塔河油田两种主要稠油井筒降粘技术的分析与评价

对塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析结果表明，掺稀油和化学降粘两种稠油井筒降粘技术适用于塔河油田6区稠油井的开采。简要介绍了两种降粘技术原理，实验室和油井使用结果表明，掺稀油技术适用于稠油粘度大于50000mPa·S、油井含水低于20％的自喷井，在稀油与稠油体积比l：2至1：1时，降粘率达90％以上；化学降粘技术选择的乳化降粘剂XS-2具有抗盐性强、使用温度范围宽的特点，在油水体积比7：3、温度60℃、XS-2用量1．0kg／t原油条件下，T433油井稠油粘度由3156mPa·s降低至345mPa·s。     

塔河油田稠油井井筒降粘工艺

塔河油田稠油埋藏深、粘度大,原油凝固点、拐点温度高,导致井筒降粘难度很大,井筒举升困难。此文根据各种降粘技术的特征,进一步结合现场测试,分析了油管保温及电加热工艺参数对降粘效果的影响,最终在粘度相对较低的油井选择了保温油管降粘工艺,而对粘度较高的油井选择了油管加热降粘工艺。     

塔河油田超深自喷井流态特征分析

针对塔河油田油藏埋藏深、原油粘度高、井筒热损失大导致自喷困难的实际问题，根据热量传热原理和两相流动理论，建立了自喷井中产出液沿井筒流动与传热的热力学模型。运用该模型计算了塔河油田5口稠油井产出液沿井筒的温度和压力分布。计算结果表明。随着产出液沿井筒的举升。压力逐渐减小，温度不断下降。当温度下降到一定数值时。原油粘度明显增大，即对应原油的拐点温度出现。因此，可以根据流态特征来估计该原油的拐点温度，为选择合适的降粘方法和降粘深度提供了技术指导。     

抽稠泵在塔河油田高粘原油开采中的应用

介绍了抽稠泵的结构及工作原理，给出了其主要技术参数和适应范围。在塔河油田10口井的应用表明，抽稠泵适应于塔河油田稠油开采，能延长油井的免修期，且不会引起水锥、水淹，但对于原油乳化严重的油井，须采取相配套的井筒降粘措施。     

塔河油田稠油替喷工艺

塔河油田的稠油埋深在5400m以下,属正常温度压力系统。稠油在油藏条件下具有一定的流动性和较好的供油能力,但进入井筒后,随着井筒温度的降低,在距井口3000m左右逐渐失去流动性,原油无法流到井口。针对塔河油田的实际,采用掺稀油井筒降粘方法,配合常规完井替喷管柱和配压完井替喷管柱,较好的解决了稠油替喷开采的技术难题。     

塔河油田井筒降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa·s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000～100 000 mPa·s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺.     

塔河油田井简降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa.s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000-100 000 mPa.s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺。     

稠油井掺稀降粘试油工艺技术在塔河油田的应用

塔河油田奥陶系油藏属于典型的高凝、高粘、重质稠油，常规试油和普通稠油试油工艺无法满足测试要求，采用掺入轻质油进行井筒降粘试油工艺技术，能有效改善稠油流动条件，达到试油目的。     

稠油物化采油技术

稠油物化采油技术采用物理和化学两种降粘方法，相互补充，共同作用，从而实现稠油在地层内的降粘，有效降低原油在地层及井筒中的流动阻力，达到降粘增产的目的。     

塔河油田稠油井产液剖面测井工艺技术研究

塔河油田奥陶系油藏属于典型的高凝、高粘、重质稠油，因而常规井和普通稠油井产液剖面测井工艺无法满足测试要求。采用掺入轻质油进行井筒降粘施工工艺技术，能有效改善稠油流动条件，达到产液剖面测井的目的。     

塔河油田超深井井筒掺稀降粘技术研究

基于热量传递原理和两相流动理论,建立了井筒掺稀油降粘工艺中产液沿井筒流动与传热的热力学模型。计算了产液沿井筒的温度分布和压力分布,同时进行了不同掺稀条件下降粘的室内实验。运用该模型结合实验结果对塔河油田稠油井掺稀降粘效果进行了计算,分析了不同工艺参数对掺稀降粘效果的影响。结果表明,井筒掺稀油降粘工艺适合于含水率低于20%的油井,开式掺稀油反循环比开式掺稀油正循环生产更有利于提高降粘效果,塔河油田井筒掺稀降粘合理的掺稀比率为1:2至1:1。     

塔河油田驱油助剂技术研究

针对塔河油田稠油油藏的特点,我们开展了降粘驱油助剂的研究,驱油助剂DE-2、WD-4等能在较低温度下使稠油的粘度降低,并且具有良好的驱油效率.用它辅助驱油或进行井筒降粘能进一步提高稠油油藏的采收率.     

中低渗深层稠油冷采技术矿场实践认识

春光油田春57井区白垩系稠油油藏,埋藏深、原油黏度大、储层物性差,常规稠油开采技术难以有效开采。为了探索该类深层稠油的经济有效开采技术,研究采用了二氧化碳与油溶性降粘剂组合吞吐降黏技术,并配套了井筒降黏举升等工艺措施。矿场试验表明,地层降粘措施有效解决了原油从地层流向井筒的技术难题,井筒降黏配套工艺有效改善了原油进泵难及举升困难的问题。试验井实现了连续稳定生产,日产原油2.5t,为中低渗深层稠油油藏有效动用提供了经验积累。     

海上稠油井筒降粘技术研究与应用

针对渤海油田原油中胶质、沥青质含量高,原油粘度大,同时由于井太深,近井渗流孔道中原油流动不畅,油井产量下降的状况,开展了稠油井筒降粘技术研究。该技术创新性的提出了常温下稠油举升过程中降粘的新思路,在常温下可使渗流到井底的稠油降粘幅度达99%以上;同时使油垢从孔隙内表面剥离下来并分散于溶液之中,实现多种功效复合降粘。     

克拉玛依浅层稠油油藏化学降粘辅助吞吐技术的应用

针对稠油特稠油因粘度过高、流动性差而引起的井筒供液不足、抽汲困难、影响产能等问题,通过室内试验,对克拉玛依稠油所用降粘剂进行研究、筛选。依据该区油层特点和生产具体条件,进行了现场油层降粘和井筒流程降粘,后者包括计量站降粘和油井自偿式降粘试验。结果表明,化学降粘辅助吞吐技术能使原油流动性增加、光杆同步、冲次提高、生产周期延长、抽油机电流降低、产液量及产油量增加,经济效益显著。     

塔河油田稠油替喷工艺

塔河油田稠油开采过程中,随着稠油沿井筒向上流动,温度逐渐降低,原油黏度上升较快,在距井口3 000 m左右逐渐失去流动性,析出胶质沥青质,造成生产管柱堵塞.常规的替喷作业已不能满足生产要求,经过试验研究,摸索出了掺稀油降黏的稠油替喷工艺,解决了塔河油田稠油替喷开采面临的困难.     

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术浅析

流体粘度高及其变化的复杂性决定了塔河油田稠油油藏采油工艺的多样性。塔河油田稠油油藏采油工艺主要包括稠油降粘、稠油机采、复合采油工艺。目前降粘工艺以掺稀油降粘工艺为主,以电加热为辅;机械采油工艺以有杆泵采油工艺为主,螺杆泵采油工艺和电动潜油离心泵等无杆采油工艺为辅。介绍了塔河油田稠油油藏应用的主要采油工艺技术,对其适用性进行了评价,找出了影响其使用效果的主要因素,提出了改进建议。     

塔河油田稠油开发经济效益评价

塔河油田油藏呈现“两超三高”(超深、超稠、高含胶质沥青质、高矿化度、高含硫化氢)特点，生产开发难度极大。塔河油田经过多年生产实践，在掺稀降黏技术的基础上，进行了多种井筒降黏技术工艺试验应用，但工艺应用后的经济效益尚不明晰。为了提高稠油油田开发项目经济性，加深对应用技术的科学认知，通过总结塔河油田井筒降黏技术特点，结合塔河油田生产一线数据对井筒降黏技术的应用效果进行对比分析，建立了一种以投入产出比为评价指标的经济效益评估模型，对塔河油田典型区块开展经济效益分析。分析结果表明，矿物绝缘电缆加热降黏以及水溶性化学药剂降黏、油溶性化学药剂降黏等工艺的应用效果和经济效益相对突出。研究结果对稠油高效开发具有一定价值。     

TH-1O／W型乳化降粘剂在吐玉克油田的应用

吐玉克油田是在吐哈盆地鲁克沁构造带发现的超深稠油油藏，油藏埋深2300～3400m，50℃时原油粘度达到10000～30000mPa·s。目前油田普遍采用的降粘方式是井筒掺稀降粘，该方式形式单一，掺油成本高。而新型降粘剂的开发和应用，解决了吐玉克稠油在地层矿化度为80000～12000mg／L，乳化降粘吨油成本要求在50元以下的难点，掌握了吐玉克稠油弱分散(轻扰动)时和水形成较稳定O／W型乳化液的关键技术，创立了吐哈稠油乳化降粘新技术。     

高粘原油中加入烃类稀释剂的降粘集输

辽河油田欢喜岭矿区高粘原油的储量较多,原油开采遇到的困难也较大.由于油品的粘度高,油流的阻力大,原油就很难沿井筒升举至地面.国外开采稠油的实践证明,往高粘重质油中加入低粘度的烃类稀释剂(如低粘原油、凝析油、柴油、煤油等),可明显地改善原油的流动特性.根据欢喜岭油田的条件——既有高粘原油,又有低粘原油,因此进行了往稠油中掺入稀油的降粘集输试验,并取得了明显的效果.