趙常明 宮艷紅 王世謙 齊玉梅（中國石油大港油田公司第三采油廠）

油田開發(fā)中，用熱摻水為井筒內(nèi)、地面管道中的油水混合液舉升和加熱輸送是稠油和高凝油開采、油氣集輸?shù)闹匾e措之一。摻水時要對其進(jìn)行增壓和加溫，所以就需要有增壓和加溫設(shè)備，而增壓和加溫后的摻水對井筒工具和地面金屬管道形成的腐蝕、結(jié)垢現(xiàn)象也會造成井筒舉升工具失效或地面輸送管道堵塞或穿孔[1-2]。為了達(dá)到降低摻水用量的目的，孫航[3]采取加藥、單井罐、環(huán)狀摻水、電熱集油等集油方式，保證了正常生產(chǎn)；徐振輝等[4]通過工藝流程改造和摻水生產(chǎn)解決了現(xiàn)場稠油開采、集輸、水合物凍堵的問題；石志香[5]采用泵上摻水工藝后，使摻入水與稠油在泵上混合，與油一起抽出井口，通過降低稠油黏度， 改善高黏度原油的流動性；曾念[6]設(shè)計研制油井自動摻水加藥裝置，實現(xiàn)了集藥劑存儲、摻水混合、自動摻水、數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳為一體的“定量化、可控化、可視化、無人化”井口加藥方式。借鑒以上可行性技術(shù)的同時，針對相應(yīng)技術(shù)與該單位生產(chǎn)實際的不適應(yīng)現(xiàn)狀，開展了新的技術(shù)革新，王真、馮峰等[7]研發(fā)了一種水嘴總成，實現(xiàn)了摻水用量的快捷調(diào)整和自動調(diào)整，平均降低摻水量30×104m3/d。油田伴熱摻水在大慶油田[8-9]、吉林油田等北方油氣田[10]開發(fā)企業(yè)仍在應(yīng)用，且面臨同樣問題，摻水伴熱目前仍是大港油田南部油區(qū)的主要生產(chǎn)方式。高溫、高鹽的摻水加快了井下工具和地面管網(wǎng)的腐蝕速率和結(jié)垢速率，從而增加了開發(fā)成本，降低了生產(chǎn)時率，增強了勞動強度，也造成了環(huán)保風(fēng)險，故找到降低摻水用量的方法并規(guī)模推廣已迫在眉睫。

1 生產(chǎn)背景

某采油廠各主力生產(chǎn)區(qū)塊受采出原油高黏度或高凝固點特性的影響，常采用摻水伴熱的方式保證正常生產(chǎn)運行。通過現(xiàn)場分析評價：自來屯和沈家鋪兩個油田的平均原油黏度達(dá)到700～900 mPa·s，地層產(chǎn)出流體通過井筒向上舉升的過程中，流體在油管內(nèi)與抽油桿、油管產(chǎn)生摩擦力，形成較大的摩擦載荷，嚴(yán)重時不能正常生產(chǎn)，需要采用熱摻水對進(jìn)泵的流體進(jìn)行加溫和乳化，達(dá)到降低流體黏度，實現(xiàn)正常舉升的目的；自來屯、王官屯油田的大部分區(qū)塊，原油凝固點達(dá)到30 ℃以上，經(jīng)過抽油機采出的流體在地面輸送時，常因溫度低于凝固點造成地面管線內(nèi)原油析蠟，流動能力下降，出現(xiàn)回壓高、管線堵塞的現(xiàn)象，需要采用熱摻水來進(jìn)行伴熱生產(chǎn)，以保障地面輸送工藝正常運行。

通過對2021 年度采油廠各作業(yè)區(qū)的摻水用量統(tǒng)計，采油廠六個主力作業(yè)區(qū)在生產(chǎn)過程中均應(yīng)用伴熱摻水。采油廠每年的摻水用量高達(dá)380×104m3，其中增壓和加溫成本超過2 000 萬元。同時由于所用摻水為油井產(chǎn)出水，高含鹽的特點導(dǎo)致加溫后形成大量的沉淀，使油井地面管道和井下工具出現(xiàn)嚴(yán)重的腐蝕和結(jié)垢現(xiàn)象，治理管道腐蝕穿孔、結(jié)垢堵塞及井下工具結(jié)垢遇卡等，采油廠每年支出超過1 000 萬元。所以降低油井井筒舉升和地面輸送所用的摻水量，對于提高油田管理水平有著深遠(yuǎn)的意義。

2 工作開展評價

2022 年，結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)特點及新工藝推廣需求，制定出四個攻關(guān)方向：一是通過化學(xué)破乳降黏和物理加溫的新工藝來替代摻水；二是根據(jù)季節(jié)性環(huán)境溫度變化推進(jìn)全員調(diào)整優(yōu)化來降低摻水量；三是利用高產(chǎn)液、高含水電泵井產(chǎn)出液來替代摻水；四是通過裝置創(chuàng)新，對摻水裝置進(jìn)行優(yōu)化改造，通過快捷、自動控制實現(xiàn)摻水的高效管理。

2.1 應(yīng)用新工藝技術(shù)

1）采用生物酶降黏劑、流動改進(jìn)劑等化學(xué)藥劑，實現(xiàn)舉升流體的乳化。該方法是在井筒內(nèi)加入化學(xué)藥劑，使采出流體達(dá)到乳化降黏的目的，從而替代降黏摻水。試驗過程中分別采用常規(guī)型流動改進(jìn)劑和生物酶降黏劑。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，因生物酶降黏劑成本較高，現(xiàn)場只是優(yōu)選了生物酶降黏劑應(yīng)用效果較為突出的油井繼續(xù)應(yīng)用，其它井多采用成本相對較低的常規(guī)型流動改進(jìn)劑降黏，目前在采油廠四個作業(yè)區(qū)20 余口井應(yīng)用。由于降黏藥劑的作用，地層產(chǎn)出稠油與油套環(huán)形空間加入的降黏藥劑，有效改善了流體進(jìn)泵困難和流體黏度過大形成較大摩擦載荷的現(xiàn)狀，降低了因黏度高對摻水的依賴性，實現(xiàn)了用降黏藥劑替代摻水的目標(biāo)，年實現(xiàn)降低摻水量2.3×104m3。

2）采用光伏加熱和空氣源熱泵等工藝，提高流體流動性。在油井井口采用光伏加熱和空氣源熱泵等低能耗加熱裝置和設(shè)施，從而提升井口采出液溫度，替代摻水加溫的作用。現(xiàn)場中選擇井場具備光伏設(shè)施排放條件和地面輸送能耗較高的作業(yè)三區(qū)和作業(yè)四區(qū)的11 口井，新型裝置應(yīng)用后，不僅輸送溫度達(dá)到流體輸送要求，實現(xiàn)了停用伴熱摻水，運行能耗明顯下降，平均單井輸送伴熱能耗下降30%以上。

結(jié)合電加熱器對單井、串接井產(chǎn)出液進(jìn)行加熱來替代摻水的乳化和加溫的降黏工藝共在采油廠6個作業(yè)區(qū)超過90 口井實施應(yīng)用，與歷史同期相比，平均每天降低摻水量達(dá)到了230 m3，年實現(xiàn)降低摻水量4.14×104m3。

2.2 優(yōu)化管理方案

1）根據(jù)不同季節(jié)環(huán)境溫度對摻水的影響、損耗以及油井實時對摻水的需求，按單井制定“一井一策”護理方案，為技術(shù)部門提供調(diào)整優(yōu)化摻水用量的建議和管理制度，完善降低摻水量的管理辦法和激勵政策，推動全員參與降低摻水用量的調(diào)整和優(yōu)化工作，達(dá)到了良好的效果。

優(yōu)化工作的重點是結(jié)合油井作業(yè)停產(chǎn)、流體性質(zhì)變化以及回液溫度，在摻水需求量下降時，及時更換、調(diào)整不同直徑的水嘴。全年共實施下調(diào)摻水工作制度、關(guān)停摻水工作達(dá)到1 070 井次以上，較去年同期降低摻水量480 m3/d，其中地面摻水平均下降310 m3/d，泵下?lián)剿客认陆?70 m3/d，年實現(xiàn)降低摻水量8.64×104m3，累計增產(chǎn)1 020 t，效果顯著。

2）優(yōu)化摻水流程切改方案。該項工作主要針對高溫、高液量、高含水的電泵井，即把生產(chǎn)中綜合含水率達(dá)到95%以上的電泵井回液管線切改到摻水流程上，采用高溫高含水電泵液串接工藝，為低溫、高黏度的油井流體伴熱降黏，從而來替代摻水。以W44 井為例，W44 井是一口高產(chǎn)液量、高含水、高溫的電動潛油離心泵井，以其產(chǎn)出液作為4口低含水常規(guī)油井的伴熱摻水，從而關(guān)停在用的摻水流程。

攻關(guān)過程中通過優(yōu)化方案，作業(yè)五區(qū)共有7 口高液量電泵井經(jīng)工藝流程切改后由產(chǎn)出液替代伴熱摻水，從而實現(xiàn)23 口井停摻生產(chǎn)?，F(xiàn)場工藝流程改造后平均每天降低摻水量277 m3，累計降低摻水2.7×104m3。作業(yè)五區(qū)高液量電泵井調(diào)整替代摻水統(tǒng)計見表1。

表1 作業(yè)五區(qū)高液量電泵井調(diào)整替代摻水統(tǒng)計Tab.1 Statistics of the adjustment of high hydraulic pump wells instead of water blending in the 5th operation area

2.3 新型裝置設(shè)備

2.3.1 電動潛油螺桿泵

電動潛油螺桿泵舉升工藝在應(yīng)用過程中雖受工藝特點和投入成本的限制，但其對稠油的適應(yīng)性較好，無需伴熱摻水生產(chǎn)，目前投入27 口井采用電動潛油螺桿泵，直接關(guān)停摻水流程，生產(chǎn)穩(wěn)定，降摻效果明顯。電動潛油螺桿泵舉升工藝效果評價見表2。G37-43-1 和Z11-12 井，在采用電動潛油螺桿泵生產(chǎn)后，降摻水和節(jié)能效果非常突出，年實現(xiàn)降低摻水量1.17×104m3，同時日節(jié)電超過2 000 kWh，節(jié)電達(dá)到85%以上。

表2 電動潛油螺桿泵舉升工藝效果評價Tab.2 Evaluation of lifting process effect of electric submersible screw pump

2.3.2 新型摻水操作裝置

針對摻水調(diào)節(jié)閥和過濾器在現(xiàn)場應(yīng)用中存在的問題不斷對裝置進(jìn)行改造和優(yōu)化，實現(xiàn)處置和調(diào)整工作的快捷化和高效化，從而降低基層員工的工作強度，提升現(xiàn)場處置的工作效率。采用自動化和物聯(lián)網(wǎng)設(shè)計了摻水監(jiān)控的優(yōu)化裝置，通過對外界溫度、壓力等指標(biāo)數(shù)據(jù)的自動采集和自動分析，實現(xiàn)裝置的自動調(diào)整；研發(fā)新的摻水調(diào)節(jié)閥，實現(xiàn)摻水調(diào)節(jié)工作從“一檔一速”向“無級變速”的調(diào)整方式過渡；通過對摻水過濾器的改造，實現(xiàn)對摻水水質(zhì)保障的處理工作由20 min 下降到2 min。應(yīng)用新裝置后，使油井摻水異常后的處置能力和工作效率大幅提升，油井出現(xiàn)異常率明顯下降，不僅年實現(xiàn)降低摻水量1.57×104m3，而且因摻水的波動造成油井生產(chǎn)異常較應(yīng)用前對比下降了70%，保證了油井的有效生產(chǎn)時率，實現(xiàn)了油井的穩(wěn)定增產(chǎn)。

2.4 實施效果統(tǒng)計

現(xiàn)場采用新的工藝技術(shù)、設(shè)備及管理方法后，自2022 年1—10 月，采油廠摻水用量較2021 年同期降低20.52×104m3，特別是在3—5 月攻關(guān)初期摻水用量同比下降超過了10%，直接創(chuàng)效達(dá)到160 萬元，超預(yù)期完成了計劃和目標(biāo)。

3 結(jié)論

1）將技術(shù)創(chuàng)新向管理創(chuàng)新延伸，摻水管理政策的優(yōu)化促進(jìn)了操作人員對油井摻水調(diào)整工作的積極性，達(dá)到降低摻水量的工作共識，全年共推進(jìn)下調(diào)摻水水嘴、關(guān)停摻水工作達(dá)到1 070 井次以上，較2021 年同期降低摻水量480 m3/d，節(jié)能降耗效果明顯。

2） 流體加熱、井筒舉升工藝的試驗和優(yōu)選，驗證了油田開發(fā)中摻水替代工藝的適應(yīng)性，大港油田某采油廠新增11 口停摻運行井，現(xiàn)場工藝流程改造后平均降低摻水量6.44×104m3，為今后探索區(qū)塊整體摻水關(guān)停提供了現(xiàn)場數(shù)據(jù)與資料。

3）生產(chǎn)現(xiàn)場采用地面工藝改造，通過油井產(chǎn)出的高溫流體替代摻水，通過舉升工藝優(yōu)化，采用適合流體流動的螺桿泵來關(guān)停摻水；同時研發(fā)并應(yīng)用“新型摻水調(diào)節(jié)裝置”和“物聯(lián)網(wǎng)摻水監(jiān)控裝置”，用新工藝、新技術(shù)、新理念實現(xiàn)降低摻水量，攻關(guān)階段內(nèi)降低摻水量5.44×104m3。在降低水量的同時，還有效降低了員工勞動強度和安全環(huán)保風(fēng)險，在推進(jìn)油井自動化管理和數(shù)智化油田建設(shè)方面也發(fā)揮了良好作用。