干抽采油工艺在高凝油区块的应用

马志坚

(中油辽河油田公司高升采油厂，辽宁盘锦 124125)

1 油田生产概况

牛心坨油田属于高凝油区块，该区块原油具有明显的三高特点，即凝固点高、黏度高及相对密度高，地面原油密度0.89 ～0.93 g/cm3，胶质、沥青质含量 31.5% ～49.98%，原始地层原油黏度 76.3 mPa·s，油层温度73.3℃［1］。目前地面原油黏度一般在2 000 mPa·s以内，最高9 613 mPa·s，平面中部低、周围高，纵向变化不大。含蜡10.8% ～15.5%，凝固点35～43℃，析蜡温度51～64℃［2］。原始地层压力20.07 MPa，饱和压力 4.71 MPa［3］。

目前牛心坨油田有常规采油站7个，受流体性质决定，牛心坨油田采用的主要生产工艺为循环水生产和电加热生产。其中，循环水生产工艺在牛心坨油田应用最早，目前有4个采油站使用该工艺，共89口井;电加热生产工艺2008年底开始在牛心坨油田进行应用，目前有3个采油站使用该生产工艺，共54口井。

2 存在的主要问题

2.1 循环水生产工艺

1)循环水生产工艺使用时间较长，至今超过30 a，其井下管柱及地面管线均存在不同程度的老化问题，导致生产过程中出现循环水漏失的现象，导致水量消耗增加造成浪费。同时由于循环水生产工艺需要更复杂的井下管柱及地面管网系统，造成作业及日常维护难度和费用增加。

2)受井下管柱结构限制，无法完整地录取地质资料。采用循环水生产工艺进行生产的油井无法进行动液面测试工作，致使无法推测油层压力，影响油田后期开发。

3)热水循环生产工艺需要消耗大量天然气，导致吨液耗气量过高，并且与目前天然气供应日趋紧张的局面相悖。牛心坨油田4个循环水站共启用循环水加热炉12台，年耗气量超过1 000万m3，年产液量30万t，吨液耗气量33 m3。

2.2 电加热生产工艺

1)电加热井配套装置多，井下结构相对复杂，导致作业及日常维护费用较高。

2)电加热井配套装置耗电量过高，经过测试单井冬季电加热中频柜加热功率为73 kW/h，夏季略低约为54 kW/h，牛心坨共有54口电加热井全年耗电量超过3 000万kW/h，年产液量只有21万t，吨液耗电142万kW/h。造成吨液成本居高不下。

3 技术原理

牛心坨油田自1988年开始进行大规模开发，开发初期受流体性质制约，牛心坨油田须采用相应的伴热辅助进行生产。随着油田转入注水开发，原油含水逐渐上升［4］，能耗大，成本高。原有的采油工艺已不再适应目前的开采需要，急需开展采油工艺转换，引进干抽采油工艺。

3.1 工艺原理

干抽工艺，即取消原有的井筒掺液及电加热采油工艺(井筒降黏)，采用普通的有杆泵闭抽工艺。将原有掺液及电加热的空心杆更换为普通实心抽油杆，即实现了向干抽工艺的转换。由于同等温度条件下，不同含水量的混液黏度相差较大，因此，混液黏度是制约油井生产工艺的重要因素，为此通过实验测定了不同含水量的原油在各温度条件下的黏度值［5］(表1)。

表1 实验测定的不同含水量原油不同温度条件下黏度值 mPa·s

温度也是影响黏度的主要因素，测定了牛心坨油田地层温度变化情况(图1)，牛心坨油田井下温度变化范围在40～80℃，其中井口温度最低在42℃左右。

3.2 技术条件

要使原油合理举升到地面就要保证在40℃时原油未失去流动性。通过实验测定数据得知，要使牛心坨油田原油在40℃时保持流动性需要黏度不超过2 000 mPa·s。针对牛心坨油田开抽油井进行含水分级统计(表2)，从而确定油井可以进行工艺转换的技术条件。

表2 牛心坨油田油井含水分级统计表

经过统计，牛心坨油田综合含水量在70%以上的油井共53口，其中采用电加热生产工艺的油井24口，采用热水循环生产工艺的油井29口。

4 实施效果

目前牛心坨油田已经逐步地进行着干抽生产工艺在该区块的引入工作。已累计将34口循环水生产油井、29口电加热生产油井引入了干抽生产工艺，目前日产液1 455 t，日产油380 t，含水量73.8%。

4.1 举升方面

引入干抽生产后，井筒内由于没有伴热导致原油温度降低，可能会出现挂壁、堵塞井筒等现象，导致抽油机负荷加大，进而造成倒井。根据各项数据资料，牛心坨油田综合含水量在70%以上的油井，在井筒举升过程中可以时刻保持流动性。同时进行加密测试功图，通过测试结果找出各自洗井周期，进行周期性维护洗井工作，避免倒井现象发生。通过实施与监测(表3)，未发生干抽生产时出现特例造成躺井，油井生产正常。

表3 牛心坨油田油井主要生产指标对比表

4.2 集输方面

干抽生产后，原油出井温度降低，极有可能出现原油进站困难的现象，解决集输问题的本质就是改善原油在管线中的流动性，为此可以通过安装井口加热炉、井口管线缠电热带、安装井口溜水阀门，适量溜水等辅助措施保证原油平稳进站。同时针对于产液量相对较低尤其是间出的油井，安装加热炉、缠电热带的方法不能解决的集输问题。这类油井同周围合适的高产井合并进站，保持原油在管线内的充满性和流动性，确保油井正常进站生产。

4.3 节能效果

实现干抽工艺转变后，实现年节约天然气量532.25×104m3，年节约电量1 299.01×104kW·h，年节能耗33 355.53×104MJ，年节约折合标煤8 390.41 tce，节能了能源，减少了安全隐患。

5 结论

1)干抽采油工艺适应牛心坨油田的后期开发，油井在引入干抽生产工艺以后生产基本保持平稳，成功地在高凝稠油区块引入了干抽生产工艺。

2)干抽采油工艺在保证油田正常生产的同时，大大减少了牛心坨油田能耗，降低了生产成本。

3)干抽生产工艺在牛心坨油田取得的成功，证明了在高凝稠油区块开发后期尤其是高含水期同样可以进行无伴热生产，可以在更大的范围内进行推广应用，以便创造更大的经济效益和社会效益。

［1］张波.双空心杆采油工艺研究与应用［J］.承德石油高等专科学校学报，2012，14(4):37－39.

［2］潘智勇.超高分子内衬油管技术研究与应用［J］.承德石油高等专科学校学报，2012，14(4):40－43.

［3］马强，娄银环.油气生产周转材料使用周期影响因素分析［J］.石油工业技术监督，2013，29(3):22－23.

［4］马强，朱丰坡.单井效益评价图版的研制与应用［J］.北京石油管理干部学院学报，2011，18(3):10－14.

［5］李明.探讨井下作业监督管理体制现状［J］.中国石油和化工标准与质量，2013(6):215.