超稠油井筒降粘新工艺技术研究

探索超稠油新的井筒降粘工艺已成为生产中急待解决的难题。但由于受稀油产量制约，我们只能从井筒加热方面解决超稠油井筒降粘工艺方法。超稠油空心杆掺污水新工艺在实践中证明，可以解决目前制约生产管理中的主要问题，综合效益明显。
关键词：超稠油井,筒降粘,新工艺
前言
空心杆掺污水技术主要利用热交换原理，提高产出液温度，降低稠油、超稠油粘度，在井井筒中形成水悬浮动形态而减少摩阻，提高原油流动性的目的。
工艺原理：经地面加热的液体通过智能恒流量控制器、单流阀、高压胶管、防喷式组合三通进入油井空心抽油杆后经出液器进入油管，经出液器和原油一同进入无动力自动混合器。在混合器内，污水与原油通过分流、涡流、反流等过程，从而实现自我搅拌，充分混合。使原油和污水充分进行热交换，从而达到提高产出液温度，降低原油粘度，提高原油流动性的目的。
1概况
曙光油田曙一区构造上位于辽河盘地西部凹陷西部斜坡带中段，东邻曙二、三区，西部为欢喜岭油田齐108块，南部为齐家潜山油田，北靠西部突起，构造面积约40km 2 ，超稠油含油目的层主要为新生界下第三系的沙河街组的兴隆台油层和上第三系的馆陶组的馆陶油层，油层埋深550～1150m，原油物性具有“四高一低”等特点，即地面脱气原油具有密度大，粘度高，凝固点高、胶质-沥青含量高，含蜡低等特点，20℃时密度一般大于1g/cm 3 ，50℃原油粘度一般大于5.0×10 4 mpa.s，含蜡量3.1%，胶质+沥青质含量50%，凝固点40℃以下，部署各类井2516口，其中开发井2479口，观察井37口，平均周期采油1037吨，周期油气比0.49，采油速度2.36%。
曙光油田曙一区超稠油区块超稠油开发初期，由于超稠油原油粘度高达84900～125405mpa.s，虽经过蒸汽吞吐仍频繁出现井卡、断脱现象。采用电加热降粘方式生产后生产得以保证，但电加热耗电量巨大，单井平均耗电657元/天，生产成本高。对此，经过实践采用了井下掺稀油替代中频电加热方式，通过同性油品加温稀释降粘生产，并获得成功。但我厂稀油年产呈递减趋势，今年年产46万吨，年递减约12%，超稠油产量规模的不断扩大，全厂超稠油的年产水平达到100万吨，已不能满足生产需要。因此，探索超稠油新的井筒降粘工艺已成为生产中急待解决的难题。
2空心杆掺污水工艺可行性论证
目前超稠油生产存在的主要矛盾是井筒降粘问题，从降粘原理上分析解决方法有两种:
2.1井筒加热降粘
根据实验室数据：超稠油对温度敏感性强，其粘温曲线拐点在60℃，粘度19470mpa.s,当温度60℃以下时，温度每下降1℃粘度上升6843 mpa.s，当温度60-70℃时温度每升高1℃粘度下降1241.4mpa.s，采用井筒加热降粘生产就是根据超稠油对温度敏感性强的特点。正是由于超稠油对温度具有的特强敏感性，只要保证井口温度65℃以上，就能保持油井正常生产。

图1 杜80兴隆台粘温曲线

2.2同性油品稀释降粘
同性油品稀释降粘主要是依据油品的稀释作用和经过加热后温度降粘作用。依据实验室数据，当超稠油与掺稀油比例为1：0.2时，其拐点在60℃处，粘度4110mpa.s,70℃时，粘度1844mpa.s，当温度60-70℃时温度每升高1℃粘度下降2266mpa.s。当超稠油与掺稀油比例为1：0.8时，在60℃处，粘度472.6mpa.s,70℃时，粘度234.8mpa.s，可见掺稀油在60℃生产就可达到普通稠油生产管理要求。

图2 杜813-4591井混合原油粘温曲线
从两种井筒降粘效果看，掺稀油效果较好，原油粘度下降幅度较大。但由于受稀油产量制约，我们只能从井筒加热方面解决超稠油井筒降粘工艺方法。根据超稠油对温度敏感性强的特征，只要保证井口温度大于65℃，就能保证油井正常生产。
3 空心杆掺污水生产工艺原理
3.1 油井杆掺泵上自动混合器及配套工艺技术原理
3.1.1流程与管柱结构
本工艺主要由地面流程和掺液杆柱组成。其中地面流程由水罐、泵组、加热器、配水管阀(自清堵单流阀、智能恒流量控制器、防喷式组合三通等)等组成；井下杆柱主要由扶正器、出液器、自动混合器等组成。具体工艺流程示意图

	图3 空心杆掺水降粘工艺技术示意图

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