原油流動改進劑在稠油井區(qū)的應(yīng)用試驗

楊國強 河南油田新疆勘探開發(fā)公司

原油流動改進劑在稠油井區(qū)的應(yīng)用試驗

楊國強 河南油田新疆勘探開發(fā)公司

河南油田南部陡坡帶泌304井區(qū)共有24口油井，近年進行了地面加原油流動改進劑低溫集輸?shù)默F(xiàn)場試驗。免清蠟技術(shù)單井摻水量由原來的24m3/d左右下降為3～6m3/d，水量僅為原來的16.6%左右，盡管摻水溫度沒有下調(diào)，但是因水量的大幅降低，2座計轉(zhuǎn)站由原來使用2臺摻水泵，減少為1臺摻水泵，加熱爐的水嘴已調(diào)至最小，節(jié)約了大量的電以及天然氣等能源。節(jié)約摻水泵耗電37010kW·h，節(jié)電率35.98%；轉(zhuǎn)油站集輸自耗氣下降21.02×103m3，下降幅度為61.35%。

泌304井區(qū)；原油流動改進劑；單井加藥濃度；生產(chǎn)曲線；現(xiàn)場試驗

河南油田南部陡坡帶泌304井區(qū)共有24口油井，原油密度0.8658～0.962g/cm3，地面原油黏度(70℃)10.45～173.59mPa·s，凝固點16～44℃，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量16.17%～34.18%，含蠟13.67%～38.44%，屬高含蠟、高凝固點稠油。

該稠油區(qū)塊油井主要采取加清防蠟劑的措施以延長熱洗周期，但效果較差，平均免清蠟周期僅30天；采用超導(dǎo)熱洗車洗井，洗井后含水恢復(fù)期較長，部分井含水恢復(fù)期達15天。地面集輸采用摻水伴熱，單井平均日摻水20m3，消耗了大量的天然氣、水、電等能源。因此探討原油流動改進劑在該稠油井區(qū)的現(xiàn)場應(yīng)用效果，具有重要的作用與意義。

1 試驗井生產(chǎn)參數(shù)

泌304井區(qū)單井管線長度為50～1680m，平均長度為335.5m；日產(chǎn)液為1.1～68t，平均日產(chǎn)液21.2t；日產(chǎn)油為0.3～14.5t，平均日產(chǎn)油4.9t。統(tǒng)計了該區(qū)塊試驗前（2010年3月份）生產(chǎn)情況，數(shù)據(jù)曲線詳見圖1、圖2、圖3、圖4。

圖1 泌304井區(qū)2010年3月份液量曲線

圖2 泌304井區(qū)2010年3月份油量曲線

圖3 泌304井區(qū)2010年3月份含水曲線

圖4 泌304井區(qū)2010年3月份回壓曲線

2 現(xiàn)場實施方案

2.1 加藥方案

要求油井生產(chǎn)參數(shù)合理，泵況良好；加藥前嚴(yán)格按熱洗、清蠟操作規(guī)程徹底洗井清蠟；沖洗地面輸油管線中蠟和凝油等雜物；站內(nèi)加流動改進劑（2倍理論加藥量）進行管線藥液掛壁，24h后安裝流量控制水嘴；使用地面摻水流程進行常溫集輸3～5d，并按回油溫度≥安全回油溫度、回油壓力≤0.6MPa的臨界值調(diào)整藥劑溶液量，同時調(diào)整轉(zhuǎn)油站總加藥量；油井全部正常集輸后，井口關(guān)閉摻水流程改成加藥流程，進行油套環(huán)空加藥，并根據(jù)回壓和回油溫度進一步調(diào)整藥劑溶液量。

單井理論日加藥量由式（1）確定

式中M藥為單井日加藥量（g）；M油為單井日產(chǎn)油量（t）。

單井實際藥量由公式（2）確定

式中M井為單井日加藥量（kg）；V井為單井藥劑溶液量（m3）；M站為轉(zhuǎn)油站日加藥量（kg）；V站為轉(zhuǎn)油站日摻水量（m3）。

現(xiàn)場實施要求為實際加藥量≥理論加藥量。

2.2 單井藥劑溶液量設(shè)計

對于日產(chǎn)液量＜25t/d井，要求藥劑溶液與產(chǎn)出液混合后，管輸含水率≥60%，管輸總液量≥5t/d，并按回油溫度≥安全回油溫度、回油壓力≤0.6MPa的臨界值調(diào)整藥劑溶液量。對于日產(chǎn)液量≥25t/d井，單井藥劑溶液量按式（3）計算

式中M井為單井日加藥量（kg）；V井為單井藥劑溶液量（m3）；M站為轉(zhuǎn)油站日加藥量（kg）；V站為轉(zhuǎn)油站日摻水量（m3）。

轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)加藥量的設(shè)計方法為：初始加藥量＝中轉(zhuǎn)站日輸油量×500（g/t）×2；在油井正常集輸后，根據(jù)單井藥劑溶液量修訂全站日摻水量，最終達到井口實際加藥量大于理論加藥量的要求。

3 現(xiàn)場試驗

泌304井區(qū)于近年開始對轉(zhuǎn)油站加藥，進行地面低溫集輸，各井開始陸續(xù)導(dǎo)入井下加藥生產(chǎn)。

3.1 轉(zhuǎn)油站加藥量控制

初始加藥量為55kg，于6月20日調(diào)整加藥量到75kg，9月29日調(diào)整加藥量到100kg，通過調(diào)整各井水嘴，能夠保證單井藥劑量達到理論要求。

3.2 轉(zhuǎn)油站摻水量變化

南部陡坡帶3月份平均摻水量為492m3/d，加入原油流動改進劑后，平均摻水量下降到4月份的86.4m3/d，目前穩(wěn)定在108m3/d。

3.3 單井加藥濃度

南部陡坡帶24口油井加藥濃度見表1。全站日產(chǎn)油量為133t，日加藥量100kg，日加藥濃度為752mg/L。由于該區(qū)塊產(chǎn)量差距較大，最高產(chǎn)量為17.2t/d，最低產(chǎn)量為0.2t/d，相差86倍。為滿足高產(chǎn)井的加藥濃度不低于500mg/L，造成在部分低產(chǎn)井上藥劑濃度偏高，下一步需根據(jù)油井生產(chǎn)情況進一步優(yōu)化藥劑濃度。

表1 單井加藥濃度統(tǒng)計

3.4 試驗井產(chǎn)量變化

統(tǒng)計該區(qū)塊油井3～8月份生產(chǎn)情況，在24口油井中有11口井未參與統(tǒng)計。4口井在3、4月份進行壓裂，產(chǎn)量波動大；趙安泌368井7月11日～8月5日不正常生產(chǎn)，兩次作業(yè)，期間生產(chǎn)不穩(wěn)定；趙安4017井硼中子測井，7月13日～8月31日不正常生產(chǎn)；安平1井7月7日作業(yè)后含水上升70%～90%；趙安4005井螺轉(zhuǎn)抽，生產(chǎn)數(shù)據(jù)發(fā)生較大變化；趙安4021井4月份作業(yè)后含水上升較大；趙安4009、泌368井由于搭接安平9、安2144井摻水管線，未能倒地下。

表2 泌304井區(qū)某時間段生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計

加入藥劑后，日產(chǎn)液從11.62t上升到12.21t，上升了0.58t/d，基本穩(wěn)定；日產(chǎn)油從4.61t下降到4.54t，下降0.07t/d，基本穩(wěn)定；含水從60.35%上升到62.82%，上升了2.47%，基本穩(wěn)定。說明投加藥劑后摻水減少而產(chǎn)液量及產(chǎn)油量未受到影響，月度變化情況見表2。

4 結(jié)語

河南油田南部陡坡帶泌304井區(qū)近年進行了地面加原油流動改進劑低溫集輸?shù)默F(xiàn)場試驗。免清蠟技術(shù)單井摻水量由原來的24m3/d左右下降為3～6m3/d，水量僅為原來的16.6%左右，盡管摻水溫度沒有下調(diào)，但因水量的大幅降低，2座計轉(zhuǎn)站由原來使用2臺摻水泵，減少為1臺摻水泵，加熱爐的水嘴已調(diào)至最小，節(jié)約了大量的電以及天然氣等能源。節(jié)約摻水泵耗電37010kW·h，節(jié)電率35.98%；轉(zhuǎn)油站集輸自耗氣下降21.02×103m3，下降幅度為61.35%。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.3.007