產隱患。通過工藝改造、工作參數(shù)的調整，減少了堵管線、油井停井、躺井等現(xiàn)象及安全生產故障的發(fā)生，降低了油井躺井率，提高了生產時率，確保了原油生產的順利進行。

[1]萬仁溥，羅英俊.稠油熱采工程技術[M]．北京：石油工業(yè)出版社，1996:35-38.

[2]陳德春，薛建泉，孟紅霞，等.稠油井油套環(huán)空泵上摻水降黏舉升工藝[J].河南石油，2003,5（4）:55-58.

[3]王文馭，李林祥，程天閣.泵上摻水技術在孤東油田稠油開采中的試驗和應用[J].特種油氣藏，2000,4（2）:30-36.

（編輯 王艷）

我國全面實施節(jié)能低碳認證認可制度

從國家認監(jiān)委獲悉，“十二五”時期，我國已全面建立實施節(jié)能低碳認證認可制度，截至2015年10月底，累計頒發(fā)各類節(jié)能低碳認證證書5.9萬余張，比“十一五”末增長6倍。僅節(jié)能產品認證一項，2010年至2014年獲證產品累計實現(xiàn)節(jié)能量折合標準煤1.83×108t，就減少二氧化碳排放4.57×108t。為我國積極應對氣候變化、實現(xiàn)綠色低碳發(fā)展提供了有力支撐。

我國按照國際通行規(guī)則建立了節(jié)能低碳認證認可制度，形成了包括節(jié)能產品認證、低碳產品認證、森林認證、能源管理體系認證、碳排放量審定核查以及相關合格評定機構認可在內，適應我國產業(yè)結構特點和節(jié)能減排目標需求的認證認可體系，并應用于碳排放權交易市場試點、低碳城市創(chuàng)建等項目，在低碳認證認可技術研發(fā)、制度建設、支撐國家政策目標、服務政府監(jiān)管等方面走在國際前列。

聯(lián)合國開發(fā)計劃署官員評價，中國構建的碳排放和碳減排認證認可制度不僅適用于中國，對其他國家也頗具參考價值。我國通過開展節(jié)能低碳認證認可，顯著提升了相關企業(yè)及產品的能效和減排效率，激發(fā)了企業(yè)應用節(jié)能減排先進管理技術的積極性，引導了綠色低碳生產和消費模式，增強了政府部門的政策調控和監(jiān)管能力，促進了節(jié)能減排控制目標的落實，產生了巨大的社會經濟和生態(tài)效益。截至2015年10月底，共頒發(fā)節(jié)能產品認證證書56740張、低碳產品認證證書981張、能源管理體系認證證書1373張，證書總數(shù)比上年同比增長10.5%。

來源：經濟日報

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.04.015

2015-12-03

石志香，高級工程師，1996年畢業(yè)于勝利油田技術學校（采油工程專業(yè)），從事油田開發(fā)技術工作，E-mail：shizhiaiang. slyt@sinopec.com，地址：山東省東營市孤東采油廠采油管理四區(qū)，257237。