纵封臣齐 桃李伟超李玉光管虹翔

（1.中国海洋石油总公司，北京 100010；2. 中海油研究总院，北京 100027）

海上稠油井筒降黏及配套举升工艺

纵封臣1齐 桃2李伟超2李玉光2管虹翔2

（1.中国海洋石油总公司，北京 100010；2. 中海油研究总院，北京 100027）

海上稠油开采面临井筒降黏技术优选及举升工艺配套的问题。围绕渤海L油田明化镇组高黏稠油开采难度大的问题，结合井筒降黏方式室内实验结果，推荐采用稠油掺稀油的井筒降黏技术及配套的射流泵举升工艺。同时，对稀油动力液的地面处理流程及注入参数进行了研究。现场应用表明，稠油掺稀油井筒降黏技术及配套的射流泵举升工艺效果明显，单井平均产量比ODP配产方案增加了80%，为该油田及类似油田稠油的开发提供了参考。

稠油；掺稀油；降黏；射流泵；海上油田

L油田位于渤海东部海域，含油层系自上而下分别为明化镇组下段、馆陶组和东营组，其中明化镇组和馆陶组上部油组地面原油黏度较大，由于开发类似高黏度的海上稠油油田仍然缺乏相关的经验，因此，为了降低勘探开发的风险，油藏方案推荐先期动用品质较好的两个砂体，分别钻取一口水平井进行试验性开发，通过试验获取相应的开发经验，以指导后期稠油油田的大规模开发。文中围绕L油田明化镇组高黏稠油开采难度大的问题，对井筒降黏技术及配套的举升工艺进行了优化，结合稠油掺稀油井筒降黏室内实验结果，对稀油动力液的地面处理流程及注入参数进行了研究，并对2口先导试验井的生产情况进行了介绍，旨在为其他类似海上稠油油田的前期设计和开发提供一定的参考。

1 井筒降黏和机采配套方法优选

L油田油藏埋深1022.1～2585.8 m，油藏压力梯度为1.0 MPa/100 m，地温梯度为2.7 ℃/100 m。NmⅠ～NmⅤ和NgⅠ～NgⅡ油组为重质稠油，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，胶质沥青质含量14.31%～45.36%；NgⅢ～NgⅤ油组为中质稀油，地面原油密度0.855～0.913 g/cm3，地面原油黏度5.90～36.90 mPa·s，地下原油黏度约为5.76 mPa·s，胶质沥青质含量7.60%～18.80%。

将稠油从井底举升至井口，是采油专业研究的重点和难点。渤海南堡35-2油田的生产实践表明，在不采取井筒降黏措施的情况下，无论采用电潜泵或电潜螺杆泵，油井的检泵周期和生产时率都难以得到保证，除了与油藏供液能力不足有关外，海上常用机采方式对于高黏度原油的适应性也是一个关键的影响因素。L油田原油黏度高于南堡35-2油田，为了降低油井的生产作业成本，提高油井生产时率，辅以合理的降黏方式是很有必要的。

目前，可选择的稠油降黏方式有十余种［1-7］，L油田具备充足的稀油源，稀油和不同含水率的稠油混合降黏具有降黏效果好、黏度无反弹等优点，因此掺稀油降黏是较为理想的降黏方式。在此前提下，考虑到掺稀油的便利性、机采方式配套的成熟度、初期投资和后期生产作业量及成本等因素，结合海上和陆上类似油田的生产经验，推荐采用射流泵方式生产。射流泵井下机组没有运动部件，核心部件采用合金材料，使用寿命较长；后期调参换泵等作业可以通过液力投捞方式实现，作业成本很低；埕北油田生产表明［9］，与电潜泵相比，其节能优势也比较明显；最为关键的是，射流泵可以采用本油田东营组或馆陶组下部的稀油作为动力液，井下管柱简单，可更好地兼顾降黏和举升双重的目的。

2 掺稀油降黏效果实验

2.1 无水稠油和稀油混合降黏实验

L油田的96#和94#稠油，用同一平台产的1#和2#稀油掺合降黏，1#、2#稀油按1∶1的质量比混合作为降黏用稀油，用这种混合稀原油以不同的比例掺入到稠油中进行降黏实验。稠油和稀油样品的流体性质见表1，混合油50 ℃时的黏度为4.414 mPa·s。

两份稠油样品掺稀的实验结果分别如表2和表3所示，实验中稠油和稀油样品总质量为100 g。从实验结果可见，L油田的94#和96#稠油掺稀油降黏效果非常理想，96#稠油掺入稀油质量比m为3∶1时，原油黏度降低约90%；94#稠油掺入稀油质量比为7∶3时，原油黏度降低约97%。此外，这两种稠油和自

表1 稠油油样和1#、2#稀原油油样化验分析

产的稀油混合降黏，基本遵循双对数降黏规律，即

式中，μ混、μ稀、μ稠分别为混合油、稀油及稠油在同一温度的黏度，mPa·s；x为稀油的质量分数。

表2 96#稠油掺稀降黏实验结果

表3 94#稠油掺稀降黏实验结果

从表2和表3可以看出，实验和计算的误差绝对值基本在5%左右，且随着稠油粘度增加，试验和计算误差基本趋于增大。因此，可以运用双对数降黏规律来预测其他掺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实验

实验所用稠油样品脱水黏度4585 mPa·s（50℃），密度0.978 g/cm3，所用稀油脱水黏度6 mPa·s（50℃），密度0.876 g/cm3。50 ℃实验条件下，不掺稀油、不同含水率稠油的黏度如图1所示，稠油的油水乳状液反相点约为30%。20 ℃下，不同含水率、不同掺稀质量比的混合黏度和降黏比例分别如图2和图3所示。含水率低于30%时，随着含水率的提高，由于稠油乳化的影响，相同掺稀比混合原油黏度高于不含水情况下混合黏度，不过在实验的含水率范围内，当掺稀油质量比达到40%后，混合黏度基本可降低至150 mPa·s以下，降黏率高达95%以上。

图1 不掺稀油、不同含水率下稠油黏度（50 ℃）

图2 不同含水率、不同掺稀质量比例下的混合黏度

图3 不同含水率、不同掺稀质量比例下的稠油降黏率

通过上述实验和分析，可以得出结论：L油田的稀油无论对于不含水和含水稠油都具有较好的降黏效果，完全可以满足降黏生产的要求。

3 稀油作动力液的射流泵采油工艺

3.1 稀油动力液地面处理流程

稀油动力液地面处理流程如图4所示。L油田东营组或馆陶组的油井所产流体在生产管汇集后，其中一部分进入全油田的汇集管线，通过海底三相混输管线输送至PSP平台进行油气处理；另一部分稀油先经稀油动力液加热器加热后再进入稀油动力液分离器进行气、液两相分离，分出的天然气进入其他井的汇集管线经海管去PSP进行油气处理，分出的液相物流经稀油动力液输送泵增压后注入明化镇组稠油井。地面动力液供给系统配置缓冲罐，动力液增压进入每口井前需配备计量装置进行计量。稀油动力液注入前所含固体颗粒直径要求小于0.5 mm，体积含气量要求小于0.05%。

图4 稀油动力液地面处理流程

3.2 射流泵工作参数

射流泵的工作参数设计包括喷嘴、喉管的选择、动力液量和动力液注入压力的设计等，设计遵循的原则如下。

（1）选择合理的喷喉面积比R。R值大于0.400的泵用于深井或井底压力低而举升扬程高的井，R值小于0.235的泵用于浅井或井底压力低而高排量的井。本油田压力梯度正常，油层深度较浅，油井排量低（设计产液量约50 m3/d），为此选择R值在0.235～0.400之间的泵。

（2）防止射流泵的气蚀现象。射流泵喉管入口处因液流速度快常形成低压区，可能产生气蚀现象，气蚀会严重损坏泵的部件。在吸入压力p3和产液量q3下，为防止气蚀，喉管的环空面积应大于气蚀面积，即

式中，Aj为喉管环空面积，m2；Acm为气蚀面积，m2；q3为预测底层产液量，m3/d；p3为预测泵吸入口压力，MPa；G3为井筒液压力梯度，MPa/m；fw为含水率，%；Rgo为生产气油比，m3/m3；Go为油的压力梯度，MPa/m；Gw为水的压力梯度，MPa/m。

（3）选泵时力求获得最大泵效 。

式中，η为泵效，无量纲；H为压力比，无量纲；M为流量比，无量纲；p2为泵排出端压力，MPa；p1为喷嘴压力，MPa；q1为喷嘴流量，m3/d；ps为井口动力液压力，MPa；h1为泵挂深度，m；G1为动力液压力梯度，MPa/m；F1为动力液注入摩阻损失，MPa；γ1为动力液相对密度，无量纲；q2为总返出液量，m3/d；F2为返出液体摩阻，MPa；G2为返出液压力梯度，MPa/m；pwh为井口压力，MPa。

设定一个井口动力液压力初始值ps，利用式（4）、（5）迭代计算出喷嘴流量q1和喷嘴压力p1，利用式（4）～（8）计算出压力比H和流量比M，对照射流泵无量纲特性曲线确定合理的喷喉比R，从而确定出喉管尺寸。根据本油田油藏数据和配产指标，射流泵下入垂深约1200 m，油管直径88.9 mm，动力液采用反循环注入方式，确定射流泵工作参数如下：射流泵泵型В-4，喷嘴面积6.129 mm2，喉管面积20.258 mm2，动力液井口注入压力8～10 MPa，动力液量75～85 m3/d。

3.3 现场应用效果

两口先导试验井ODP配产分别为24.7 m3/d、20 m3/d。实际投产后效果良好，平均产油量分别为44 m3/d、37 m3/d，最大产油量分别为63 m3/d、61 m3/d，比ODP配产方案增加了80%的产量。本技术的成功应用将为该油田及类似油田稠油的开发提供了有效的参考。

4 结论

（1）L油田稠油和自产的稀油混合降黏，基本上遵循双对数降黏规律，可以运用此规律来预测其他掺稀油比例下的混合油黏度。

（2）稠油掺稀油井筒降黏技术及配套的射流泵举升工艺现场应用效果明显，单井平均产量比ODP配产方案增加了80%，为该油田及类似油田稠油的开发提供了有效的参考手段。

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（修改稿收到日期 2011-04-15）

〔编辑 付丽霞〕

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

中海油油气田开发前期研究项目的子课题“稠油井筒降黏和采油方式研究”（编号：2006-FS-006）。

纵封臣，1979年生。2004年中国石油大学（北京）硕士毕业，主要从事海上油气田钻完井和采油方案设计，工程师。电话：010-84521639。E-mail：zongfch@cnooc.com.cn。