海上稠油井筒降黏及配套舉升工藝

縱封臣齊 桃李偉超李玉光管虹翔

（1.中國海洋石油總公司，北京 100010；2. 中海油研究總院，北京 100027）

海上稠油井筒降黏及配套舉升工藝

縱封臣1齊 桃2李偉超2李玉光2管虹翔2

（1.中國海洋石油總公司，北京 100010；2. 中海油研究總院，北京 100027）

海上稠油開采面臨井筒降黏技術優選及舉升工藝配套的問題。圍繞渤海L油田明化鎮組高黏稠油開采難度大的問題，結合井筒降黏方式室內實驗結果，推薦采用稠油摻稀油的井筒降黏技術及配套的射流泵舉升工藝。同時，對稀油動力液的地面處理流程及注入參數進行了研究。現場應用表明，稠油摻稀油井筒降黏技術及配套的射流泵舉升工藝效果明顯，單井平均產量比ODP配產方案增加了80%，為該油田及類似油田稠油的開發提供了參考。

稠油；摻稀油；降黏；射流泵；海上油田

L油田位于渤海東部海域，含油層系自上而下分別為明化鎮組下段、館陶組和東營組，其中明化鎮組和館陶組上部油組地面原油黏度較大，由于開發類似高黏度的海上稠油油田仍然缺乏相關的經驗，因此，為了降低勘探開發的風險，油藏方案推薦先期動用品質較好的兩個砂體，分別鉆取一口水平井進行試驗性開發，通過試驗獲取相應的開發經驗，以指導后期稠油油田的大規模開發。文中圍繞L油田明化鎮組高黏稠油開采難度大的問題，對井筒降黏技術及配套的舉升工藝進行了優化，結合稠油摻稀油井筒降黏室內實驗結果，對稀油動力液的地面處理流程及注入參數進行了研究，并對2口先導試驗井的生產情況進行了介紹，旨在為其他類似海上稠油油田的前期設計和開發提供一定的參考。

1 井筒降黏和機采配套方法優選

L油田油藏埋深1022.1～2585.8 m，油藏壓力梯度為1.0 MPa/100 m，地溫梯度為2.7 ℃/100 m。NmⅠ～NmⅤ和NgⅠ～NgⅡ油組為重質稠油，地面原油密度0.942～0.989 g/cm3，地面原油黏度1052～5369.20mPa·s，地下原油黏度400～700 mPa·s，膠質瀝青質含量14.31%～45.36%；NgⅢ～NgⅤ油組為中質稀油，地面原油密度0.855～0.913 g/cm3，地面原油黏度5.90～36.90 mPa·s，地下原油黏度約為5.76 mPa·s，膠質瀝青質含量7.60%～18.80%。

將稠油從井底舉升至井口，是采油專業研究的重點和難點。渤海南堡35-2油田的生產實踐表明，在不采取井筒降黏措施的情況下，無論采用電潛泵或電潛螺桿泵，油井的檢泵周期和生產時率都難以得到保證，除了與油藏供液能力不足有關外，海上常用機采方式對于高黏度原油的適應性也是一個關鍵的影響因素。L油田原油黏度高于南堡35-2油田，為了降低油井的生產作業成本，提高油井生產時率，輔以合理的降黏方式是很有必要的。

目前，可選擇的稠油降黏方式有十余種［1-7］，L油田具備充足的稀油源，稀油和不同含水率的稠油混合降黏具有降黏效果好、黏度無反彈等優點，因此摻稀油降黏是較為理想的降黏方式。在此前提下，考慮到摻稀油的便利性、機采方式配套的成熟度、初期投資和后期生產作業量及成本等因素，結合海上和陸上類似油田的生產經驗，推薦采用射流泵方式生產。射流泵井下機組沒有運動部件，核心部件采用合金材料，使用壽命較長；后期調參換泵等作業可以通過液力投撈方式實現，作業成本很低；埕北油田生產表明［9］，與電潛泵相比，其節能優勢也比較明顯；最為關鍵的是，射流泵可以采用本油田東營組或館陶組下部的稀油作為動力液，井下管柱簡單，可更好地兼顧降黏和舉升雙重的目的。

2 摻稀油降黏效果實驗

2.1 無水稠油和稀油混合降黏實驗

L油田的96#和94#稠油，用同一平臺產的1#和2#稀油摻合降黏，1#、2#稀油按1∶1的質量比混合作為降黏用稀油，用這種混合稀原油以不同的比例摻入到稠油中進行降黏實驗。稠油和稀油樣品的流體性質見表1，混合油50 ℃時的黏度為4.414 mPa·s。

兩份稠油樣品摻稀的實驗結果分別如表2和表3所示，實驗中稠油和稀油樣品總質量為100 g。從實驗結果可見，L油田的94#和96#稠油摻稀油降黏效果非常理想，96#稠油摻入稀油質量比m為3∶1時，原油黏度降低約90%；94#稠油摻入稀油質量比為7∶3時，原油黏度降低約97%。此外，這兩種稠油和自

表1 稠油油樣和1#、2#稀原油油樣化驗分析

產的稀油混合降黏，基本遵循雙對數降黏規律，即

式中，μ混、μ稀、μ稠分別為混合油、稀油及稠油在同一溫度的黏度，mPa·s；x為稀油的質量分數。

表2 96#稠油摻稀降黏實驗結果

表3 94#稠油摻稀降黏實驗結果

從表2和表3可以看出，實驗和計算的誤差絕對值基本在5%左右，且隨著稠油粘度增加，試驗和計算誤差基本趨于增大。因此，可以運用雙對數降黏規律來預測其他摻稀油比例下的混合油黏度。

2.2 不同含水率稠油和稀油混合降黏實驗

實驗所用稠油樣品脫水黏度4585 mPa·s（50℃），密度0.978 g/cm3，所用稀油脫水黏度6 mPa·s（50℃），密度0.876 g/cm3。50 ℃實驗條件下，不摻稀油、不同含水率稠油的黏度如圖1所示，稠油的油水乳狀液反相點約為30%。20 ℃下，不同含水率、不同摻稀質量比的混合黏度和降黏比例分別如圖2和圖3所示。含水率低于30%時，隨著含水率的提高，由于稠油乳化的影響，相同摻稀比混合原油黏度高于不含水情況下混合黏度，不過在實驗的含水率范圍內，當摻稀油質量比達到40%后，混合黏度基本可降低至150 mPa·s以下，降黏率高達95%以上。

圖1 不摻稀油、不同含水率下稠油黏度（50 ℃）

圖2 不同含水率、不同摻稀質量比例下的混合黏度

圖3 不同含水率、不同摻稀質量比例下的稠油降黏率

通過上述實驗和分析，可以得出結論：L油田的稀油無論對于不含水和含水稠油都具有較好的降黏效果，完全可以滿足降黏生產的要求。

3 稀油作動力液的射流泵采油工藝

3.1 稀油動力液地面處理流程

稀油動力液地面處理流程如圖4所示。L油田東營組或館陶組的油井所產流體在生產管匯集后，其中一部分進入全油田的匯集管線，通過海底三相混輸管線輸送至PSP平臺進行油氣處理；另一部分稀油先經稀油動力液加熱器加熱后再進入稀油動力液分離器進行氣、液兩相分離，分出的天然氣進入其他井的匯集管線經海管去PSP進行油氣處理，分出的液相物流經稀油動力液輸送泵增壓后注入明化鎮組稠油井。地面動力液供給系統配置緩沖罐，動力液增壓進入每口井前需配備計量裝置進行計量。稀油動力液注入前所含固體顆粒直徑要求小于0.5 mm，體積含氣量要求小于0.05%。

圖4 稀油動力液地面處理流程

3.2 射流泵工作參數

射流泵的工作參數設計包括噴嘴、喉管的選擇、動力液量和動力液注入壓力的設計等，設計遵循的原則如下。

（1）選擇合理的噴喉面積比R。R值大于0.400的泵用于深井或井底壓力低而舉升揚程高的井，R值小于0.235的泵用于淺井或井底壓力低而高排量的井。本油田壓力梯度正常，油層深度較淺，油井排量低（設計產液量約50 m3/d），為此選擇R值在0.235～0.400之間的泵。

（2）防止射流泵的氣蝕現象。射流泵喉管入口處因液流速度快常形成低壓區，可能產生氣蝕現象，氣蝕會嚴重損壞泵的部件。在吸入壓力p3和產液量q3下，為防止氣蝕，喉管的環空面積應大于氣蝕面積，即

式中，Aj為喉管環空面積，m2；Acm為氣蝕面積，m2；q3為預測底層產液量，m3/d；p3為預測泵吸入口壓力，MPa；G3為井筒液壓力梯度，MPa/m；fw為含水率，%；Rgo為生產氣油比，m3/m3；Go為油的壓力梯度，MPa/m；Gw為水的壓力梯度，MPa/m。

（3）選泵時力求獲得最大泵效 。

式中，η為泵效，無量綱；H為壓力比，無量綱；M為流量比，無量綱；p2為泵排出端壓力，MPa；p1為噴嘴壓力，MPa；q1為噴嘴流量，m3/d；ps為井口動力液壓力，MPa；h1為泵掛深度，m；G1為動力液壓力梯度，MPa/m；F1為動力液注入摩阻損失，MPa；γ1為動力液相對密度，無量綱；q2為總返出液量，m3/d；F2為返出液體摩阻，MPa；G2為返出液壓力梯度，MPa/m；pwh為井口壓力，MPa。

設定一個井口動力液壓力初始值ps，利用式（4）、（5）迭代計算出噴嘴流量q1和噴嘴壓力p1，利用式（4）～（8）計算出壓力比H和流量比M，對照射流泵無量綱特性曲線確定合理的噴喉比R，從而確定出喉管尺寸。根據本油田油藏數據和配產指標，射流泵下入垂深約1200 m，油管直徑88.9 mm，動力液采用反循環注入方式，確定射流泵工作參數如下：射流泵泵型В-4，噴嘴面積6.129 mm2，喉管面積20.258 mm2，動力液井口注入壓力8～10 MPa，動力液量75～85 m3/d。

3.3 現場應用效果

兩口先導試驗井ODP配產分別為24.7 m3/d、20 m3/d。實際投產后效果良好，平均產油量分別為44 m3/d、37 m3/d，最大產油量分別為63 m3/d、61 m3/d，比ODP配產方案增加了80%的產量。本技術的成功應用將為該油田及類似油田稠油的開發提供了有效的參考。

4 結論

（1）L油田稠油和自產的稀油混合降黏，基本上遵循雙對數降黏規律，可以運用此規律來預測其他摻稀油比例下的混合油黏度。

（2）稠油摻稀油井筒降黏技術及配套的射流泵舉升工藝現場應用效果明顯，單井平均產量比ODP配產方案增加了80%，為該油田及類似油田稠油的開發提供了有效的參考手段。

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（修改稿收到日期 2011-04-15）

〔編輯 付麗霞〕

Viscosity reducing and integrated artificial lift
techniques for heavy oil wellbore in offshore oilfield

ZONG Fengchen1, QI Tao2, LI Weichao2, LI Yuguang2, GUAN Нongxiang2

（1. China National Offshore Oil Corporation, Beijing 100010, China; 2. CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China）

Issues facing the heavy oil development in offshore field are optimizing viscosity reducing and integrated artificial lift techniques for heavy oil wellbore. Focusing on the extremely difficulty to develop the high viscosity oil in Minghuazhen Formation in Вohai L oilfield, this paper has recommended the blending diluting oil technology and corresponding jet pump artificial lift technique based on the laboratory experiment results of viscosity reduction. Meanwhile, thin oil power fluid treatment loop on ground and injection parameters were also studied in this paper. Field application shows that the viscosity reducing and integrated artificial lift techniques for heavy oil wellbore are very effective. The average production of per well is increased by 80%, which provide effective reference to develop remaining heavy oil reverse of this oilfield and other similar oilfields.

heavy oil; blending diluting oil; viscosity reducing; jet pump; offshore oilfield

TE355.3

A

1000-7393（ 2011 ） 03-0047-04

中海油油氣田開發前期研究項目的子課題“稠油井筒降黏和采油方式研究”（編號：2006-FS-006）。

縱封臣，1979年生。2004年中國石油大學（北京）碩士畢業，主要從事海上油氣田鉆完井和采油方案設計，工程師。電話：010-84521639。E-mail：zongfch@cnooc.com.cn。