论文部分内容阅读
摘要：稠油生产中掺水管理是一项非常重要的工作，由于稠油粘度大导致流动性差，井筒举升困难，井口回压升高，通过对掺水系统优化调整，实现升温降压从而提高整个掺水系统的运行效率，达到“少掺一方水”、“少用一度电”、“少耗一吨油”的经营管理目的。
关键词：稠油油藏 四分三定 分周期管理 运行效率
1成果背景
稠油生产中掺水管理是一项非常重要的管理。由于稠油粘度大（最高达到100000毫帕.秒，普遍在30000-50000毫帕.秒之间），导致了其流动性差。在被举升出井筒进入集油管线中容易附着在管线壁上，当温度下降到一定范围内稠油就失去了它的流动性，形成了粘壁现象。这样，最终导致了油井井口回压升高，影响油井正常生产。掺水管理则能够有效地避免这种情况的发生。向集油管线中掺水既提高了混合液的温度，又人为增大了混合液的综合含水，很好地解决稠油集油过程中出现的问题。
2主要内容及创新点
2.1“四分三定”掺水管理办法
“四分三定”管理法，即：分区块、分物性、分周期、分季节的制定掺水原则、掺水标准、掺水优化流程，形成一块一法、一井一策的掺水优化管理模式。
2.2分周期分区块对粘壁温度、掺水温度、综合含水和掺水量的确定
2.2.1草20区块原油粘壁温度的确定
对草20区块一口典型井取样进行粘温试验。通过对50-90%的5类不同含水油井粘度与温度的敏感性试验得出如下曲线图：
通过粘温曲线看出，草20区块原油粘度从90℃开始降温至约55℃，原油粘度随温度降低开始呈增长趋势，增长幅度较小；随着温度进一步降低，原油粘度开始有大的增长，粘温曲线变陡，当温度降至35℃，原油粘度已经超过20000mPa.s，流动性很低；当温度低于33℃，含水80%，90%的原油粘度出现大幅度降低。粘度值仅有几十mPa.s，出现这样低的粘度值，表明原油已经基本失去流动性，大部分黏附在流变仪测量器具的内筒和外筒壁上，33℃温度点测得的粘度值基本是水的流动表现。因此，综合考虑实际情况确定草20区块原油粘壁温度为40℃。
2.2.2分周期制定调整原则
通过粘温曲线确定草20区块原油掺水后合理的综合含水为90%。下面根据油井不同的周期生产阶段的含水值确定油井的掺水量。从而做到随油井的生产情况发生变化，掺水量也随之变化。
（1）自喷生产初期：这一阶段油井处于排水期。这一阶段的特点是温度高、含水高。所以不需要掺水。
（2）自喷生产中后期：这一阶段油井见油。这一阶段的特点是温度高、含水值下降。由于自喷温度要求保持在90-110度之间，温度较高不易形成粘壁现象，所以这一阶段油井的掺水量应合理适度调整。
（3）转抽生产初期：转抽初期为排水期。这一阶段的特点是含水高（基本上为100%），所以油井不掺水。采油队巡线人员应加密巡检这一阶段油井，及时录取含水。
（4）转抽生产中期：转抽中期为油井出油期。这一阶段的特点是含水值下降，液量温度趋于平稳变化。在含水大于等于90%时油井不掺水。当含水小于90%时观察井口回压，如井口回压仍在正常范围值内，油井不掺水；如井口回压升高超过了正常范围值，则根据掺水后综合含水90%计算油井的瞬时掺水量。当计算出来的瞬时掺水量仍然不能满足需要时则以0.2m3/h的幅度上调掺水量，直到井口回压回到正常值以内。规定草20区块油井井口回压正常值为0.5MPa。
（5）转抽生产末期：转抽末期是油井维持生产阶段。这一阶段的特点是液量、含水明显下降，温度下降。这一阶段的掺水量则以井口回压值为标准。将井口回压控制在正常范围值以内，在这一前提下尽量下调掺水量。
2.2.3分队分区块制定调整原则
（1）草33区块：距离计量站较近的油井（混合液管线小于等于100米），将井口回压控制在0.3MPa之内进行掺水调整。距离计量站较远的油井（混合液管线大于100米），根据掺水后混合液综合含水大于等于85%的原则各井进行掺水调整，同时井口回压不超过0.5MPa，如井口回压超过0.5MPa则根据实际情况小幅度逐步上调掺水量。
（2）草20老区：含水大于等于90%的油井停用掺水，含水小于90%的油井根据各井生产情况将井口回压控制在0.5MPa以内进行掺水调整。
（3）草27区块：该区块原油粘度较大并且混合液管线较长，导致了这一区块油井井口回压普遍较高。根据每口井实际情况进行掺水量下调工作。以0.2m3/h的幅度进行下调，调整后跟踪一天该井的生产情况。如井口回压仍在规定的正常值以内则按这一幅度继续下调掺水量直到调至最低。规定该区块油井井口回压正常值为0.7MPa。
（4）草古1区块：大排量螺杆泵井停用掺水。抽油机井按混合液综合含水在95%以上（含95%）的原则进行掺水调整。如井口回压超过0.8MPa，则适当上调掺水量直到井口回压回到正常范围之内。
3优化调整具体实施要求
调整优化是按照“四分三定“掺水管理办法，把全矿所有掺水井逐井进行调整。采油组制定掺水调整计划，经领导审核通过后下发至采油队。采油队负责记录调整前后油井的生产情况变化和相关参数的录取工作，主要包括油井的工作制度、液量、油量、含水、温度、井口回压、瞬时掺水量、抽油机运行电流、掺水加热炉燃稀油量等。
采油队按照计划调整，如出现调整后井口回压上升明显等问题时与采油组进行联系。采油组组织相关人员现场落实情况，根据实际生产需要合理调整调节方案。采油队把问题出现和随后整改的全过程记录明确。
4成果应用情况
根据上述调整原则，以天气转暖为契机，在4月份利用一个月的时间对掺水进行调整。下面是调整前后的效果对比情况：
调整前：掺水井25口，掺水进加热炉温度51℃，出加热炉温度68℃，进口压力2.1MPa，出口压力2.0MPa，总掺水量47.2 m3/h，全天1132.8 m3。掺水泵运行电流175A。掺水加热炉燃稀油量5.4吨/天。
调整后：掺水井21口，掺水进加热炉温度52℃，出加热炉温度71℃，进口压力2.1MPa，出口压力2.0MPa，总掺水量29.1 m3/h，全天698.4 m3。掺水泵运行电流160A。掺水加热炉燃稀油量3.9吨/天。
调整前后掺水泵运行电流下降15A。总瞬时掺水量下降18.1m3/h，全天掺水量下降434.4 m3。掺水泵全天节电460Km.h。按一度电0.76元计算，全天节约电费349.6元。掺水加热炉燃稀油量每天降低1.5吨，按吨油成本2100元/吨计算，全天节省燃稀油费用3150元。
参考文献
[1]《油气地质与采收率》 油气地质与采收率期刊社 2012年8月
[2]刘文章 《稠油注蒸汽热采工程》 石油工业出版社 1996年8月
关键词：稠油油藏 四分三定 分周期管理 运行效率
1成果背景
稠油生产中掺水管理是一项非常重要的管理。由于稠油粘度大（最高达到100000毫帕.秒，普遍在30000-50000毫帕.秒之间），导致了其流动性差。在被举升出井筒进入集油管线中容易附着在管线壁上，当温度下降到一定范围内稠油就失去了它的流动性，形成了粘壁现象。这样，最终导致了油井井口回压升高，影响油井正常生产。掺水管理则能够有效地避免这种情况的发生。向集油管线中掺水既提高了混合液的温度，又人为增大了混合液的综合含水，很好地解决稠油集油过程中出现的问题。
2主要内容及创新点
2.1“四分三定”掺水管理办法
“四分三定”管理法，即：分区块、分物性、分周期、分季节的制定掺水原则、掺水标准、掺水优化流程，形成一块一法、一井一策的掺水优化管理模式。
2.2分周期分区块对粘壁温度、掺水温度、综合含水和掺水量的确定
2.2.1草20区块原油粘壁温度的确定
对草20区块一口典型井取样进行粘温试验。通过对50-90%的5类不同含水油井粘度与温度的敏感性试验得出如下曲线图：
通过粘温曲线看出，草20区块原油粘度从90℃开始降温至约55℃，原油粘度随温度降低开始呈增长趋势，增长幅度较小；随着温度进一步降低，原油粘度开始有大的增长，粘温曲线变陡，当温度降至35℃，原油粘度已经超过20000mPa.s，流动性很低；当温度低于33℃，含水80%，90%的原油粘度出现大幅度降低。粘度值仅有几十mPa.s，出现这样低的粘度值，表明原油已经基本失去流动性，大部分黏附在流变仪测量器具的内筒和外筒壁上，33℃温度点测得的粘度值基本是水的流动表现。因此，综合考虑实际情况确定草20区块原油粘壁温度为40℃。
2.2.2分周期制定调整原则
通过粘温曲线确定草20区块原油掺水后合理的综合含水为90%。下面根据油井不同的周期生产阶段的含水值确定油井的掺水量。从而做到随油井的生产情况发生变化，掺水量也随之变化。
（1）自喷生产初期：这一阶段油井处于排水期。这一阶段的特点是温度高、含水高。所以不需要掺水。
（2）自喷生产中后期：这一阶段油井见油。这一阶段的特点是温度高、含水值下降。由于自喷温度要求保持在90-110度之间，温度较高不易形成粘壁现象，所以这一阶段油井的掺水量应合理适度调整。
（3）转抽生产初期：转抽初期为排水期。这一阶段的特点是含水高（基本上为100%），所以油井不掺水。采油队巡线人员应加密巡检这一阶段油井，及时录取含水。
（4）转抽生产中期：转抽中期为油井出油期。这一阶段的特点是含水值下降，液量温度趋于平稳变化。在含水大于等于90%时油井不掺水。当含水小于90%时观察井口回压，如井口回压仍在正常范围值内，油井不掺水；如井口回压升高超过了正常范围值，则根据掺水后综合含水90%计算油井的瞬时掺水量。当计算出来的瞬时掺水量仍然不能满足需要时则以0.2m3/h的幅度上调掺水量，直到井口回压回到正常值以内。规定草20区块油井井口回压正常值为0.5MPa。
（5）转抽生产末期：转抽末期是油井维持生产阶段。这一阶段的特点是液量、含水明显下降，温度下降。这一阶段的掺水量则以井口回压值为标准。将井口回压控制在正常范围值以内，在这一前提下尽量下调掺水量。
2.2.3分队分区块制定调整原则
（1）草33区块：距离计量站较近的油井（混合液管线小于等于100米），将井口回压控制在0.3MPa之内进行掺水调整。距离计量站较远的油井（混合液管线大于100米），根据掺水后混合液综合含水大于等于85%的原则各井进行掺水调整，同时井口回压不超过0.5MPa，如井口回压超过0.5MPa则根据实际情况小幅度逐步上调掺水量。
（2）草20老区：含水大于等于90%的油井停用掺水，含水小于90%的油井根据各井生产情况将井口回压控制在0.5MPa以内进行掺水调整。
（3）草27区块：该区块原油粘度较大并且混合液管线较长，导致了这一区块油井井口回压普遍较高。根据每口井实际情况进行掺水量下调工作。以0.2m3/h的幅度进行下调，调整后跟踪一天该井的生产情况。如井口回压仍在规定的正常值以内则按这一幅度继续下调掺水量直到调至最低。规定该区块油井井口回压正常值为0.7MPa。
（4）草古1区块：大排量螺杆泵井停用掺水。抽油机井按混合液综合含水在95%以上（含95%）的原则进行掺水调整。如井口回压超过0.8MPa，则适当上调掺水量直到井口回压回到正常范围之内。
3优化调整具体实施要求
调整优化是按照“四分三定“掺水管理办法，把全矿所有掺水井逐井进行调整。采油组制定掺水调整计划，经领导审核通过后下发至采油队。采油队负责记录调整前后油井的生产情况变化和相关参数的录取工作，主要包括油井的工作制度、液量、油量、含水、温度、井口回压、瞬时掺水量、抽油机运行电流、掺水加热炉燃稀油量等。
采油队按照计划调整，如出现调整后井口回压上升明显等问题时与采油组进行联系。采油组组织相关人员现场落实情况，根据实际生产需要合理调整调节方案。采油队把问题出现和随后整改的全过程记录明确。
4成果应用情况
根据上述调整原则，以天气转暖为契机，在4月份利用一个月的时间对掺水进行调整。下面是调整前后的效果对比情况：
调整前：掺水井25口，掺水进加热炉温度51℃，出加热炉温度68℃，进口压力2.1MPa，出口压力2.0MPa，总掺水量47.2 m3/h，全天1132.8 m3。掺水泵运行电流175A。掺水加热炉燃稀油量5.4吨/天。
调整后：掺水井21口，掺水进加热炉温度52℃，出加热炉温度71℃，进口压力2.1MPa，出口压力2.0MPa，总掺水量29.1 m3/h，全天698.4 m3。掺水泵运行电流160A。掺水加热炉燃稀油量3.9吨/天。
调整前后掺水泵运行电流下降15A。总瞬时掺水量下降18.1m3/h，全天掺水量下降434.4 m3。掺水泵全天节电460Km.h。按一度电0.76元计算，全天节约电费349.6元。掺水加热炉燃稀油量每天降低1.5吨，按吨油成本2100元/吨计算，全天节省燃稀油费用3150元。
参考文献
[1]《油气地质与采收率》 油气地质与采收率期刊社 2012年8月
[2]刘文章 《稠油注蒸汽热采工程》 石油工业出版社 1996年8月