塔河油田井筒降粘工艺技术研究
单位代码： 10615
西南石油大学
工程硕士学位论文
论文题目：塔河油田井筒降粘工艺技术研究
硕士生：张世东
导师姓名：唐海(教授)
李子甲（高级工程师）
学科专业：石油与天然气工程
研究方向： 油气田开发工程
2007 年 4 月 1 0日
摘要
塔河油田油层埋藏深度超过5400m，属正常偏低地温梯度，稠油在油藏条件下原油具有较好的流动性，能够顺利流入井筒，但在井筒流动过程中，随着温度的下降和原油的脱气，原油粘度急剧增加，严重时甚至会失去流动性，因此，塔河稠油开采的关键在于采用合理井筒降粘措施。
本文在系统总结评价前期井筒降粘工艺的基础上，针对不同的开发阶段、不同的含水和不同的采油方式进行分析，系统评价目前生产中应用的井筒降粘工艺技术，结合经济效益分析，优选出经济高效的井筒降粘工艺，指导采油生产配套工艺技术的完善和系统效率的提高。
通过塔河油田原油组分及物性试验分析，掌握了塔河油田稠油的特点和流变特征。建立了塔河油田稠油井筒传热与流动的数学模型，通过5口典型井的计算分析证明，塔河油田稠油在井筒中一定深度和温度下，粘度迅速升高，造成井筒举升困难。通过开展塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析评价与先导试验，确立了掺稀和化学降粘两种主要井筒降粘工艺。筛选出了适合塔河油田的化学降粘剂型号SB-3。
本文研究成果在塔河油田稠油井降粘试验取得成功，为此类油藏的稠油开采积累了经验。试验结果表明，掺化学降粘剂降粘，不仅可以节省大量的稀油、运输费用，而且对机械采油井有一定的增产作用，对提高此类油藏的开发效益具有重要意义。
关键词：塔河油田 稠油 降粘 降粘剂 化学降粘 掺稀 试验
Abstract
In Tahe oilfield, buried depth of oil reservoir is more than 5400 kilometer, thermal gradient is belong to little lower. Liquidity of the viscous oil in reservoir is good, and can enter wellbore. However, in the process of fluid flowing, with temperature dropping and crude oil degassing, viscosity will add, and lost fluidness in sever conditions, therefor, the key of the viscous oil recovery in Tahe oilfield is use reasonable viscosity-reducing measurement.
Based on summarizing last wellbore viscosity-reducing technology, analysis were carried on according to different development stage, different water cut, and different production ways, and wellbore viscosity-reducing technology were evaluation systematically. Combined economic benefit analysis, economical and high efficient viscosity-reducing technology were selected, and used to direct production and advance system efficiency.
The rheological character of viscous oil in Tahe oilfield was mastered by crude oil components and physical property experiment analysis. The mathematical model of wellbore heat transmission and flowing was established, and the calculated result of five typical well proven：Given depth and temperature, the viscosity rapidly ascends, and make it is difficult to lift in wellbore. According to different viscosity-reducing technology adaptability analysis and preliminary testing, two kind of viscosity-reducing technology was determined, which is mixing light oil and chemistry ways. At the same time, chemical viscosity-reducing agent SB-3 was screened.
The research fluit was applied in viscous well of Tahe oilfield, and a lot of experience was accumulated for this type oil reservoir. The testing result show that chemistry viscosity-reducing agent can not only save a lots of light oil and transportation cost, and also have the function of increasing production for artificially lifted well, and it is significant to exploit analogous viscous oil reservoir.
Keyt words：Tahe Oilfield, Viscous Oil, Viscosity Reduction, Viscosity-Reducing
Agent, Chemical Viscosity Reduction, Mixing Light Oil, Experiment
目 录
1 绪论 (1)
1.1研究的目的意义 (1)
1.2国内外稠油降粘工艺研究现状 (1)
1.3塔河油田稠油开采现状 (11)
1.4本文主要研究内容 (11)
2 塔河油田原油组分及原油物性分析 (13)
2.1稠油族组分分析 (14)
2.2塔河油田原油粘度分析及粘温曲线 (15)
2.3不同含水油样粘温关系测定 (16)
2.4流变性测试 (17)
3 井筒传热与流动规律计算 (19)
3.1井筒中的传热 (19)
3.2井筒的流态特征 (29)
3.3电加热井筒降粘工艺 (35)
3.4井筒掺稀油降粘工艺 (37)
4 不同降粘工艺在塔河油田适应性分析与评价 (42)
4.1掺稀降粘适应性分析与评价 (43)
4.2电加热降粘工艺 (49)
5 井筒化学降粘研究与试验 (53)
5.1降粘剂实验分析 (53)
5.2掺化学剂降粘实验 (58)
6 现场试验及效果评价 (60)
6.1降粘工艺的现场试验与评价 (60)
6.2不同降粘工艺投入产出分析 (70)
7 井筒降粘工艺技术和工艺参数优选研究 (72)
7.1掺化学剂降粘工艺技术和工艺参数优选 (72)
7.2掺稀油降粘工艺技术和工艺参数优选 (78)
7.3电加热降粘工艺技术和工艺参数优选 (79)
8 结论与建议 (80)
8.1结论 (80)
8.2建议 (80)
致 谢 (82)
参考文献 (83)
1 绪论
1.1 研究的目的意义
塔河油田主力产层为奥陶系，该油藏为下古生界碳酸盐岩岩溶裂缝性－溶洞型油藏，原油属中-高含硫、含蜡、高粘的重质原油。油藏储集体具有极强的非均质性，流体纵向展布非均质性也极强。
塔河油田超深层稠油油藏埋藏深度在5400m以下，地层压力系数1.091；油藏温度126℃～130℃，地温梯度2.2℃/100m；地面原油密度0.9527 g/cm3～1.0077g/cm3；粘度454 mPa.s ～200000mPa.s；含硫2.28%～3.35%，属深层、正常压力系数、偏低温异常、重质稠油油藏。
原油在油藏条件下具有较好的流动性，但是在进入井筒后的垂直流动过程中随着井筒温度的降低，原油粘度增大，流动性变差，使油井无法投产和维持生产。另外，由于岩溶缝洞型油藏储层的特殊性和复杂性，油层产能变化大，在油藏压力难以保持的条件下，油井将会较早地转入人工举升，这将会对深井稠油举升带来更大的困难。塔河油田超深层稠油油田是新开发的油田，由于原油性质的非均质性和油井自喷期短，上产规模大，时间短，采油工艺技术尚未配套，稠油开采及开发和上产的难度很大。本文在系统总结评价前期井筒降粘工艺的基础上，针对不同的开发阶段、不同的含水阶段和不同的采油方式进行分析，系统评价目前生产中应用的井筒降粘工艺技术和工艺参数，结合经济效益分析，优选出经济高效的井筒降粘工艺技术和工艺参数，指导采油生产配套工艺技术的完善和系统效率的提高。
1.2 国内外稠油降粘工艺研究现状
目前国内外在稠油开采过程中常用的井筒降粘工艺主要有：电加热降粘工艺、掺稀油降粘工艺及掺化学剂乳化降粘工艺[1]。
1.2.1 井筒化学降粘
1.2.1.1 化学降粘原理
井筒化学降粘技术是通过向井筒流体加入化学药剂，使流体粘度降低的稠油开采技术。其作用原理是：在井筒流体中加入一定量的水溶性表面活性剂溶液，使原油以微小的油珠分散在活性水中，形成水包油乳状液或水包油型粗分散体系，同时活性剂溶液在油管壁和抽油杆表面形成一层活性水膜，起到乳化降粘和润湿降阻的作用。
其主要的降粘机理如下：
由于原油中含有天然乳化剂（胶质、沥青质等），当原油含水后，易形成W/O型乳状
液，使原油粘度急骤增加。原油乳状液的粘度可用Richarson公式表示[2]：
ψκ
μ
μ
= (1.1) 0
μ为外相粘度；ψ为内相所占体积分数；κ为常数，取决式中：μ为乳状液粘度；
于ψ，当ψ≤0.74时κ为7，ψ≥0.74时κ为8。
从式中可看出，对于W/O型乳状液，由于乳状液的粘度与油的粘度成正比，并随含
水率的增加而呈指数增加，所以含水原油乳状液的粘度远远超过不含水原油的粘度；而O/W型乳状液，由于乳状液的粘度与水的粘度成正比，与原油含水率的增加成反比，而
水在50℃的粘度仅为0.55mPa·s，远远低于原油的粘度，而且含水越高，原油乳状液粘度越小。所以如果能设法将W/O型乳状液转变成O/W型乳状液，则乳状液的粘度将大幅度降低。
对于原油来说，含水小于25.98％时形成稳定的W/O型乳状液，含水大于74.02％时
形成稳定的O/W型乳状液，在25.98％～74.02％范围内，属于不稳定区域，可形成W/O型，也可形成O/W型。但由于原油存在天然的W/O型乳化剂，所以一般形成W/O型单方面液，
使原油粘度大幅度增加。乳化降粘就是添加一种表面活性剂或利用稠油中所含有的有机酸与碱反应，生成表面活性剂，其活性大于原油中天然乳化剂的活性，使W/O型乳状液
转变成O/W型乳状液，从而达到降粘的目的。
1.2.1.2 井筒化学降粘应用情况
自20世纪60年代，Simon和Poynter在井筒中注入表面活性剂，使高粘原油由W/0型
转变成0/W型乳状液，从而提高采油效率并降低管输阻力。井筒化学降粘可分为泵上乳
化降粘和泵下乳化降粘，见图1.1[3]。
我国自20世纪90年代以来，在胜利、南阳、辽河、大港等油田也相继进行了掺活性水管输高粘原油的试验。积累了许多经验，取得了初步成果。表1.1[4]是我国采用化学降粘对稠油进行开采和输送方面的部分研究应用情况。
从表1.1可以看出，近年来，我国在采用化学降粘对稠油进行开采和输送方面取得
了很大的进展，原油乳化降粘率达到90％以上，并对原油乳状液的相对稳定性即破乳脱水性能进行了考察研究，为实现原油乳化的常温输送奠定了技术基础。其中，华东理工大学对辽河超稠混合油进行了乳化降粘研究，加入0.33％药剂，在油水比为70：30的条件下，使超稠混合油30℃的粘度由1414960mPa·s降到124mPa·s，降粘率达到99.99%，制备成常温粘度低于200mPa·s的稳定原油乳状液，可实现辽河超稠混合油乳化降粘的
常温输送，大大降低了输油温度[5]。
（a）空心杆泵上掺降粘剂 （b）空心杆泵下掺降粘剂
（c）有杆泵泵上掺降粘剂 （d）有杆泵泵下掺降粘剂
图1.1 机械采油井井筒化学降粘工艺掺入方式
化学降粘操作成本低，同时对稠油井井筒采取化学降粘后，由于化学剂的作用，地面集输工艺也可以简化，掺入的部分化学剂还可以重复利用，因此化学降粘是国内井筒降粘的发展趋势。
1.2.2 电加热降粘
1.2.2.1 电加热降粘工艺原理
目前国内外油田应用的电加热采油方式主要有电热杆加热、电缆加热、电热油管加热三种方式。其工作原理是通过对井下电加热工具供电，将电能转化为热力学能，使井下电加热工具发热，提高井筒原油的温度，利用稠油粘度的温度敏感性，降低原油的粘度，提高原油的流动性，使油井恢复生产能力。
表1.1 我国采用化学降粘对稠油进行开采和输送方面的部分研究应用情况 乳化剂 开发单位 原 油 效 果
胜利单家寺稠油 加入0.3％药剂(对活性水)，在油水比为70：30的条件下，使稠油30℃的粘度由9600mPa·s降到其原油乳状液粘度为340mPa·s，降粘率为96.4％。24h沉水18.3％。
GY－1 石油大学
炼制系
大港羊三
木稠油
加入0.5％药剂(对活性水)，在油水比为70：30的条件下，
使稠油30℃的粘度由4100mPa·s降到其原油乳状液粘度为
130mPa·s，降粘率为96.8％。
GL－1 石油大学
炼制系
辽河油田
冷家堡特
稠油
加入0.05-0.5％(w％)药剂，在油水比为70：30的条件下，
使持稠油50℃的粘度由32460mPa·s降到其原油乳状液粘度
为30mPa·s，降粘率为99.1％。
HRV－1 华北石油
管理局
华北冀中
南部油田
加入0.3％药剂，在油水比为70：30的条件下，使晋401井
稠油45℃的粘度由987.4mPa·s降到其原油乳状液粘度为
70.9mPa·s降粘率为92.1％。
Y十z 北京科技
大学
奥里油
加入0.13％药剂，在油水比为60：40及剪切速率100s－1的
条件下，使奥里油30℃的粘度由700mPa·s降到其原油乳状
液粘度为180mPa·s降粘率为74.3％。
LS－28 辽河油田
设计院
辽曙一区
超稠油
加入0.3％药剂，在油水比为80：20的条件下，使超稠油80
℃的粘度由5464.3mPa·s降到其原油乳状液粘度为230mPa·s
降粘率为95.8％。
胜利草桥
稠油
加入0.5％药剂，在油水比为70：30的条件下，使超稠油50
℃的粘度由37620mPa·s降到其原油乳状液粘度为215mPa·s
降粘率为99.43％。
S－5 胜利采油
院
大港南区
稠油
加入0.3％药剂，在油水比为70：30的条件下，使超稠油50
℃的粘度由67524mPa·s降到其原油乳状液粘度为342mPa·s
降粘率为99.49％。
DJH－1 东辛采油
检测站
胜利现河
草桥稠油
加入0.3％药剂，在油水比为70：30的条件下，使稠油50℃
的粘度由116mPa·s降到其原油乳状液粘度为0.45mPa·s降
粘率为99.6％。
F3 华东理工
大学
辽河超稠
混合油
加入0.33％药剂，在油水比为70：30的条件下，使超稠混合
油30℃的粘度由1414960mPa·s降到其原油乳状液粘度为
124mPa·s降粘率为99.99％。
SB－2 胜利采油
院
胜利桩斜
139块稠油
加入0.30％药剂，在油水比为70：30的条件下，使超稠混合
油50℃的粘度由13264mPa·s降到其原油乳状液粘度为
95mPa·s降粘率为99.28％。
一般而言，高粘原油的粘度对温度更敏感，随着温度的升高，原油粘度呈明显下降的趋势。在通常的油藏加热温度范围内，温度升高10℃，稠油的粘度下降50%。在电加热降粘技术采油设计中，关键是确定加热深度和加热功率及电加热降粘技术对油井的适
应性[6]。
1.2.2.2 电热杆降粘工艺
电热杆采油工艺的井筒杆柱和管柱结构如图1.2所示。电热杆采油工艺中除常规采油工具外，主要由电热杆、电三通、电控柜等组成。与其它井筒加热工艺相比，该工艺具有投资少、热效率高、对地层无损害的特点。电热杆由空心杆及电缆芯等组成，电缆芯通常采用直径5mm左右铜丝、外包绝缘体，固定于空心杆内，在空心杆与电缆之间充满淀子油，目的为平衡电缆芯工作温度，避免局部温度过高而烧坏[2]。
目前，电热杆加热采用自控温装置，自控温电热杆工艺可自动控制温度，PTC自控温电热杆可使每一单位的温度自控自限，使整个伴热段温度一致，消除低温区和过热点，增加原油的流动性，减少电热损失。电热杆规格：φ34mm×6mm，硬度＞224HB，抗拉强度较大，工作温度可达到260℃，加热深度最大可达2500m。
图1.2 电热杆降粘工艺井筒管柱结构 图1.3 电缆加热降粘工艺井筒管柱结构
1-产液；2-动液面；3-油管；4-套管；5-油层；6-电热杆；7-实心杆；8-抽油泵 我国自20世纪90年代以来，在胜利、江苏、冀东、辽河等油田相继进行了电热杆井筒降粘现场试验，取得了一定的成果，由于故障率较高，该技术正逐步被空心杆电加热取代。
1.2.2.3 电缆加热降粘工艺
电缆加热采油工艺管柱如图1.3[2]所示。在生产高凝油和稠油的油井中，将三芯加热电缆利用卡箍固定在油管外部，电缆接在三相电源两线之间，通电后电缆发热，热量通过油管传给井筒内的原油，达到加热井筒稠油的目的。可控温度为70±5℃，功率为40～60W/m。
扁电缆捆扎在油管外壁，电缆表面温度达60℃，油套环空产生的温度场通过管壁将能量传递给管内，使井口出油温度由原来的20℃提高到30℃以上，原油温度升高，增加
了对蜡的溶解能力；同时油井环空温度高于管内原油温度，产生逆温差，从而起到防蜡降粘作用。如辽河油田曙三区30108井原油粘度高达5340.7mPa.s，含蜡12.9%，胶质、沥青质含量40.8%，试验前油井结蜡严重，下扁电缆后，连续正常生产288天无异常。
该工艺最大的优点是下入深度深，但与电热杆等相比，加热效率低，同时，电缆绑在油管外面，作业等过程也可能对其造成损害，该工艺的应用越来越少。
1.2.2.4 电热油管降粘工艺
工作原理：当电流通过导体时，导体因本身具有的阻抗而发热，产生的热量与电流的平方成正比。油管加热系统主要是基于此原理设计而成的。在油管加热系统中，电源变压器供给系统能量，电能由电源变压器输出，经电缆输入到控制柜，经控制柜调整后，将电能经电缆传送到油管，再经油管下部的油套接触器到套管，形成一个完整的回路。把油井中生产油管作为热源体，将电能转化为热能，直接加热井筒中的液体。绝缘隔离管连接油管，使地面设施与地下带电油管绝缘；油管扶正器安装于油管上，保证了油管与套管隔离；同时，地面设施直接埋地，确保了地面设施的安全。我国采用电热油管降粘工艺的应用情况见表1.2。
表1.2 我国采用电热油管降粘工艺的应用情况
研究单位 油田 条件 应用效果
胜利油田采油院 东辛采油
厂营93
平1井
油层埋深2555ｍ，地层原油粘度
7.78mPa.s，原油凝固点40℃
1997年12月底投产一次成功，该井未实
施加热前测得井口温度为29℃，实施后，
井口温度达49℃，日产量为80ｍ3，含水
为零，运行正常。
胜利油田采油院 孤东采油
8-23-200
2井
原油粘度6044 mPa.s
1997年8月实施油管加热工艺后，改善了
生产条件，温度由原来的28℃升高到51
℃，解决了光杆下行困难的问题，提高了
生产参数。油井产液量由原来的每天4ｍ3
提高到20ｍ3，其中含水43.6%，产油
11.3t。
吉林油田
乾安采油
厂 乾202井
葡萄花油层油层埋深2555ｍ，50
℃原油粘度200～1200 mPa.s，
凝固点35～40℃，沥青质、胶质
含量高，流变性、粘度对温度敏
感。
1998年7月实施电热油管加热，抽油机负
荷变得平稳。采油作业运转正常，始终没
有实施洗井作业。
胜利油田采油院 胜利油田
东胜公司
车442 1
井
高含蜡油井，采油层位为E3s2段，
油层深度为2595 0～2600.3m，
油层厚度为5.3ｍ，日产液4～6
ｔ，不含水，原油含蜡量大于25%
1996年12月油管加热装置投入运行，采
用间接加热方式工作，平均每天加热6h，
到1997年5月为止，油井在未采用其它
清蜡工艺的情况下生产正常，日产原油
9t，已累积增油近600t，取得了明显的经
济效益和社会效益。
胜利油田河口采油
厂 河口油田
大古8-1
等8口井
原油粘度：1241～6900 mPa.s，
加热深度850～1500 m
自2000年以来，应用高粘稠油井泵下加热
及高凝、结蜡井泵上加热两种工艺，取得
了预期的加热效果，成效显著。
优点：电热转化效率比电热杆高，达96%，电热杆的电热转化效率为70%。 电热油管降粘工艺技术特点：
① 电热油管加热利用油井的生产管柱做发热体，加热功率大；
② 油管抗拉强度较高，下入深度大，且不影响机械采油的实施，但油管加热要采取措施，保证油套环空绝缘，对高含水和原油含盐较高的油井不适用；
③ 一次性投资大；
④ 加热功率0－200kW，加热深度最深2500m。 1.2.2.5 空心杆整体热电缆加热技术
空心杆整体热电缆加热是国内目前应用于机采井主要的井筒加热工艺。加热电缆通过空心杆及泵的中心通道下入井内，通过泵下集中加热器和杆壁构成回路，当送入工频交流电时，依靠集肤效应原理，实现对泵下原油的直接加热和泵上油管内原油的全程加热，以降低原油粘度，提高原油的流动性，使原油顺利进泵，并依靠抽稠泵提供的动力，把原油举升到地面[5]。
现场应用的整体热电缆有三芯和单芯两种。 空心杆柱内下三芯热电缆加热工艺：
该加热系统主要由空心抽油杆、三芯整体热电缆、配电控制柜和井口配套装置组成。加热电缆置于空心杆中，三组导线在端部短接形成星形负载，通过芯线发热，电能转化为热能，使井筒内原油温度升高、粘度降低，流动性增强，达到降粘、清蜡、增产的目的。专用的电源控制柜控制电缆通电电流和所需的加热温度。
空心杆柱内下单芯整体热电缆加热工艺：
该工艺系统主要由地面特种单向变压器、空心抽油杆、单芯整体热电缆、地面控制系统及井口配套装置5部分组成。其工作原理和分体式电热杆类似，交流电在空心杆柱和电缆间形成回路，产生集肤效应，集肤效应产生的热量和电缆产生的电阻热加热原油。
井筒电加热工艺是目前国内井筒降粘的主要工艺之一，但该工艺操作成本高，且受各种因素的影响较大，加热功率、加热深度、液量、含水、动液面等都能影响加热降粘效果。
1.2.3 掺稀降粘工艺
1.2.3.1 掺稀降粘工艺原理
掺稀降粘采油是通过油管或油套环空向油井底部注入稀油，使稀油和地层产出的稠油充分混合，从而降低稠油的粘度和稠油液柱压力及稠油流动中的阻力，增大井底生产压差，使油井恢复自喷或达到机械采油条件的一项工艺技术。
一般当稠油和稀油的粘度指数接近时，混合油粘度符合下式[7]：
()lg lg lg lg 1lg lg x x μμμ=+混稠稀－ (1.2)
式中：h l m μμμ、、——分别为混合油、稀油及稠油在同一温度的粘度，mPa·s；x -稀油的质量分数。
稠油掺入稀油后可起到降凝、降粘作用，但对于含蜡量和凝固点较低、胶质和沥青
质含量较高的高粘原油，其降凝、降粘作用较差；所掺稀油的相对密度和粘度越小，降凝、降粘效果也越好；掺入量越大，降凝、降粘作用越显著；一般来说，稠油与稀油的混合温度越低，降粘效果越好。混合温度应高于混合油的凝固点3～5℃，等于或低于混合凝固点时，降粘效果反而变差，并且能使其从屈服假塑性体转变为牛顿流体[8]。
掺稀油方式有空心抽油杆注入、单管柱注入、油管注入和套管注入4种[9]。
空心抽油杆注入：稀油由空心抽油杆注入井下，在泵筒内与地层稠油混合后由油管举升到地面（见图1.4），减小了流动阻力。
单管柱注入：平行于油管下一条1in管柱，将稀油注入到泵下与地层液混合，经油管将混合液采出。其工艺原理见图1.5。
图1.4 空心杆注稀油降粘示意图 图1.5 油管注稀油降粘示意图 套管注入：稀油从油、套环形空间注入，在泵下与地层稠油混合后经油管举升到地面。工艺原理见图1.6。
油管注入：稀油从油管注入与地层液混合，经抽油泵上的带孔短节进入油、套环形空间被举升到地面。工艺原理见图1.7。
掺稀油的合理比例是指掺入的稀油量占油井总采出量的百分比。掺稀油量少，降粘效果不好；掺稀油量多，则会相对降低油井产量（特别是对于机采井)。因此，不同区块、不同油井采用掺稀油降粘，都必须合理确定掺入量。
图1.6 套管注稀油降粘示意图 图1.7 油管注稀油降粘示意图
1.2.4 热流体循环降粘工艺
井筒热流体循环是适于开采高凝固点、高粘度原油的一种实用技术。常用的热流体有热水、水蒸气。热流体循环可分为井筒热流体循环和空心抽油杆热流体循环；井筒热流体循环按其循环方式可分为开式循环、闭式循环；目前普遍采用的技术是空心抽油杆热流体开式循环[10]。
开式循环（图1.8）：循环液从油套环空进入，在井下某一深度与产出液混合后一起被举升到地面，开始循环又分为正循环和反循环。
闭式循环（图1.9）：又称分程式热流体循环。与开式热流体循环不同的是：循环热流体与从油层采出的原油不相掺混，因而解决了由于热流体施加于油层压力而导致的油井停喷问题。闭式热流体循环中，热流体所携带的热量是通过油管壁传递给油管中的油气混合物，使之升温而达到防蜡、降粘的目的。采用的热流体可以是柴油、水或其他流体，当然也可以为原油，但要求这种原油含蜡少、凝固点低、粘度不甚高等特点，以保证在关井后便于再启动。
空心抽油杆热流体循环：该工艺的热效率大大高于应用油管循环的效率，对于平均温度可以提高10℃左右。其原因是循环液始终与套管接触，减少了热传递。
（1）热流体循环降粘机理
井筒正循环工艺是将热流体注入井内，在适当高度返出和地下产出液混合返到地面，从而给井中的流动液体加热，提高井筒温度，使之高于临界点温度，从而改善高粘原油的流动性，降低原油粘度，减少稠油杆的粘滞力，降低井口回压，以利于流体沿井筒的举升。
（a）反循环 （b）正循环
图1.8 开式热流体循环工艺
图 1.9 闭式热流体循环工艺
（2）热流体循环工艺的特点
a.工艺原理简单，一次投资大；
b.掺热水降粘时，井口掺水温度平均为84℃，压力3～4MPa；掺热水温度不低于粘温曲线拐点值，防止由于温度太低，温度突变（可出现对掺入水加热情况）；
c.掺水蒸气降粘时，井口掺水温度较高（>200℃），压力为对应温度下的饱和压力，降粘的效果更加明显；
d. 井筒热流体循环工艺是针对稠油依赖于温度的强热敏感性；
e. 井筒热流体循环工艺基本不受井深的限制，它除了提高产液的温度外，还可以通过提高井筒中混合液（产液+掺入的热流体）的含水量来降低粘度。
1.2.5 小结
通过调研，并结合塔河油田稠油油藏的特点和目前井筒降粘工艺的应用现状，取得了以下认识：
1）化学降粘是一种经济有效的井筒降粘工艺，是目前国内外井筒降粘的发展趋势；该工艺应作为塔河油田井筒降粘工艺的攻关方向，着重开展适合塔河油田油藏特点的化学降粘剂的研制，结合本油田的实际情况，对化学降粘工艺进行完善、配套，对工艺参数进行优化设计。
2）空心杆电加热是目前井筒电加热降粘的主要工艺，它具有工艺简单、操作成本高的特点，受各种因素影响大，加热深度受限；塔河油田高矿化度的地层水对降低其使用寿命有一定的影响；因此该工艺可作为辅助工艺，在塔河油田部分含水低、原油粘度较低的机抽井上应用。
3）掺稀降粘工艺是目前塔河油田应用最多的一种井筒降粘工艺，它以牺牲稀油资源为代价；在油井含水达到一定程度，产出液出现反向乳化的情况下，降粘效果较差。
4）热流体循环工艺主要依靠稠油的强热敏感性，适用于油层较浅、粘度较低的稠油油藏；施工工艺类似于化学降粘，但降粘效果不如化学降粘。
1.3 塔河油田稠油开采现状
塔河油田超深层稠油油藏从目前生产情况来看，原油能够从地层顺利流入井底，而这类油藏开发的关键问题是解决原油井筒降粘。鉴于此，以稠油井筒降粘举升工艺及配套技术运用研究为主攻方向。所以，从2001年开始，开展了国内外降粘工艺的调研，在自喷井降粘工艺方面先后引进了掺稀自喷、电加热自喷、电缆加热、加热油管、电加热管等工艺；在机抽井降粘方面引进了螺杆配合掺稀（化学剂）机抽、抽稠泵配合掺稀（化学剂）机抽、过泵加热等工艺。所有工艺的采用在一定程度上解决了塔河油田稠油降粘难题。
通过近几年的研究及应用，各种井筒降粘工艺是没有系统的理论作指导，因此，为了使得西北分公司稠油储量得到了有效的动用，为西北分公司的增储上产做出更大的贡献，结合塔河油田稠油开采实际，在室内实验的基础上，开展塔河油田井筒降粘工艺技术研究，形成适合于塔河油田稠油开采的配套工艺技术。
1.4 本文主要研究内容
本文在系统总结评价前期井筒降粘工艺的基础上，针对不同的开发阶段、不同的含水阶段和不同的采油方式进行分析，系统评价目前生产中应用的井筒降粘工艺技术和工艺参数，结合经济效益分析，优选出经济高效的井筒降粘工艺技术和工艺参数，指导采油生产配套工艺技术的完善和系统效率的提高。主要研究内容如下：
（1）稠油井筒降粘工艺技术调研
稠油井筒降粘工艺主要可以分为井筒加热降粘和井筒掺入介质降粘，目前国内各大油田已经形成了较为成熟的工艺技术。因此，可以通过加强对外合作、查询国内外相关技术资料和应用成果、到国内稠油油气田进行调研等方式来获取相关资料，了解国内外井筒降粘工艺技术发展现状和最新动态；尤其是目前稠油井筒降粘各类工艺技术及其管柱和工具的参数、化学降粘剂性能及其适用范围等，并进行初步分析、研究。
（2）前期稠油井筒降粘工艺总结、分析，系统评价
塔河油田稠油区块目前所处的开发阶段不一，有上产阶段、稳产阶段、递减阶段；单井的含水变化范围大，采油方式各异；针对上述情况，首先需要对前期现场应用的各种井筒降粘工艺技术进行总结、评价，其次针对不同开发阶段、含水阶段和采油方式进行系统地分析评价。
（3）塔河油田稠油油藏原油物性分析
对原油的组分、油品性质、流变性、粘温关系等进行综合分析，研究原油组分在油田平面的分布特征，探索出塔河油田稠油区块原油在井筒中的流态特征。
（4）井筒降粘工艺技术和工艺参数的优选研究
1）结合塔河油田的实际情况和自身特点，在总结评价前期井筒降粘工艺技术成果的基础上，进行经济效益分析，优选出经济高效的井筒降粘工艺技术；
2）进行工艺管柱、工艺参数的优化设计研究；
3）进行化学降粘剂的室内实验筛选。
（5）现场试验及效果评价
1）通过国内外稠油降粘工艺的调研，确立塔河油田稠油井筒降粘工艺的攻关方向；
2）通过塔河油田原油组分及物性试验分析，掌握了塔河油田稠油的特点和流变特征；
3）建立了塔河油田稠油井筒传热与流动的数学模型并求解；
4）开展塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析评价；
5）筛选出了适合塔河油田的化学降粘剂；
6）在现场试验和经济评价的基础上，确定塔河油田井筒降粘经济、有效的手段；
7）根据不同降粘工艺的特点，并结合塔河油田的现场实际，对塔河油田不同降粘工艺参数进行了优化设计，优选出适于自喷、机抽井的降粘工艺系列。
2 塔河油田原油组分及原油物性分析
塔河油田原油以塔河6区西北部粘度最高，向东、向南逐渐降低，图2.1、图2.2为塔河油田原油粘度变化趋势和平面分布图。
粘度低
粘度低
粘度高
图2.1 塔河油田平面原油粘度变化趋势
图2.2 塔河油田原油粘度平面分布图
从上图可以看出，塔河油田稠油油藏主要集中在6区、7区和4区，其中以S71井区、TK606井区、TK623井区和TK433井区的原油粘度最高。
2.1 稠油族组分分析
对塔河油田S71、S74、S66、T606、T433、S81、S67、S80、TK602、TK608、TK610、TK611十三口井的油样，进行了族组分分析，其结果见表2.1。其中对S71、S74、S66、T606、T433五口井的总烃进行了进一步的分析，实验结果见表2.2。
表2.1 塔油油田原油族组成分析
井号 总烃
%
胶质、沥青质
%
相对密度 d204
粘度（50℃）
mPa.s
凝固点
℃
S66 44.33 38.13 1.0047 20026 21 S67 55.67 33.98 0.966 717 -4 S71 44.63 48.37 1.0272 29699 45 S74 43.03 26.31 0.9959 7049 18 S80 68.03 30.97 0.9625 863 2 S81 52.76 47.03 1.022 37000 26 TK602 42.09 45.94 0.9625 723 6 TK604 58.92 38.67 0.9851 3309 17 T606 49.38 44.82 1.0057 10157 22 TK608 53.6 37.61 0.9895 6627 19 TK610 69.08 28.58 0.9576 375 -7 TK611 65.78 32.55 0.9635 565 -11 T433 51.04 40.64 1.0172 23800
表2.2 塔河油田六区油样组分分析结果
井号 层位 烷烃
%
芳烃
%
非烃
%
沥青质
%
总烃
%
S71 奥陶 16.95 27.68 15.99 26.73 44.63 S74 奥陶 20.05 22.98 15.89 28.61 43.03 S66 奥陶 20.44 26.89 15.33 20.22 47.33 T433 奥陶 21.94 29.10 17.55 23.09 51.04 T606 奥陶 21.46 27.92 16.88 27.08 49.38
从表2.1、表2.2看，塔河油田稠油烷烃、芳烃的含量较低，为50%左右，而沥青质含量较高，均大于20%，易在油水界面形成强度高的界面膜，使稠油粘度增加，阻碍了W/O型稠油乳状液向O/W型乳状液的转相。沥青质含量越高，W/O型稠油乳状液越稳定，转变为O/W型乳状液的过程越困难。
2.2 塔河油田原油粘度分析及粘温曲线
从表2.3的粘温表可以看出：粘度随温度的变化非常明显，温度≤70℃时，温度每升高10℃粘度降低2/3左右。各井的原油粘度差异大。S92、T606在30℃时的粘度高达26.4×104mPa.s、22.8×104mPa.s；TK611井的原油粘度3138mPa.s。因此，无论采用掺稀降粘、化学降粘及复合降粘工艺，都应在室内实验的基础上确定掺入比，达到最佳的降粘效果。部分井的粘温曲线见图2.3。
表2.3 塔河油田部分稠油降粘井原油温度--粘度表 粘度单位：mPa.s
井号 30℃的粘度 40℃的粘度 50℃的粘度 60℃的粘度 70℃的粘度 80℃的粘度 90℃的粘度 S66
20226.856393.44 3426.6 S67 1579.92 755.48 388.66 71000 32500 16000 18750 14500 7800 2720 1320 600 470 S86：71=4：6 S71 18600 3950 850 S86：71=3：7 S74 14600 19000 15700 6150
3340 1500 875 S80 3781.72 1536.1 756.22 S92 264000 1360000 57000 25500 12600 7200 4200 T433 16374.83 5182.42 2323.64 1096.24 673.55 TK451 17400 10400 3080 1590 560 410 TK602 1013.97 557.06 290.44 TK603 1224.92 571.28 281.44 TK604 4286.56 1773.17 843.88 TK605 52000 31000 24500 6800 3100 1520 860 T606 228000
150000 43000 28500 9800 2160 1320
TK608 5119.78 2437.06 1074.9 TK611 3138.26 1685.96 565.24 395.80 254.20 TK612 143000 100000 44000 14500 12500 9000 8300 TK623 35000 24500 10600 3100 1680 1040 375 TK629 63500 33000 10800 4700 1800 880 TK627H
50000 23500 9600 3120 1800 1440 900
图2.3 部分稠油井的粘温曲线