杂志汇节能与环保

孤东采油厂九区稠油井开采难度大，一般采用注汽吞吐和蒸汽驱开发，采用泵上掺水工艺后，与普通油井相比，在抽油泵上部使用封隔器隔开，使掺入水与稠油在泵上混合，与油一起抽出井口，通过降低稠油粘度，改善高粘度原油的流动性，既降低了抽油杆的粘滞阻力，又降低了井口回压。该工艺投入低、产出高，不污染地层、不影响泵效、占井周期短、生产过程稳定，为提高稠油油藏的经济效益的工艺方法。

2 泵上掺水稠油井工作参数不合理影响开发效果

泵上掺水稠油井在生产过程中，掺水参数的调整与单井的日油水平有着直接的关系，关系到能否较好地发挥地层产能。从现场的效果分析来看，由于掺水参数不合理导致的含水上升快，日油水平下降，光杆腐蚀严重，堵塞管线被迫停井等现象，严重地影响了九区稠油的综合开发效果。

2015年年初调查表明，九区的48口泵上掺水稠油井中，由于掺水工作参数不合理及工艺技术和管理方面的因素造成的油井含水上升快，日油水平下降，光杆腐蚀严重，堵塞管线被迫停井等掺水效果差的有32井次。

2.1 掺水温度不合适

掺水温度不合适，油井原油温度与粘度成反比，掺水温度低无法起到降粘作用，温度过高又造成耗能偏高。

稠油的粘度对温度的敏感性很强。随着温度的升高，原油粘度将显著下降；反之，则显著上升。我们对不同温度下九区稠油的粘度变化进行了室内试验并绘制了温度-粘度曲线（图1）。

2.2 掺水量不合适

我们于2015年1月5~12日连续7天的时间以R3N11井为实验，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2中可以看出，该井掺水量在20m3/d时，日产油能力达到最大化。掺水量过大，对油井产生压液、压油现象，造成单井的混合液量、混合含水上升，油量下降；而掺水量过少，又造成回压升高，光杆缓下的现象，影响油井的正常生产。通过对其它的井进行验证，我们得出相同的结论，并发现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。

由于泵上掺水稠油井工作参数不合理，造成堵管线、油井停井、躺井等，影响油井正常生产，导致躺井率高，采油时率下降，还给安全生产带来不利影响。

针对影响泵上掺水稠油井开发的主要因素，提出并实施了“优化泵上掺水稠油井工作参数对策”，制定了针对性改进措施。

3.1 控制掺水温度在合适的范围

根据九区稠油粘温曲线，6 8℃为九区稠油的拐点温度，即为最合适的掺水温度。为确保每口单井都尽可能调整到合适的掺水温度，经过负荷计算，对加热炉投用位置和加热炉能力进行重新配置，于2 0 15年1月中旬对掺水工艺流程进行改造，停运掺水站的1台加热炉，并在较远的8口单井上单井加热炉（图2）。

从改造后的掺水工艺流程看，九区掺水站的2台加热炉，经加热后温度达到6 0℃，加压到达计量站经过再次加热达到75℃，到达较近的单井温度达到69℃，较远的单井经过单井加热炉的再次加热也达7 2℃。从而使原来处于拐点温度以下的18口掺水温度均达到拐点温度以上，原来6口超过7 5℃以上的井调整到70±2℃，确保了井口掺水温度全部达到拐点温度以上，保证掺水井的正常生产，实现了经济高效掺水。

3.2 摸索出合适的单井掺水量

从调查统计中得知，同一油井不同生产阶段对掺水量的需求有较大差异。蒸汽吞吐井焖井一段时间后，其油层剖面可分为热水带、热油带、冷油带。

(1)注汽下泵后开抽阶段

开井生产阶段，由于热水带中基本是水，生产初期表现为出水而不出油。因此，只需 开井前，选用较大排量的水进行反洗井。待井筒内的死油完全排出后再开井生产。此时主要是排水阶段，不需要掺水生产。

(2)含水下降，产油量上升及峰值采油阶段

排水阶段结束后，热水带即消失，油层里只有热油带和冷油带。出油初期，考虑到主要是热油带出油，温度较高，采用地面掺水伴输即可。随着流体的产出，带出部分热量，温度逐渐降低，含水逐渐下降。此时，应采用泵上掺水生产。

为了摸索出合适的掺水量，进行了掺水调节试验，摸索出最合理的掺水量。掺水量越大，循环量越大，混合液的温度越高，但同时会增加运行成本。在保证高粘度原油正常生产的前提下尽可能的减小掺水量。通过在5口井上进行试验，摸索出了单井最佳掺水量，试验中发现掺水量与产量直接相关，掺水量合理可最大限度地发挥地层产能，提高日产水平。

经过反复的实验总结，得出了合理的掺水量经验公式：