稠油井泵上掺水工艺的技术改进

摘 要：泵上掺水工艺作为一种成熟的稠油开采方式，在孤东油田稠油井开采中得到广泛使用，发挥了巨大作用。在矿场应用中对它进行了技术改进，变套管掺水为油管掺水，使泵上掺水工艺的功能更加全面，起到了节电增油的效果，并使高矿化度地层水造成的躺井得到了较好的治理，把该项工艺应用到实际生产中，取得了良好的经济效益。

关键词：孤东油田；油管泵上掺水；套管泵上掺水；高矿化度地层水；节电

0 引言

孤东油田稠油地质储量2787万吨，平均地面原油相对密度0.9755，粘度1500-10000毫帕・秒，原油拐点温度60℃左右。靠常规开采难度大，一般采用注蒸汽吞吐开发。自1999年以来，一种成本较低，现场管理较为方便的新工艺――泵上掺水在孤东油田稠油开发中得到了广泛的应用。应用表明，泵上掺水井掺水参数对单井的生产情况影响很大，关系到能否较好地发挥地层产能。掺水参数不合理可导致单井含水上升速度加快，日油水平下降，光杆腐蚀严重，堵塞管线被迫停井等现象，严重的影响了稠油区块的综合开发效果。

泵上掺水工艺比电热杆、电热管工艺耗电少、故障率低、操作简单；比常规开采稠油，解决了抽油杆缓下、电流大、油井参数低的问题，在孤东油田稠油开采中得到广泛使用。在实际应用中，我们发现虽然油井参数上升，电机电流下降，但油水混合物的钻度相对还是较高，而改套管泵上掺水为油管泵上掺水，将使抽油杆所受的摩擦阻力大大下降，从而减小油井负荷，提高油井参数，最大限度的提高油井产能，并且节约电能。另外，该工艺对高矿化度地层水引起的抽油杆腐蚀严重而断脱躺井，也有一定的治理效果。通过实际应用，油管泵上掺水是值得推广的采油配套工艺技术。

1 稠油井泵上掺水工艺的原理

泵上掺水工艺是热水从套管接入，经由封隔器、筛管，从油管与采出液混合采出，通过替水提高采出液温度，提高混合液含水，从面降低井筒中原油的粘度，使油井正常生产，同时也解决了原油地面集输困难的问题。

工艺机理：油层稠油（温度60―70℃）通过防砂系统到达抽油泵入口，井底原油（温度45―50℃）温度降低、粘度升高，流动能力降低，在泵的举升下到达筛管与从筛管进入的热掺入水（55―60℃）混合，混合液温度升高、粘度下降、举升力提高（一般提高1.6MPa）,混合液在抽油泵和掺水压力的作用下到达井口的温度为45―50℃,一方面保持井口原油温度在拐点以上,防止由于温度不够而导致原油粘度发生异常变化,另一方面掺水后的混合液降低了稠油在井筒中的流动阻力,消除抽油杆缓下现象,提高稠油的流动能力,保证井底原油顺利进入地面输油管网中。该工艺较电热杆采油成本较低，较螺杆泵地面管理方便，是中含水开发油田较好的机采工艺（图1）。

(1)运用泵上掺水工艺，有效地保证了油并的抽汲参数，提高了单井产液量、产油量。

(2）具有一定压力和温度的污水与油井产出液在筛管处混合后，增加了原油含水和原油温度，混合液和原油猫度得以降低，原油的流动性得到改善，减小了抽油杆、油管壁与原油间的接触面积和相互间的粘滞力，减轻了驴头负荷，使抽油杆得以正常往复运动，解决了因抽油杆缓下不能正常生产的问题。同时，解决了抽油杆下行粘滞力大造成杆弯曲磨损的问题。

(3)采取泵上掺水，降低了抽油泵由于稠油戮滞力造成的高压，减少了泵的漏失量。同时，由于油套环空液柱与油管内液柱需保持压力平衡，掺入水在筛管处的压力对井筒原油具有一定的举升力，增加了产液量，同时携砂能力相对提高。

(4）由于所掺水具有较高的温度，使得原油沿井筒和地面流程得以伴热流动，降低了井口回压，可很好地解决进干问题。

(5)该工艺相对于其他工艺而言，具有节电、投资少、便于管理的特点，较泵下掺水有效地避免了因掺水波动造成的油井生产变化大、管理难度大的问题，特别是不会出现因掺水对油层产生回压而降低油层产液能力。相反，由于泵上封隔器的存在，相对于普通管柱而言，加大了泵对油层内液体的抽极能力，在油层内建立起了较大的压力梯度，增加了油层流动速度，提高了油层的渗流能力。同时，相对于电热杆工艺讲，该工艺表现出成本低，应用范围广，地面维护管理、操作简便等优点。

(6)泵上掺水井能够有效地延长稠油井的检泵周期，降低稠油井的躺并率。由于抽油杆载荷的降低，改善了抽油杆的工作状况，减少了抽油杆断的几率。由于泵上封隔器的存在，减少了因油管漏失造成的躺井和低效问题。相对于地面掺水而言，避免了因停机造成的井筒沉砂致使砂卡躺井。

(7）由于泵上封隔器的存在，使得管柱成为固定式管柱，消除了因液柱压力对管柱的交互作用引起的伸缩，增大了活塞冲程，提高了泵效。

2 稠油井泵上掺水工艺的改进

2.1现场改进情况

在泵上掺水工艺使用过程中，我们根据现场实际情况，不断对泵上掺水工艺进行改进和发展，由原来的套管掺水抽管输出油水混合液改造为油管掺水套管输出油水混合液，这样以来，抽油杆浸在掺水中，使抽油杆所受的粘滞力大大减小，受高矿化度采出液腐蚀程度也大大降低，从而改善了抽油杆的工作状况，减轻了驴头负荷，减缓抽油杆的腐蚀，有利于挖掘油井的生产潜能，达到了节能、增油、减少躺井的目的。

2.2参数优化

2011年3月开始在KD521站实施掺水参数优化，即根据稠油井所处的生产阶段确定了每口井的掺水量和掺水温度，并根据其生产阶段的变化对掺水参数进行相应调整。掺水参数优化后，减少了无效掺水量，总掺水量大幅度下降，取得了良好的降本增产效果。掺水量由原来的3363立方米/日下降到3018立方米/日，降低了345立方米/日，有效的降低了掺水成本，全年累计节省掺水量6.3万立方米。同时稠油区块由于杆断、杆缓下造成的躺井同比减少12口，稠油区块日油水平由786吨/日上升到868吨/日，增油82吨/日，含水由原来的86.3%下降到79.6%，下降5.7个百分点，全年累计增油2800吨。

实践表明，优化稠油井掺水参数，可较好地发挥地层产能，延长生产周期，改善稠油井开发效果，从而实现稠油井开发的增产增效。

2.2 技术改进效果

泵上掺热水降粘伴输工艺是井下采油管柱由油管、筛管、Y211―150型封隔器、泵组成。即在普通稠油井管柱泵上加装封隔器，封隔器上10米左右加装筛管，使得油套环形空间与泵上油管连通，掺水从油井套管进入，经套管、筛管进入泵上油管内。

(1)降低了抽油杆的钻滞力，使抽油机驴头负荷降低，降低了油井电机的耗电量。

(2）对于地层供液相对较好、泵效较高、生产参数相对偏小、电机电流达到额定值的井，油管掺水后，可降低电机电流，从而上调参数，增加产量。

(3)对地层液矿化度高易腐蚀抽油杆造成杆断脱的井，油管掺水后，由于掺水的矿化度低，使抽油杆受腐蚀程度大大降低，减少杆断脱现象，从而延长此类油井的免修期。

(4)井口盘根漏油现象得到解决，减轻了工人的劳动强度。

3 泵上掺水工艺应用实例及效果

(1)泵上掺水工艺在KD52一44的应用

KD52一44井，原油密度0.9727 g/cm3,粘度2 660 mPa.s，采用电热杆生产，参数为3×4，日产液20.3 t，日产油17.8 t，电机电流55/65，日耗电315kW.h，由于电流大且光杆缓下，参数不能上调,使用泵上掺水工艺后，生产参数上调至3×5，日产液47.4 t，日产油25.1 t，电机电流50/60，日耗电275kW.h，阶段累增油546 t,累节电3 425 kW.h，效果明显。

(2)泵上掺水工艺在KD5一24井的应用

2010年12月11日新投KD52一11井，情况如下：原油密度0.934 g/ cm3,猫度8 324 mPa。s，采用泵上掺水生产。2011年6月8日，改套管掺水为油管掺水，改造前，参数为3×5，日产液52. 7 t，日产油10t，电机电流55/60，日耗电245 kW.h，由于电流大，参数不能上调。改造后，生产参数上调至3×7，日产液61.5 t，日产油11.2 t，电机电流50/52，日耗电207 kW.h,累增油168 t，累节电6542kW.h.至今该井仍正常生产。

(3)泵上掺水工艺在KD5一19井的应用

KD5一19井，原油密度0. 978 6 g/ cm3,粘度5 742 mPa.s，采用泵上掺水生产。2011年6月17日，改套管掺水为油管掺水，改造前，参数为3.6×4.5，日产液52.1 t，日产油8t，电机电流50/62，日耗电285 kW.h，由于电流大，参数不能上调。改造后，生产参数上调至3.6×6，日产液66.4 t，日产油12.8 t，电机电流45/55，日耗电260 kW.h，累增油367 t，累节电3687 kW.h．至今该井仍正常生产。

(4)泵上掺水工艺在R5一11井的应用

R5一11井，原油密度0. 984 5 g/cm3,教度4 572 mPa.s，采用泵上掺水生产。2011年7月20日，改套管掺水为油管掺水，改造前，参数为3×6.5，日产液23. 5 t，日产油9.6 t，电机电流5080，日耗电245 kW.h．改造后，生产参数仍为3×6.5，日产液24.2 t，日产油9.2 t，电机电流45/60，日耗电195 kW.h,累节电12 687 kW.h，至今该井仍正常生产。

(5)泵上掺水工艺在26一101并的应用

26一101井，原油密度0. 9023 g/cm3,猫度78mPa.s，总矿化度24896 mg/L。普通管柱生产时，参数为2×9，日产液73. 3 t，日产油3.6 t,检泵周期93 d，抽油杆腐蚀严重。2011年6月25日，改用油管泵上掺水工艺，使抽油杆浸在低矿化度掺水里，以减少采出液腐蚀影响。使用后，生产参数仍为2×9，日产液108.1 t，日产油3.5 t，检泵周期142 d，增油159 t。

截止2011年121月30日，我们共对62口井实施泵上掺水工艺，取得了良好的效果，并对其中的29口进行了掺水方式的改造，并且形成了一定的规模，根据措施前后对比，平均日节电558 kW.h，节电率为16.1%，日增油12.9 t，到2012年2月29日止，累计节电6.277×104kW.h,累计增油798.2t。从29口井的统计中可以看出，掺水方式改变后，电流显降低，耗电量也随之降低，从而有效的节约了生产成本。

4几点结论

(1)泵上掺水工艺及其改进原理上是科学的，技术上是成熟的。

(2)泵上掺水工及其改进具有节电、增油优点。

(3)泵上掺水工艺及其改进对高矿化度引起的杆断脱有一定的抑制作用。

(4)泵上掺水工艺及其改进简单易行，可操作性强，有很大的推广价值。

参考文献：

[1]万仁溥、罗英俊．采油技术手册第八分册：稠油热采工程技术 [M]．北京：石油工业出版社，1996.

[2]王鸿勋，张琪．采油工艺原理[M]．北京：石油工业出版社.1992.省略。