篇一：基于过程控制的精细化管理模式(孤岛采油厂)
基于过程控制的精细化管理模式
管理现代化创新成果申报审批表
成果名称：基于过程控制的精细化管理模式
注：填写成果“创建人”和“主要参加人”加起来不能超过10人
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注：在“推荐单位签署意见”一栏中，须写明推荐顺序（本成果在你单位推荐的若干项成果中列为第几）、推荐等级
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篇二：稠油井掺水工艺在孤岛采油厂的应用
稠油井掺水工艺在孤岛采油厂的应用
刘强、王丽敏、李晓苹
（中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营 257231）
摘要：稠油具有粘度大、流动性差、井筒输送困难、地面输送困难的特点。部分热采井在转周生产一段时间以后，由于温度下降，会出现低液量、低泵效，光杆缓下等现象。
文章分析了三种稠油掺水工艺：泵上掺水、空心杆掺水、泵下掺水的适应性及存在问题，以及三种工艺在孤岛厂的应用情况。
利用孤岛油田稠油单井集油工艺现状调研分析和稠油管输室内模拟试验的结果，指出了稠油掺水温度低是影响稠油井正常生产的关键问题。通过实施掺水升温工程，在掺水源头联合站新建掺水加热炉的方式达到掺水升温的效果。满足各个区块掺水管输温度的要求，也满足空心杆掺水工艺对掺水温度的要求，使污水中原油杂质粘壁性降低。
提出了根据油井的生产状况，采用直接从套管掺水的工艺，适用于对油井管柱中不带封隔器的油井。解决了泵上掺水单流阀、封隔器易失效的问题；泵下掺水掺水量太大时，底球打不开的弊端（参见SH1020 0155-2009稠油井掺水工艺技术条件)。并配套应用掺水配水器解决了套管和地面掺水时水量的分配和计量问题。对于含水低于60%的油井，供液良好，W/O的低液稠油井，适当配合套管加降粘剂，形成O/W型乳状液体系，达到降粘开采的目的。
主题词：掺水 套管 升温 应用
孤三油藏经营管理区位于孤岛油田东区南部，管理着孤岛油田的中二北、东区、Ng1+2等九个开发单元,18套开发层系,包括注水区、注聚区、热采区及高凝油区，点多面广，开发条件复杂。现有油井614口，开井508口，平均原油粘度为综合含水90.7%。
1 掺水系统现状分析
1.1 系统现状
稠油井生产困难。稠油具有粘度大、流动性差、井筒输送困难、地面输送困难的特点。随着稠油开发
规模逐年加大，储层条件越来越差，热采井在转周生产一段时间以后，由于温度下降，原油粘度增大，出现低液量、低含水，光杆缓下的现象增多，严重影响了稠油井生产管理和稠油产量稳定。
掺水原则：为保证稠油井的开发，我们根据生产动态以及油压，对于含水低于80%、日液低于20m3/d，或者油压高于计量站压力损失0.4MPa以上的稠油井实施掺水工艺，从油套环形空间或空心杆掺入水溶液，降低采出液的粘度，有利于开采和集输。
目前采用的掺水工艺有：泵上掺水、空心杆掺水以及泵下掺水方式。从孤岛厂的掺水方式看，
以地面掺水降粘伴送为主，只有少量油井采用泵下掺水和空心杆掺水，掺水均采用常温掺水。
地面掺水伴输掺水量的确定只是一个大致的范围，掺水量大时，油井生产回压升高，影响产量，掺水量少时，管线堵塞。
表1 2009年孤岛采油厂油井掺水方式分类表
1.2 井筒掺水工艺及存在问题 1.2.1泵上掺水降粘
见图1，适用于中高含水稠油井井筒举升，掺水管柱是在深井泵以上连接一个单流阀，活性水经单流阀进入油管在泵上与稠油混合乳化，起到降粘降阻作用。
存在问题，单流阀、封隔器易失效。因此这种管柱孤岛采油厂不采用。
1.2.2空心杆掺水降粘
见图2，适用于稠油井举升，空心杆掺水管柱是在油管中下入空心杆、单项控制系统与深井泵相连，下接一个筛管、丝堵、通过空心杆、单流阀、喷射管进入油管，在泵内稠油混合后同时流向井口，从而达到稠油降粘降阻作用。
存在问题，由于空心杆内径25mm，掺水用水是联合站沉降的普通污水，掺水温度不到30℃，存在两方面局限性，
一方面掺水中含水油泥、砂等杂质，附着在空心杆内壁上，使有效过流面积不断减少，掺水量不断减少，掺水压力增大；另一方面，由于掺水温度低，在掺水量不能保证的情况下，空心杆掺水不能发挥其预期效果。
图3 GD2-29-534生产曲线
GD2-29-537井2008年6月13日
开始实施空心杆掺水，2010年4月28日光杆弯曲换光杆，5月28日空心杆弯曲，作业后发现空心杆部分堵塞，导致掺不进水，混合液原油粘度增大（2009年3539mPa.s，2010年4520mPa.s，2011年5990mPa.s），油井负荷加重，毛辫子断。
1.2.3泵下掺水降粘
见图4，适用于中低含水的稠油井筒举升，泵下掺水管柱是在深井泵以下连接一个筛管，筛管下接封隔器，要求坐封严密，活性水经筛管进入油管，在泵下与稠油一起被抽进油管混合乳化，起到降粘降阻作用。
优点，掺水量大时不会污染油层。存在问题，泵下掺水降粘掺水量计量存在困难，不好控制；有时掺水量过大，不仅会使底球打不开，而且会影响油井产能，孤岛采油厂没有采用。
通过以上分析，孤岛采油厂根据自身特点，开展了稠油井掺水工艺。
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2 孤岛采油厂稠油掺水工艺的应用
技术思路
稠油掺水工艺
优化掺水量 套管掺水 套管加降粘剂 掺水升温
2.1地面掺水优化及效果
油井的生产变化是动态变化的过程，随油井的温度、产量、回压、含水等的变化掺水量也应是动态变化的过程。
孤三区利用水井注水时，配水器上的水嘴通
过不同的压差实现分层定量注水的启发，研制出掺水配水器，根据需要更换不同口径的水嘴, 实现掺水量的衡量控制。
在研究中发现，掺水井的掺水量与井口回压之间有这样一个规律：当掺水量较小时，随着掺水量的增加，井口回压不断降低（此时混合液的粘度大，对回压的影响占主导因素）；当掺水量增加到
图5 配水器在掺水间流程图
图6井口回压与掺水量示意图
一定量时，随着掺水量的增加，井口回压也不断上升（此时混合液的流量对井口回压的影响占主导因素）,如示意图6。我们根据这一规律确定井口回压最小的这一拐点处的掺水量为该井的最佳掺水量，确定合理的掺水井动态优化方法和掺水优化流程。
图7 掺水优化流程图
表2 孤三区2010年与2009年掺水量对比表
孤三区通过掺水优化和掺水配水器的有机结合，掺水井与2009年同期对比减少了6口，日掺水下降了898m/d，月掺水下降了28131m。
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2.2套管掺水工艺及效果 2.2.1套管掺水管柱
见图8，我们根据油井的生产状况，采用直接从套管掺水的工艺，与之前图3泵下掺水管柱对比，没有了封隔器和底球，掺水可以直接进入尾管或筛管进行降粘。解决了泵上掺水单流阀、封隔器易失效的问题，泵下掺水掺水量太大时，底球打不开的弊端。
并配套应用掺水配水器，在泵下掺水闸门和套管闸门之间安装该装置。若地面和套管同时掺水，可通过井口配水器计算出套管掺水的量，用掺水间掺水量减去套管掺水的量就是该井的日掺水量。解决了套管掺水和地面掺水时水量的分配和计量问题,实现了掺水流量恒量控制，不会出现因掺水量过大，污染油层，导致油井只出水，不出油。
图8 套管掺水示意图
图9 水嘴配水装置各部件图 图10 不同直径的陶瓷水嘴图
图11 掺水配水器在套管掺水流程图
2.2.2套管掺水量优化原则
一是混合液温度达到要求的原则，应高于单井产液温度；二是根据稠油井的日常生产数据即综合含水、日产液量、日产油量、动液面以及不同油水比例的稠油混合液的粘度—温度曲线等计算掺水量，建议低含水稠油井含水掺水量达到采出液综合含水至80%。
2.2.3套管掺水应用及效果
我们从GDGN4-13井看，50℃原油粘度11980mPa.s，30℃原油粘度96070 mPa.s，动液面800m，该井
2002.11投产，目前生产第4周期，从前三个周期生产情况看，井口温度下降快，周期生产天数普遍短，三个周期合计天数280天，周期产油共1854t，三个周期均无有效降粘措施，遇负荷大，光杆缓下的情况只是加大地面常温掺水伴送。
考虑到温度对原油粘度的影响，在2010年7月在孤南4新站安装掺水加热炉一台，将36℃污水通过掺水加热炉加热，用气量为320m左右，出口温度提高到60℃以上，热污水进入孤南4新站
图12 GDGN4-13生产曲线
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掺水间为GDB42-1、GDGN4X17、GDGN4-13
（GNGN4-11、GNGN4-14未开）进行地面或套管掺热水。
2010年8月GDGN4-13进入第四周期，初期采取地面掺热水伴输，未采取井筒降粘措施，生产30天后温度急剧下降，由70℃下降至32℃，产量下降。2010年11月地面掺水改为泵下掺水降粘，为控制好掺水量，在井口位置安装2.0mm水嘴，日掺水不超过14方，掺水压力由1.1MPa下降到
篇三：工程院与孤岛采油厂结合聚驱单元一体化治理方案
工程院与孤岛采油厂结合聚驱单元一体化治理方案
新年伊始，孤岛采油厂副厂长带领生产技术科、科技办、工艺所、监测大队等相关部门人员到工程院就“孤岛中一区Ng3-6区块一体化治理方案”进行交流结合，工程院副院长、防砂中心、注水所等相关科室领导、专家及技术人员参与了交流讨论。
Ng3-6单元是孤岛油田中一区西南部聚驱转后续水驱油藏，目前该区块油井开井83口，水井开井31口。该区块油藏层多层薄、渗透率极差大、地层出砂吐聚严重,导致防砂有效期短、油井液量低、分层注水层段合格率低等问题。前期防砂中心牵头多次和孤岛采油厂进行了交流结合，本次会上防砂中心和注水所技术人员分别针对该区块油井和水井的不同治理难点，汇报了相应的解决方案。针对井筒附近聚合物或地层泥质堵塞造成的低液油井问题采用了高砂比挤压充填加高渗滤砂管防砂工艺，提高近井地带导流能力，实现防砂提液；针对水井渗透率极差大、地层出砂吐聚严重的难题采用解聚剂解堵加分层化学防砂工艺,并对注水管柱和工艺进行了改进，提高注水井的层段合格率。随后与会双方就该区块的难题和技术对策进行了细致深入的交流和论证。
最后，孤岛副厂长希望双方围绕该区块难题加快交流沟通，细化论证技术方案。工程院副院长要求防砂中心做好牵头工作，与孤岛采油厂加强交流，在此次结合的基础上进一步完善方案，确保一体化治理区块提液增效的顺利开展，尽快探索形成适合本区块油藏特点的高效低成本聚驱提液防砂开发工艺模式。
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