涇河油田井筒降黏技術適應性分析與評價

劉延軍，李凌川，陳　明，徐文璽

（1.中石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽　745000；2.中石化華北油氣分公司采油氣工程服務中心，陜西咸陽　712000）

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涇河油田井筒降黏技術適應性分析與評價

劉延軍1，李凌川1，陳明1，徐文璽2

（1.中石化華北油氣分公司采油一廠，甘肅慶陽745000；2.中石化華北油氣分公司采油氣工程服務中心，陜西咸陽712000）

摘要：針對涇河油田原油黏度大，膠質、瀝青質含量高，容易發生抽油機不同步及軟卡現象等特點，分析了井筒化學降黏技術、井筒摻稀降黏技術和雙空心桿井筒降黏技術等3種常用的稠油井筒降黏工藝對本地區原油的適應性，并對現場試驗效果進行了評價，結果表明，井筒化學降黏技術對涇河油田17井區稠油具有良好的降黏效果，同時能有效降低集輸油井的井口回壓，適用性較好；由于稀油資源缺乏，井筒摻稀降黏技術不適宜在本地區推廣；對于地層供液能力充足，產量較高，含水較低，原油溫度敏感性好及原油黏度小于100 000 mPa·s（50℃）的稠油井，可采用雙空心桿井筒降黏技術。

關鍵詞：稠油；化學降黏；摻稀降黏；雙空心桿；涇河油田

涇河油田處于鄂爾多斯盆地南緣，伊陜斜坡與渭北隆起結合部，儲層物性差，基質孔隙度為4 %～8 %，滲透率為0.1 mD～0.3 mD，為典型的低孔、低滲油藏[1，2]。產出原油膠質瀝青質含量高、黏度大，在較高的溫度下流動性好，但隨著溫度降低，原油黏度迅速上升、流動性變差，生產過程中極易發生抽油機光桿與驢頭不同步現象，甚至軟卡躺井，而且由于抽油機負荷變重，耗電量和機械事故（斷抽油桿，斷毛辮子等）也隨之增加，熱洗和修井作業頻繁，嚴重影響油井正常生產。因此，為提高低滲透油藏開發效果，降低開采成本，應用并分析適用于本地區稠油性質的井筒降黏技術，具有十分重要的意義。

1　井筒化學降黏技術

1.1井筒化學降黏機理

井筒化學降黏技術是通過向井筒流體加入化學藥劑，使流體黏度降低的稠油開采技術。其作用機理是：在井筒流體中加入一定量的水溶性表面活性劑溶液，使原油以微小的油珠分散在活性水中，形成水包油乳狀液或水包油型粗分散體系，同時活性劑溶液在油管壁和抽油桿表面形成一層活性水膜，起到乳化降黏和潤濕降阻的作用[3-5]。

1.2室內試驗

涇河油田原油成分中高碳類化合物、重質組分偏高，原油密度0.872 g/cm3～0.934 g/cm3，屬中質油至重質油（稠油），地層水水型主要為CaCl2型，礦化度高，為適應本地區原油特征，選取勝利化工TLR-02降黏劑作為試驗藥劑，其主要技術指標（見表1）。

表1　 TLR-02降黏劑主要技術指標Tab.1 The main technical indexes of TLR-02

室內試驗方法，按照中國石油化工集團公司企業標準Q/SH0052-2007“采油用清防蠟劑技術要求”進行[6]，掛杯、掛棒溫度值越低說明防蠟效果越好，同時對原油流動性影響越小，對原油流動越為有利。

為同時驗證降黏劑對井筒降黏及管道原油輸送的效果，選取JH17P1井原油為試驗油樣，該井含水油樣常溫狀態為可流動液態，取100 mL加溫半小時后有自然脫水。將該井油樣按不同油水比例混合，加藥后置于恒溫水浴中恒溫1 h，試驗結果（見表2）。

由表2可見，TLR-02降黏劑對JH17P1井油樣降黏效果良好，當油水比為5：5，加藥水相濃度為0.75 %時，油水分散性和流動性良好，自然降溫至29℃仍然保持良好分散狀態，不掛杯，不掛棒，流動性較好；而未加藥原油始終出現掛杯、掛棒現象，流動性差。

1.3現場試驗

JH17P1井為涇河油田17井區的一口開發水平井，試驗時日產液14.18 m3，含水70 %，密度0.928 g/cm3，換算成質量數，日產液13.87 t，用以上室內試驗結果計算出該井每日需要藥品52 kg，試驗結果（見表3、圖1和圖2）。

表2　不同油水比例加藥后試驗結果Tab.2 The test results of different oil-water ratio after dosing

表3　 JH17P1井現場試驗數據Tab.3 Field test data of JH17P1

圖1　加藥后示功圖變化情況Fig.1 The change of indicator diagram after dosing

圖2　加藥、降溫后示功圖變化情況Fig.2 The change of indicator diagram after dosing and cooling

由表3和圖1可以看出，當保持集輸溫度50℃不變時，向井筒內注入降黏劑，1 d后抽油機下行載荷明顯減小，上行載荷變化幅度較小，原油黏度由98 800 mPa·s下降為76 400 mPa·s，回壓由2.9 MPa下降為1.7 MPa，上行電流由6.8 A下降至5.9 A，下行電流由10.7 A下降至9.7 A，2 d后原油黏度下降為57 500 mPa·s，回壓保持在1.8 MPa，這說明藥劑在井筒和集輸降黏方面起到了一定效果。

由表3和圖2可以看出，集輸溫度由50℃降至40℃后，原油黏度由57 500 mPa·s增大到無法測量（大于十萬），回壓由1.8 MPa上升至2.8 MPa，上行電流由5.5 A上升至6.2 A，下行電流由9 A上升至9.7 A，且隨時間推移有繼續上升趨勢，示功圖也顯示抽油機上行和下行載荷明顯增大，這說明溫度和藥劑同時影響稠油開采時，溫度比藥劑更為敏感，3 000 mg/L的降黏劑藥量無法彌補10℃溫降帶來的負面影響。

2　井筒摻稀降黏技術

2.1井筒摻稀降黏機理

摻稀油降黏工藝是指通過油管或套管向井內注入熱輕質油，與井內稠油混合，稀釋從地層流入井筒的原油，使稠油黏度降低，減小井筒流動阻力，緩解抽油設備的不適應性，從而實現稠油開采的目的[7]。

2.2室內實驗

實驗采用JH17P8井產出稀油，黏度為26.4 mPa·s （50℃），摻稀對象選擇JH17P13井產出稠油，原油黏度為149.5 mPa·s（50℃），用不同摻稀油體積比對JH17P13井油樣進行摻稀降黏實驗，結果（見圖3和圖4）。

由圖3可以看出，在相同的溫度條件下，不同摻稀油體積比對稠油的降黏效果不同，在一定范圍內，摻稀比越大，降黏率越高，但摻稀比增大到一定程度后，降黏率反而隨著摻稀比的增大而降低，根據實驗結果，可確定JH17P13井的極限摻稀比為1：5。由圖4可以看出，超過極限摻稀比后，隨著時間推移，原油黏度會增大，降黏率逐漸下降，摻稀降黏效果不明顯。

圖3　不同摻稀比條件下的降黏率Fig.3 Viscosity reduction rate under different of thin oil

圖4　原油黏度-時間關系（摻稀比3:10）Fig.4 Relationship of viscosity of crude oil with time（ratio of thin oil 3：10）

對于膠質和瀝青質含量較高、凝固點較低的涇河油田原油而言，稀油資源缺乏（目前只有JH17P8和JH69兩口井符合稀油要求），摻稀降黏適用性較差。

3　雙空心桿井筒降黏技術

3.1降黏原理

雙空心抽油桿是兩個內外相互密封又相通的獨立通道，它利用地面熱交換器把熱載體（水、油、冷媒等）加熱，再經循環泵加壓后，通過特制四通接頭，注入內循環空心抽油桿內空心通道，熱載體在循環泵的高壓驅動下，克服管壁摩阻，高速流至內循環空心抽油桿的底端，然后通過環腔沉淀器返至內循環空心抽油桿的外通道對原油進行加熱，實現井筒降黏目的[8]。

3.2現場試驗

JH2P2井是涇河油田2井區的一口開發水平井，該井于2012年12月30日投產，初期日產液21.3 m3，含水33.5 %，日產油14.2 t，20℃時黏度118 000 mPa·s，密度0.92 g/cm3，含蠟量26 %。由于原油黏度大，膠質及瀝青質含量高，該井經常發生光桿與驢頭不同步現象，甚至出現軟卡。

雙空心桿熱采工藝試驗前，該井通過熱洗作業進行清蠟、解堵。熱洗后1 d，上下行載荷恢復正常，但隨著熱洗頻次增加，熱洗周期也越來越短，到2013年底，熱洗周期僅為15 d。熱洗后1 d載荷恢復正常（見圖5），但6 d后上行載荷迅速增大，下行載荷明顯減小，抽油機很快出現不同步現象，嚴重影響機抽效率和產量。

該井于2014年1月19日開始更換雙空心抽油桿，停抽前日產液15.73 m3，日產油8.02 t，含水49 %，動液面426 m，1月21日開抽，循環水進水溫度90℃左右，回水溫度65℃左右，試驗前后電流變化情況及示功圖（見圖6、圖7）。

由圖6可以看出，該井在雙空心抽油桿投運前，抽油機上下行電流值都較大，且由于頻繁進行熱洗作業，電流波動幅度也較大。雙空心抽油桿運行后，上下行電流明顯減小，電流變化比較平穩，抽油機平衡率也得到明顯提高。

圖5　 JH2P2井試驗前示功圖Fig.5 The pre-test dynamometer of JH2P2

圖6　 JH2P2井電流變化曲線Fig.6 The Current curve of JH2P2

圖7　 JH2P2井試驗后示功圖Fig.7 The post-test dynamometer of JH2P2

由圖7可以看出，該井在雙空心抽油桿試驗后示功圖顯示正常，載荷穩定，3個月后示功圖基本無變化，其間雙空心桿運行正常，未出現任何故障，未進行熱洗作業，產量穩定，試驗效果較好。

該工藝在JH504井也進行了試驗，但該井原油在50℃時黏度大于100 000 mPa·s，循環水進水溫度達到90℃時，抽油機仍發生軟卡，無法正常生產。因此，雙空心桿工藝技術對于50℃時原油黏度大于100 000 mPa·s的油井無法使用。

3.3經濟效益評價3．3．1材料成本對比以JH2P2井為例，常規工藝及雙空心桿工藝材料成本（見表4和表5）。

表4　常規工藝成本Tab.4 The cost of conventional technology

表5　雙空心桿工藝成本Tab.5 The cost of double hollow rod

從表4和表5可以看出，JH2P2井使用雙空心桿工藝后，帶來的額外材料成本為283 447.26元。

3．3．2熱洗損失對比為保證正常生產，JH2P2井在2014年以前一直采用熱洗方法進行井筒清蠟、解堵，起初效果較好，熱洗周期平均48 d，但由于該井原油的特殊性質，抽油機不同步及軟卡現象頻繁出現，熱洗頻次逐步增加，后期熱洗周期縮短至平均16 d。該井2013年全年平均日產油量13.24 t，平均日產液20.18 m3，平均含水率22 %，2013年該井共計熱洗13次，因熱洗后含水上升而造成的原油損失為123.52 t（見表6）。

表6　 JH2P2井2013年熱洗費用表Tab.6 The cost of well well-flushing in 2013

3．3．3電能耗費對比由表7可以看出，使用雙空心抽油桿后，原油在井筒內被加熱，進罐后可提前脫水，減少了羅茨油泵循環脫水的時間和次數，日用電量減少，日用電量由試驗前的372.7 kW·h下降為345.3 kW·h，日用電量減少27.4 kW·h，則一年可節約用電10 001 kW·h，電價按0.799 7元/千瓦·時計算，則電能節省費用為7 997.8元。

表7　 JH2P2井雙空心桿工藝使用前后日用電量對比Tab.7 Comparison of daily electric power consumption in the process of double hollow rod in JH2P2

3.3.4修井費用對比2013年JH2P2共進行2次修井作業：泵升級作業和斷桿修井作業，檢泵周期78 d，使用雙空心桿工藝后，2014年9月因垢卡檢泵一次，檢泵周期延長為240 d，年節約費用（見表8）。

綜合以上4方面費用，使用雙空心桿工藝帶來的經濟效益可表示為：

表8　 JH2P2井不同檢泵周期費用對比Tab.8 The cost of different pump checking period in JH2P2

效益=節約熱洗費用及損失+節約修井費用+電能節省費用－工藝材料額外成本

=434 720+120 028.84+7 997.8-283 447.26

=279 299.38（元）

按照2013年JH2P2井的生產狀況來看，若該年使用雙空心桿工藝，則能帶來28萬元的收益，因此，對于地層供液能量充足，產量較高，含水較低及原油溫度敏感性好的稠油井，可采用雙空心桿井筒降黏工藝。

4　結論

（1）井筒化學降黏技術對涇河油田17井區稠油具有良好的降黏效果，同時能有效降低集輸油井的井口回壓，適用性較好。

（2）涇河油田原油膠質和瀝青質含量高，凝固點較低，稀油資源缺乏，井筒摻稀降黏技術不適宜在本地區推廣。

（3）對于地層供液能力充足，產量較高，含水較低，原油溫度敏感性好及原油黏度小于100 000 mPa·s （50℃）的稠油井，可采用雙空心桿井筒降黏技術。

參考文獻：

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Analysis and evaluation of adaptability to viscosity reducing techniques for wellbore in Jinghe oilfield

LIU Yanjun1，LI Lingchuan1，CHEN Ming1，XU Wenxi2
（1.The First Production of North China Branch of Sinopec，Qingyang Gansu 745000，China；2.The Service Center of Oil and Gas Engineering of North China Branch of Sinopec，Xianyang Shanxi 712000，China）

Abstract:Aiming at the characteristics of high viscosity, high content of colloid and asphaltene and the phenomenon of desynchrony and stuck rods for pumping units are easy to occur.The adaptability of 3 kinds of common techniques to reduce oil viscosity such as chemical techniques to reduce oil viscosity in wellbore, techniques of thin oil mixing in wellbore and double hollow rod is analyzed, and the effect of field test is evaluated.The results indicate that chemical techniques to reduce oil viscosity in wellbore has a good effect on the heavy oil of 17 district in Jinghe oilfield.At the same time, it can effectively reduce the wellhead back pressure of oil gathering and transportation and has a good applicability.Due to the lack of light oil resources, the techniques of thin oil mixing in wellbore is not suitable for promotion in this region.The technique of double hollow rod can be used for wells with sufficient liquid supply capacity, high output, low water cut, good temperature sensitivity andbook=35,ebook=40the oil viscosity less than 100 000 mPa·s at 50℃.

Key words：heavy oil；chemical reduction of viscosity；thin oil mixing to reduce viscosity；double hollow rod；Jinghe oilfield

作者簡介：劉延軍，男（1971-），工程師，現從事采油工程管理和油藏工程研究工作。

*收稿日期：2015－11-26

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.02.009

中圖分類號：TE39

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）02-0034-06