塔河油田螺杆泵配合水溶性降黏剂稠油开采技术

梁志艳，王磊磊，唐照星

（中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830011）

塔河油田主要为碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，原油黏度平均为45×104mPa·s，油藏埋深5 400～7 000 m，硫化氢含量为10 273～858 660 mg/L，黏温拐点为2 500～3 000 m。原油在井底具有很好的流动性，在举升至井筒3 000 m 左右时，随着沿程热损失，黏度大幅增加，主要采用掺入稀油降黏的方式生产[1-2]。机械举升方式主要以液压反馈式抽稠泵和稠油电泵为主。随着开发深入，现有举升工艺对含水乳化、腐蚀结垢等井况适应性差，存在掺稀优化难度大、异常率高的问题。选用螺杆泵是目前中高含水井举升较为经济高效的方式[3]，但是常规螺杆泵不能满足塔河油田超高黏度、高含硫、高温的复杂井况条件，因此针对塔河稠油特性及举升需求，对螺杆泵进行了系统优化配置，形成新型抗稠油抗硫螺杆泵，同时优选高性能水溶性降黏剂体系。通过开展新型螺杆泵配合水溶性降黏剂工艺复合技术试验，取得明显降低掺稀量、提升举升效益的效果。

1 螺杆泵配合水溶性降黏剂技术特点

塔河油田超稠油机械举升方式主要以有杆泵和稠油电泵为主。稠油开采进入中高含水期后，含水乳化较为普遍，稀稠油混配效果进一步变差，导致有杆泵井杆柱断脱、泵漏失等异常频发，电泵井电流波动大导致频繁停机，运行寿命短、开采成本高，针对这些生产异常，现场均采取加大掺稀量的方式维持生产，稀稠比相较于正常生产井高33%左右，经济效益差的现象较为突出，因此急需进行举升工艺的优选，同时需寻求更高效的降黏方式替代掺稀油生产。

针对目前常规举升工艺配合掺稀生产异常率高、经济效益差的问题，从工艺替代的角度出发寻求解决方案，应用螺杆泵配合水溶性降黏剂复合技术。

螺杆泵是一种容积式泵，通过转子的旋转，与定子配合形成的“S”型空腔不断螺旋上升，将液体举升至地面，从而达到不间断连续采油的目的，转子在定子表面的运动具有滚动和滑动的性质，在稠油井应用能促进稀稠油混配，定子和转子之间的容积均匀变化而产生的抽汲和推挤作用，使油水混输的效果更好。因此螺杆泵针对含水乳化井举升具有明显的优势，应用螺杆泵替代常规举升工艺，可有效降低含水井生产异常率[4]。

通过对常规热采工艺和冷采工艺的成本、应用范围、推广前景等方面进行对比，化学降黏技术具有广泛的应用前景，结合前期的现场实践，水溶性降黏剂应用范围广、用量少、价格低。水溶性降黏剂是利用分子间的作用力，破坏稠油大分子聚集体，使高黏稠油与水形成稳定水包油型乳状液，达到降黏的目的。通过多年的应用发展，油田开发进入中高含水期，水溶性降黏剂势必成为主要的降黏方向。

2 新型稠油螺杆泵技术改进试验

2.1 稠油螺杆泵技术改进项目

塔河稠油黏度大，常规螺杆泵应用存在杆柱扭矩大，抽油杆频繁断裂的问题；另外硫化氢含量高，定子橡胶易老化，导致泵效低[5-7]。为提高常规地面驱动螺杆泵抗稠油性能，分别从地面、井下进行了系统优化升级，主要的改进内容包括4个方面。

1）采用变频控制技术，五级调速在0～200 r/min间任意调整，开机时转速逐渐增加，关机时转速慢慢降低，可确保扭矩平稳有序变化，设置过载和失载保护，遇到扭矩急剧变化可以自动停机，有效降低杆柱断脱几率。

2）优选液压防反转技术，相比较机械反转系统效率大幅提升，可确保扭矩平稳释放，一方面防止杆柱脱扣，另外可降低伤人风险。

3）应用大杆径插接式抽油杆，提高了杆柱抗拉强度，且径向力和扭力分别由不同的部件承担，结箍扣型设计为反扣，降低了杆柱脱扣现象。

4）定子橡胶材质优选氢化丁腈橡胶[8]，有效提升耐硫化氢腐蚀性能，提高螺杆泵使用寿命。

根据塔河油田的使用环境和需要输送的介质，开展橡胶溶胀试验。选取TK6103等3口井的油样及4 种橡胶进行试验：NBR-常用橡胶（丁腈橡胶）、NBRH-橡胶（高丙烯腈含丁腈橡胶）、HNBR-橡胶（氢化丁腈橡胶）、FKM-橡胶（氟橡胶），分别做温度、CO2含量、含水率、含气量、原油密度、H2S含量共6项内容的测试，结果见图1，其中需选择绿色适宜范围来匹配对应的井况。

图1 橡胶常规数据测试Fig.1 Rubber routine data test

根据测试结果，可针对不同井况条件选择不同的橡胶类型，FKM-橡胶（氟橡胶）和HNBR-橡胶（氢化丁腈橡胶）基本上可满足大部分井的使用需求。

进行各种橡胶材质的溶胀实验，试验温度设置为50 ℃，试验时长为120 h，选择4种橡胶制备试样，试样标称尺寸为20 mm×20 mm×4 mm。以表1数据为评判标注。

表1 橡胶溶胀实验评判标准Table 1 Criteria for evaluation of rubber swelling

通过试验结果对比评判标准，试验效果依次是FKM＞HNBR ＞NBRH ＞NBR（表2）。因此，综合分析确定塔河地区稠油所用橡胶类型为：HNBR-橡胶（氢化丁腈橡胶）[9-10]。

2.2 优选水溶性降黏剂

塔河稠油油藏温度高（130 °C）、原油黏度高（50 000～1 800 000 mPa·s）、乳化指数低（100）、地层水矿化度高（240 000 mg/L）、钙镁离子含量高（13 000 mg/L），稠油物性和地层水的特性对水溶性降黏剂性能提出了更高的要求。针对塔河稠油乳化降黏存在的油稠、高温及高矿化度的特点，分散降黏剂的研发要在保证乳化能力的同时，考虑乳液稳定不聚沉，有合理的稳定时间，防止药剂对破乳产生影响[11-15]。

优选水溶性降黏剂的主要技术思路是针对不同含水、不同黏度的稠油，配套相应的降黏剂，开展室内实验，并根据实验结果进行药剂配方调整，室内实验历时5 个月从二十多种药剂中优选出现阶段效果明显的3种。其中改性硅聚醚分散减阻剂，强调分散性和强摩阻，适用于黏度小于30×104mPa·s 的稠油井；阴—非离子型水溶性降黏剂，适用于高矿化度、高含沥青质稠油，黏度小于60×104mPa·s；高效水基降黏剂，适合高温、高矿化度稠油降黏[16-18]。现场实践中逐步完善选井标准，并且形成了环空光管柱加注和泵上开式加注2 种工艺设计[19-21]。水溶性化学降黏剂累计现场应用73 井次，降黏率达到30%，目前已形成了较为完善的化学降黏工艺配套。

3 现场应用效果

在单井开展螺杆泵配合水溶性降黏剂试验，螺杆泵生产井只需要简单的流程改建，即增加了加药罐、柱塞泵、高精度流量计、打药泵，注意采用双流程，以便异常时可以确保连续注入。初始采用固定排量顶替方式注入，当药剂到达管脚后根据生产情况逐步优化掺稀量，通过掺稀量和加药量的优化调整，最终实现停掺稀稳定生产。应用的6口井前期均为抽稠泵生产，因为含水乳化、油稠等因素导致故障率高、稀稠比高、检泵周期短，通过应用螺杆泵配合水溶性降黏剂，极大地改善了生产效果，稀稠比下降0.3，日节约稀油29.4 t，日增油23 t（表3）。

表2 试验记录Table 2 Test record

表3 新型螺杆泵在超稠油井应用效果Table 3 Application effect of new type screw pump in ultra heavy oil wells

例如B 井开展螺杆泵配合水溶性降黏剂现场试验。该井日产液为11 t，含水率为9.1 %，日掺稀为20 t，稀稠比达到1.2，属于低含水超稠油井，应用螺杆泵开采方式，生产较稳定。为了进一步降低稀油用量，开展高效水基降黏剂试验，日加药量为33 L，加药浓度为0.3%，期间电流由56 A 下降至47 A，回压由1.2 MPa下降至0.3 MPa，稀稠比下井幅度达到50%，从生产效果看，稀稠油混配效果明显提升（表4）。

表4 B井螺杆泵配合水溶性降黏剂应用效果Table 4 Application effect of water-soluble viscosity reducer with screw pump in well B

该井的应用验证了螺杆泵配合水溶性降黏剂工艺技术的可行性，加药浓度0.3%，提高了经济效益，可有效降低稀油用量，实现了高含水稠油井的连续稳定生产。

4 结论及认识

1）针对塔河稠油特性对螺杆泵进行系统优化升级，开展了定子的优选、过盈量的设计、杆柱优选和受力评价，形成了新型稠油抗硫螺杆泵，并在现场应用。实践证明，螺杆泵生产产液稳定、稀稠油混配效果明显提升，同时具有明显的降掺稀效果。

2）经过多年的现场试验，形成了适应不同含水、黏度范围的水溶性降黏剂体系，并具备完善的现场应用设备建设和效果评价标准。

3）创新性提出了新型稠油螺杆泵配合水溶性降黏剂工艺复合技术方法，并完成了现场应用。该复合工艺在含水稠油井应用，通过技术效果叠加，提高了举升效率。通过6口井的应用，平均稀稠比下降0.3，平均单井日节约稀油4.9 t，单井日增油3.8 t。