泵上掺水稠油井工作参数优化与实施效果

蔡峰科

(中国石化胜利油田分公司孤东采油厂，山东东营257237)



泵上掺水稠油井工作参数优化与实施效果

蔡峰科

(中国石化胜利油田分公司孤东采油厂，山东东营257237)

稠油井泵上掺水工艺具有投入低、产出高、生产过程稳定、不影响泵效、不伤害地层的特点，并得到了广泛应用，但胜利油田孤东九区稠油掺水工作参数不合理，造成稠油井含水上升快、日产油水平下降、光杆腐蚀严重、堵塞管线被迫停井等现象，影响了正常生产。为了解决此问题，从实际掺水温度、掺水量分析出发，分析了现行掺水参数存在的问题，并对进行参数优化。结果显示，随井的距离远近、掺水温度变化大及掺水量不合理是目前研究区稠油开发效果不佳的主要原因。通过参数优化，保证每口单井的掺水温度都达到(70±2)℃，同时通过试验确定了不同阶段的合理掺水量经验公式，并制订了孤东九区稠油开发掺水管理规范，形成制度化、规范化管理。实施后，增油降本效果显著。

泵上掺水；稠油井；工作参数；增产降耗

孤东九区稠油含油面积1.2km2，地质储量为357×104t，油层平均埋深1360m，含油饱和度为55%，油层温度为60～65℃，地面原油相对密度为0.9755,黏度为1500～6000mPa·s，原油拐点温度为68℃,常规开采难度大，一般采用注汽吞吐和蒸汽驱开发。自1999年以来，成本较低、现场管理较为方便的泵上掺水工艺在孤东九区稠油开发中得到了广泛应用。

与普通油井相比，泵上掺水稠油井在抽油泵上部用封隔器隔开，使掺入水与稠油在泵上混合，与油一起抽出井口，降低稠油黏度，改善高黏度原油的流动性，既降低了抽油杆的黏滞阻力，又降低了井口回压，从而改善开发效果[1]。该工艺具有投入低、产出高、不伤害地层、不影响泵效、占井周期短、生产过程稳定的特点，是提高稠油油藏开发效益的有效方法。目前，孤东九区共开井56口，其中泵上掺水稠油井48口，日产液428t,日产油186t。

1 存在的问题

泵上掺水稠油井掺水参数的调整与单井日产油水平有直接关系，直接影响地层产能的发挥[2]。掺水参数不合理会导致含水上升快、日产油水平下降、光杆腐蚀严重、堵塞管线被迫停井等现象，严重影响孤东九区稠油的综合开发效果。

1.1 掺水温度

油井原油温度与黏度成反比，掺水温度低则无法起到降黏作用，温度过高又造成耗能偏高[3]。因此，针对不同温度下孤东九区稠油的黏度变化进行了室内实验，并绘制了温度—黏度曲线(图1)。

由图1可知，稠油的拐点温度为68℃。低于68℃时，温度每升高10℃，原油黏度约降低一半；超过68℃后，随着温度的升高，原油黏度变化不大[4]。从掺水工艺流程看，孤东九区掺水站有3台加热炉，热水温度可达75℃，经计量站再次加热温度可达85℃；但经过管线损失后，较近的井可达到76℃，而较远的井掺水温度只有45℃，掺水温度低的井出现光杆缓下、断杆、堵塞管线现象明显增多[5]。掺水温度变化较大是造成稠油开发效果不佳的因素之一。

1.2 掺水量

掺水量多导致含水上升，掺水量少易出现光杆缓下、堵塞管线等现象，甚至造成躺井，采油时率下降[6]。

以R3N11井为试验井，在7天时间内4次调节掺水量，并跟踪录取资料(表1)，证实掺水量对该井影响较大。

从表1中可以看出，掺水量在20m3/d时，日产油能力达到最大。掺水量过大，油井产生压液、压油现象，造成单井混合液量、混合含水上升，油量下降；而掺水量过少造成回压升高，光杆缓下，影响油井正常生产。且同一油井不同生产阶段对掺水量的需求也不同，故掺水量是否合理直接影响泵上掺水稠油井开发的效果。

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表1 掺水量对单井日产油影响数据表

2 工作参数优化

2.1 控制掺水温度

根据孤东九区稠油黏度—温度曲线，68℃为稠油的拐点温度，即最合理的掺水温度。为确保每口井都能掺入合适温度的水，经过负荷计算，对加热炉投用位置和能力进行重新配置，对掺水工艺流程进行改造，停运掺水站的1台加热炉，在较远的8口单井上配置单井加热炉。

掺水站的2台加热炉可使热水温度达到60℃，加压到达计量站再次加热可达75℃，到较近的单井时温度达为69℃，较远的井经过单井加热炉再次加热温度可达72℃，保证每口单井的掺水温度都达到(70±2)℃，并将其作为各班组强制性指令执行。优化后，原先掺水温度处于拐点温度以下的18口井水温均达到拐点温度以上，原先掺水温度超过75℃的6口井水温调整到(70±2)℃，实现了经济高效掺水，保证正常生产。

2.2 优化合理的单井掺水量

蒸汽吞吐井焖井一段时间后，油层温度剖面可分为热水带、热油带、冷油带[7]。

稠油井注汽下泵开抽后，产水量增加，产油量下降，峰值采油阶段缩短；但衰减采油阶段延长，总产油量增加。因此，结合单井井况分为如下3个阶段进行掺水量的优化。

2.2.1 注汽下泵开抽阶段

开井生产阶段，由于热水带中基本上都是水，生产初期出水而不出油。因此，开井前需用较大排量的水进行反洗井，待井筒内的死油完全驱替出后开井生产。此时主要是排水阶段，不需要掺水[8]。

2.2.2 产油量上升及峰值采油阶段

排水阶段结束后，热水带消失，油层中只存在热油带和冷油带。出油初期主要是热油带出油，原油温度较高，采用地面掺水伴输即可。随着流体的产出，热量被带出，温度逐渐降低，含水逐渐下降[9]。此时，应采用泵上掺水生产。

为了确定合理的掺水量，进行了掺水调节试验[10]。结果显示,掺水量越大，循环量越大，混合液温度越高，但同时会增加运行成本。在保证高黏度原油正常生产的前提下尽可能降低掺水量。

经过反复试验总结，得出合理掺水量经验公式：

式中Q掺——掺水量，m3/d；

μ油——原油黏度，mPa·s；

20、2500——经验值。

2.2.3 采油量衰减阶段

随着热油带逐渐减小，开始产出冷油带的原油[10]。该阶段单井产油量逐渐降低，含水上升加快。此时要提高掺水温度并伴随挤降黏剂等措施，且以单井掺水量的20%～25%逐渐下调掺水量，延缓含水上升速度[11]。

经过以上3阶段试验，总结出泵上掺水稠油井工作参数优化方法：

(1)严格控制掺水温度为(70±2)℃，纳入制度化管理，与班组达标升级管理挂钩。

(2)因井制宜，确定合理的单井掺水量，建立单井掺水台账，实现掺水效果最佳化。

(3)根据掺水结构调整的实践，将其标准化，制订孤东九区稠油开发掺水管理规范，形成制度化、规范化管理。

3 实施效果

3.1 增油降耗效果良好

参数优化后，孤东九区稠油开发效果明显改善，稠油产量上升，掺水成本明显下降，且有效消除了冬季安全生产隐患[12]。主要表现在以下3方面。

3.1.1 增油效果显著

杆断、杆缓下造成的躺井减少12口，油井产量由先前的186t/d上升到248t/d，增油62t/d，含水由原来的86.3%下降到79.6%，下降6.7个百分点，2015年1—12月累计增油1850t。

3.1.2 降低了掺水量

孤东九区掺水量由原来的1263m3/d下降到1018m3/d，降低了245m3/d，降低了掺水成本。截止到2015年12月底，累计节省掺水量2.3×104m3。

3.1.3 降低躺井率，提高采油时率

泵上掺水稠油井躺井率由原来的8.4%下降到5.1%，降低了3.3个百分点；采油时率由原来的94.5%提高到96.8%以上，提高了2.3个百分点。

4 效益评价

经济和社会效益良好。

4.1 经济效益

工作参数优化后，稠油产量上升，掺水成本下降，增油降本效果明显。累计增油1850t，累计节约掺水量2.3×104m3，掺水量由原来的1263m3/d下降到1018m3/d，共增加经济效益54.38万元。

4.2 社会效益

掺水工作参数优化后，将其标准化，制订了孤东九区稠油开发掺水管理规范，形成制度化、规范化管理，降低了劳动强度。同时减少了堵管线、油井停井、躺井等安全生产故障了的发生，保障正常生产。

[1] 万仁溥，罗英俊.采油技术手册第八分册：稠油热采工程技术[M].北京：石油工业出版社，1996.

[2] 陈德春，薛建泉，孟红霞，等. 稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺[J].河南石油，2003，5(4): 55-58.

[3] 王文驭，李林祥，程天阁. 泵上掺水技术在孤东油田稠油开采中的试验和应用[J].特种油气藏，2000，7(4):39-42.

[4] 张雁翱 崔立元 稠油掺水输送机理研究[J].辽宁化工，2014 (10):1284-1286.

[5] 程虎，张魁慧. 空心杆泵上掺水工艺在新滩油田稠油开采中的应用[J].中国科技博览,2012，4(6)：17.

[6] 张元朋.泵上掺水工艺在KD641区块的应用[J]. 中国科技博览，2012，4(17)：4.

[7] 邹平平,张丽英.浅谈泵上掺水工艺在油井生产中的应用与改进[J].中国科技博览,2011,3(6)：425.

[8] 王涛溪.稠油井地下掺水方式优化与实践[J].江汉石油职工大学学报，2011,24(4)：32-33.

[9] 刘俊玲,刘向阳.改进泵上掺水工艺提高稠油井效果 [J].中国科技博览[J].中国科技博览，2012，4(22):122.

[10] 刘晓红.孤东油田分区块稠油井掺水优化研究与应用[J].内蒙古石油化工，2011,37(24)：181-182.

[11] 王学忠，朱桂林. 阿拉德油田强水敏超稠油开发先导试验[J].非常规油气，2016，3(3)：55-62.

[12] 毕新忠，顾永强，牛军，等.决策技术在油田开发中的应用 [J].石油科技论坛，2010，29(6):33-36.

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，工程师，从事油田开发技术工作。邮箱：caifengke.slyt@sinopec.com。

TE934

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