孫海洋

摘 要：由于原油重烴含量高，具有特殊的流變性，原油粘度對溫度相當敏感。它的流動性不如稀油，但溫度在析蠟點以上時，流動性仍然較好，在地層條件下呈牛頓流體，溫度在析蠟點以下呈非牛頓流體，接近凝固點或在凝固點以下時出屈服值，成為假塑性流體，在溫度低于凝固點以下時，將有大量固體蠟晶析出，造成剪切應(yīng)力隨溫度降低而成直線急劇上升，造成井筒舉升十分困難，因此，開采高凝油的技術(shù)關(guān)鍵是保證在它從井筒到地面至煉油廠全過程中溫度要高于凝固點，否則就會出現(xiàn)凝管問題。隨著油井進入中高含水期，油、水在井筒中處于分離狀態(tài)，低能耗采油工藝的研究進入一個新的階段。

關(guān)鍵詞：采油工藝；技術(shù)關(guān)鍵；高凝油；凝固點；舉升工藝

1 井筒舉升工藝的發(fā)展過程

研究區(qū)油田按原油特性分高凝油和稀油，其中以高凝油為主，由于高凝油油品性質(zhì)的特殊性，如何將高凝油從井底舉升到地面是研究的重點。油田開發(fā)初期，通過理論計算得出：不同含水狀態(tài)下的高凝油凝固點和62mm油管中應(yīng)保持的最低排量如表1。

通過表1計算結(jié)果的研究，必須有足夠的溫度和排量才能保持井筒內(nèi)原油的流動性，是實現(xiàn)有效舉升的基礎(chǔ)，因而形成了研究區(qū)高凝油油田特殊的采油工藝。研究區(qū)油井井筒舉升工藝可分為三個階段。

第一階段：油田開發(fā)初期和穩(wěn)定期，高凝油采油方式以“水力活塞泵采油和閉式熱

水循環(huán)采油工藝”為主體，完全依靠井筒伴熱進行采油。隨著油田開發(fā)的不斷深入，油井含水上升，制約油田發(fā)展的矛盾越來越突出，水力泵井主要矛盾是油井資料無法落實，動力液高壓系統(tǒng)存在一定的安全隱患，同時能耗高，生產(chǎn)運行成本居高不下。

第二階段：油田開發(fā)穩(wěn)定期和遞減期，高凝油采油方式以“閉式熱水循環(huán)采油、空心桿熱線采油、潛油電泵采油、冷采加藥采油工藝”等四種采油工藝并存協(xié)調(diào)發(fā)展。

第三階段：高凝油油田進入中高含水期后，采油工藝主要以“空心桿熱線采油、電熱油

管采油、潛油電泵采油、冷采加藥采油和冷采工藝”等五種采油工藝并存協(xié)調(diào)發(fā)展。伴隨著油田開發(fā)的更進一步深入，目前的空心桿熱線采油井將逐步轉(zhuǎn)向電熱油管采油，而電熱油管采油井將逐步轉(zhuǎn)向冷采加藥的低成本舉升工藝發(fā)展。

2 中高含水期采油工藝的研究與應(yīng)用

由于高凝油特殊的物性，開采方式注定與“熱”分不開，目前冷采井依然需要伴熱輸送。隨著注水開發(fā)時間的延長和油井生產(chǎn)動態(tài)的變化，特別是主力區(qū)塊綜合含水已達90%以上，原油物性已發(fā)生了很大的變化，原油在井筒中處于分離狀態(tài)。由于物性的變化，為低成本采油方式的應(yīng)用提供了條件。

2.1 中、高含水油井實現(xiàn)冷采

根據(jù)多年來在化學(xué)采油方面的實踐，開發(fā)具有改變潤濕性、分散蠟晶的冷采助劑，實現(xiàn)高含水油井冷采。

2.1.1冷采助劑的研制

冷采助劑（即化學(xué)防蠟劑）的主要成份有：乳化劑、分散劑、潤濕劑、穩(wěn)定劑和其它助劑。研制方法主要采用部分主要成分的合成和正交試驗法篩選復(fù)配等方法。

2.1.2冷采助劑的作用機理

冷采助劑的作用機理主要有兩個方面：

（1）潤濕作用。含有活性劑成分的分子中的極性部分具有乳化作用、分散作用、潤濕作用，使高凝油在開采集輸系統(tǒng)中形成水包油比較穩(wěn)定的微粒乳狀液，藥劑從套管中加入到油管后，在流動過程中，對油管管壁、抽油桿、泵體表面具有潤濕作用，減少降低了高凝油的凝聚與吸附。

（2）分散作用。蠟晶分散劑與其它表面活性共同作用，使小蠟晶不易聚結(jié)，在乳化劑、穩(wěn)定劑作用下形成水包油乳狀液，分散體系處于相對穩(wěn)定狀態(tài)，因而大大提高了高凝油在水中的低溫流動性。雖然原油含水較高，但油水未經(jīng)乳化，分布很不均勻，原油以較大塊狀存在于水中，管線中還存在著油的段塞。管線表面也不是水潤濕。這種狀態(tài)下，降低輸送溫度，只要低于原油的析蠟點或凝固點，一方面是原油中的石蠟逐步附著在管壁上，增大輸送阻力。另一方面，未經(jīng)分散的原油相互聚結(jié)，最后形成大的凝固油塊，堵塞管線。原油形成O/W乳狀液后，連續(xù)相完全是水，管線表面也完全是水潤濕。這種狀態(tài)下，降低輸送溫度，即使低于原油的析蠟點或凝固點，水潤濕的管線表面也不會產(chǎn)生石蠟附著。同時，經(jīng)乳化分散的原油也不會相互聚結(jié)，避免形成大的凝固油塊堵塞管線，從而保證高凝油的冷采冷輸。加藥前后原油的蠟晶微觀結(jié)構(gòu)會發(fā)生明顯變化。加藥前原油的蠟晶結(jié)構(gòu)緊密，蠟晶相互結(jié)合在一起，此時原油在水中呈團塊狀。加藥后，原油在藥劑的作用下，蠟晶結(jié)構(gòu)變得疏松，間距增大，蠟晶相互結(jié)合的構(gòu)架松散，此時蠟晶有機會與水分子結(jié)合，形成o/w乳狀液。

2.1.3原油冷采前后的粘溫變化

將開發(fā)的冷采助劑在原油進行了溫度對粘度影響實驗。為了符合原油從井底抽到井口

的工藝流程，原油（含水5%）加藥前后的粘溫曲線從高溫測到低溫，因此粘溫曲線只是反映原油的析蠟溫度和凝固點溫度，粘溫曲線的第一拐點所顯示的溫度與析蠟溫度56℃相近，第二拐點溫度與原油凝固點溫度相近。加入3%藥劑后，粘溫曲線的兩個拐點溫度基本沒有變化，但原油的粘度得到明顯降低，特別是在兩個拐點之間的低溫段，高剪切113.5（1/s）下平均年度值由101.2mPa？s降到54.7mPa？s，降低幅度可達到50%。由此可以說明，藥劑的加入對原油起到降粘不降凝的作用。

2.2 熱線井間送及轉(zhuǎn)化為電熱油管采油

針對目前采用熱線生產(chǎn)的油井，有選擇性地改為能耗相對較低的電熱油管的生產(chǎn)方式。電熱油管生產(chǎn)較熱線具有一次性投資小、使用壽命長、不用洗井等優(yōu)點，是一種替代熱線井的工藝。目前，熱線生產(chǎn)井已逐步減少。

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

電熱油管轉(zhuǎn)加藥冷采50口井，均正常運轉(zhuǎn)。室內(nèi)實驗結(jié)果確定的加藥濃度為0.2%～0.3%，在現(xiàn)場應(yīng)用中經(jīng)過試驗摸索，加藥濃度控制在0.82‰左右，單井日均加藥量為12.2kg。累計加藥77t（藥劑費用按6396元/t計算），當年投入藥劑費用49.2萬元；累節(jié)電329.5萬度，累節(jié)電費189.7萬元，創(chuàng)效140.5萬元。

4結(jié)論

（1）高凝油采油工藝在不同開發(fā)階段的優(yōu)化轉(zhuǎn)化潛力巨大。

（2）中高含水期的高凝油油井可以實現(xiàn)化學(xué)冷采，能大幅度降低耗電量、延長油井熱洗周期。

（3）下一步還要繼續(xù)進行化學(xué)采油技術(shù)的研究，提高藥劑性能和對低含水油井的適應(yīng)性。

（4）加強60%以下高凝油井化學(xué)防蠟技術(shù)的研究；進一步摸索加藥規(guī)律和類似區(qū)塊的適應(yīng)性，最終實現(xiàn)高凝油井中高含水期的冷采冷輸。

參考文獻：

[1]王春鵬.遼河油區(qū)油田開發(fā)實踐[M].北京：石油工業(yè)出版社，2012.