摘要：开发稠油井低成本高效攀升新技术已成为各油田稠油生产提质增效的一项重要研究课题。油田提出了应用稠油开发新技术提升稠油开发效果，提升稠油井开发整体系统效率，实现稠油生产井低成本开发。胜利油田粘稠区开展聚合物驱技术工业化应用试验。实验区注聚站配置系统目前存在的问题，一是溶解罐密闭后无除湿装置，聚合物下料时易结块。二是分散装置母液螺杆泵及污水提升泵能力不足。注聚系统整改方案是：采取接替方式，待实验区块注聚停止后，利用该区块已建母液配制系统，将聚合物母液通过管线输送至新建注聚站。设计规模如下：（1）注聚规模：1000m3/d。（2）母液（4500ppm）规模：480m3/d。（3）稀释用污水规模：500m3/d。应关注母液配制能力及母液的适应性问题，关注注水系统能力及泵的匹配问题。
关键词：稠油区块；注聚系统；工艺流程；母液配置；整改方案；设计
1概述
1.1研究的意义
稠油在世界油气资源中占有较大的比例。稠油资源丰富的国家有加拿大、委内瑞拉、美国、前苏联、中国、印度尼西亚等。中国重油沥青资源分布广泛，已在12个盆地发现了70多个重质油田，预计中国重油沥青资源量可达300×108t以上。
1.2稠油的定义及分布
我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20%以上，目前12个盆地发现了70多个稠油油田，探明与控制储量约为40亿t。我国陆上稠油藏多为中新生代陆相沉积，少量为古生代海相沉积。储层具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。
1.3稠油开发技术常规稠油开采技术的发展
常规的热力采油技术将会被热力化学采油技术取代。热力化学采油技术会有很大的发展，其中的水裂解技术会有更大的发展。微生物采油技术发展，分子生物技术，示踪剂技术，可视化技术等。
2以胜利油田为例说明
拟在胜利油田实验层系开展聚合物驱技术工业化应用试验。该层系地下原油粘度600mPaos左右，目前采出程度16.4%。该区块现有转油站1座，计量站6座（7#、8#、9#、15#、19#、22#），注水站1座。单井集输工艺流程采用“油井→计量站→集油站→联合站”三级布站方式。预计该试验应用可以取得较好的效果。开展胜利油田实验区块普通稠油聚合物驱地面工程方案设计，对于聚合物驱井网调整完善，最大限度地扩大聚合物波及体积、提高油藏采收率建设来说是重要的和必要的。注聚系统的设计、母液配置方法、配注站母液配制能力和熟化能力如何等都是不能忽视环境与安全因素的。探讨注聚系统存在的问题及其整改方案，对于胜利油田稠油开发来说关乎其经济效益和社会效益，因此具有重大的作用与意义。
2.1存在问题
目前胜利油田聚合物区块分为共两个区块。地面配套工艺系统有1座配注站，1座注聚站。工艺流程为：聚合物干粉经风送式分散装置润湿（浓度4500ppm）进入熟化罐，在熟化罐停留2h，完成熟化过程，熟化后的聚合物母液通过转液螺杆泵输送至高架母液罐储存供注聚泵使用，1#区注聚泵由母液罐直接供给，2#区注聚泵由螺杆泵供给。母液经注聚泵增压计量后与注水泵来的高压净化污水混合，最后通过注聚井注入地层。1#区块于2006年建成聚合物配制注聚站1座，下辖注聚井16口，2#区块于2008年建成注聚站1座，下辖6口井。这些注聚区块采用单泵对单井流程，聚合物母液由注聚泵增压，与高压污水通过静态混合器混合后，注入各注聚单井。新拟方案中的主要工程内容包括新部署注聚井22口，其中新井2口，更新井1口，返层系注入井1口，油转注聚井6口，水转注聚井13口。1#配注站内改造分散装置1套，新建污水提升泵2台，新建转输螺杆泵2台；2#区新建注聚站1座，内设排污泵1台，注聚泵24台（利旧）；注水站内新建脱硫塔1座，新建注水泵1台，配套供配电、土建及道路等设施。单井高压注聚管线18.6km，井口装置22套（其中改造4套）。
1#区注聚站配置系统目前存在的问题，一是溶解罐密闭后无除湿装置，聚合物下料时易结块。目前，聚合物母液采用污水配制，配制时有污水中有水蒸气冒出，聚合物干粉遇水蒸气后结块，附着在溶解罐内壁，易堵塞风管，影响聚合物母液配制；二是分散装置母液螺杆泵及污水提升泵能力不足。分散装置内母液螺杆泵及污水提升泵均于2006年投入使用，目前螺杆泵定转子磨损严重，其最大输送能力只能达到18m3/h，而污水提升泵最大输送能力只能达到20m3/h，无法满足今后母液配制需要；三是分散装置控制系统配件无法更换。
2.2整改方案
胜利油田1#区块Ⅴ2-5层系通过井网调整，聚合物驱井网控制孔隙体积246.2×104m3，聚合物驱井网控制储量155.2×104t，储量控制程度71.9%。该区块普通稠油聚合物驱井网调整后总井数60口。注聚井22口，其中新钻注聚井2口，油转注聚井7口，水转注聚井13口。油井38口，其中新采油井5口，老采油井33口。油水井数比1.7，注采井距136m。该区块油井总配液量770t/d，注聚井总配注量为815m3/d，前置调剖段塞、后置保护段塞与主体段塞聚合物浓度皆为2200mg/L，最大井口注入压力为12.7-15.2MPa，聚合物用量为1.78t/d，注入速度为0.12PV/年，注聚段塞尺寸为0.6PV。根据地质方案要求，母液采用污水配制。母液浓度按4500mg/L计算。总配注量为815m3/d，其中所需4500mg/L浓度聚合物母液量为398m3/d，稀释母液所用净化污水量为417m3/d。同时考虑1.2的波动系数，设计规模如下：（1）注聚规模：1000m3/d。（2）母液（4500ppm）规模：480m3/d。（3）稀释用污水规模：500m3/d。该区块井口最大注入压力为15.2MPa，并考虑管网压降，本次设计系统压力为16MPa。根据地质要求，1#区块注聚将于2021年5月份停止，本次设计考虑两个注聚整改方案：
整改方案：采取接替方式，待1#区块注聚停止后，利用该区块已建母液配制系统，将聚合物母液通过管线输送至2#区新建注聚站；整改方案二：胜利油田区块同时开展注聚，但由于2#区块聚合物类型与1#区块不同，需在2#区新建配制系统。
3 应关注的两个问题
3.1 母液配制能力及母液的适应性
目前，1#区块母液用量为170m3/d，2#区驱块母液用量为70m3/d，母液总用量240m3/d。1#区块配注站装置满负荷母液配制能力可达720m3/d，根据现场实际测试，熟化能力可达720m3/d。2#区块需聚合物母液需求量最大为480m3/d，1#配注站母液配制能力和熟化能力能满足两个区块同时注聚要求。但是1#区块聚合物驱采用I型聚合物，而2#区块聚合物驱采用超高分子Ⅱ型聚合物，与现有聚合物种类不一致。因此，2#区块母液配置系统不能与区块合用。这是应当关注和研究的问题之一。
3.2 注水系统能力及泵的匹配问题
2#区块目前有注水井14口，聚驱开始后，除一口井停注外，其他全部转为注聚井，可将2#区注水设备作为母液高压稀释污水用。目前2#注水站内共有注水泵4台，离心式注水泵3台（CYZSB130W-400/10 Q=400m3/d H=1000m N=90kW），柱塞式注水泵1台（5ZB-15/44 Q=32m3/h H=1600m N=185kW），本次母液稀释用污水为500m3/d，压力为16MPa。显然，离心式注水泵压力不能满足使用要求；柱塞式注水泵流量32m3/h大于母液稀释污水用量21m3/h，可以满足使用要求。为保证系统稳定运行、灵活调配水量，本次新建柱塞式注水泵一台，变频控制，与已建柱塞泵并联运行，一用一备，参数为 Q=21m3/h，H=16MPa，N=132kW。这是应当关注的问题之二。
4注聚系统解决方案
应用于粘稠油田的聚合物驱分注工艺，可分为双管分注和单管分注两种形式。
4.1 双管分注工艺
4.1.1双泵双管分注工艺
地面采用双泵双管供液，井下采用由内径Φ76mm和Φ40mm的油管及封隔器构成的同心双管注入管柱来实现分层注入。由内部Φ40mm油管进行下层段的注入，内外管环空注上层段，每台泵对应一个分注层段。
工艺适应性：
分层流量控制准确，地面设备投资大，需要在注聚区块的总体方案阶段就确定分注井号，或在原有地面、管网基础上改造，不适合规模应用。
4.1.2单泵双管分注工艺
分注工艺流程包括两种：单管注聚流程和双管注聚流程。每种流程都由地面控制系统和井下分层管柱组成。单管注聚流程用一级封隔器分隔两个注入层段，利用油管和油套环控注入来实现分注的目的。双管注聚流程采用内径Φ76mm和Φ40mm的油管及封隔器构成同心双管注入管柱来实现分层注入。
工艺适应性：不改变地面设备、管网，分层流量控制简便，一次性投入较大，适应于层间矛盾较大的一类油层。
4.2 单管分注工艺
4.2.1单管同心分注工艺
聚合物同心分注技术地面采用单泵单管供液，井下管柱采用单管同心分注形式。用封隔器把各层段封隔开后，每一层段对应一级同心配注器。注聚过程中，聚合物溶液流过同心配注器时，可形成足够的节流压差，从而降低注入压力，控制限制层注入量。同时，可通过升高注入压力，提高加强层注入量。在地面同一注聚压力下，通过对分层注入压力的调节，控制各个层段的注入量，从而达到分层配注的目的。
工艺适应性：不改变地面设备、管网，一次性投入小，对聚合物溶液的粘度损失率低，适应于主力油层的2-3层分注，2层分注井调配简便。两级封隔器间距离最小2m。
4.2.2聚合物分质分压注入工艺
目前，聚驱驱替对象已转向渗透率更低、层间差异更大的二、三类油层。由于层间渗透率差异过大，导致对中、高分子量聚合物适应性变差，注入溶液主要流向性质好、连通好的油层。而薄差油层由于渗透率低，随着吸附捕集作用增加，阻力系数增大，渗流能力大幅度降低，动用程度低，影响了聚合物驱效果。
室内研究表明：
分质注聚效果好于分层注聚，分质注聚比分层注聚可多提高采收率1.7-3.2个百分点。渗透率级差大于3时，笼统注聚采收率下降幅度加大； 聚合物分质分压注入就是对高渗透层注入高分子量聚合物，同时通过降低注入压力来限制注入量；对低渗透油层注入低分子量聚合物，以增加聚驱控制程度。
工艺适应性：不改变地面设备、管网，一次性投入小，对聚合物溶液的粘度损失率低，适应于主力油层的多层分注，管柱适应性强，利用常规水嘴转换器，可实现一套分注管柱满足从空白水驱、聚驱、后续水驱的分注要求。
5目前存在的问题
5.1 双管分注工艺
5.1.1双泵双管分注工艺
一次性投资大，由于地面设备投资大，需要在注聚区块的总体方案阶段就确定分注井号，或在原有地面、管网基础上改造，不适合规模应用，无法进行注入剖面测试。
5.1.2单泵双管分注工艺
双管流程：一次性投入较大，适应于层间矛盾大、单层注入量大的分注井，无法进行注入剖面测试。
油套流程：可进行注入剖面测试，但不利于套损防护。
5.2 单管分注工艺
5.2.1单管同心分注工艺
最大适应3层分注，后续水驱后，没有成熟的利用原有管柱的分注工具，无法实现后续水驱不动管柱分层注水。
5.2.2聚合物分质分压注入工艺
下井测调仪器串过长，导致井口防喷管过高、操作难度较大。
5.3 现场应用过程中发现的其他问题
5.3.1聚合物分注过程中压力升高的问题
原因有3个：限制层控制注入后的正常反映；配注器内聚合物流动通道被聚合物团块堵塞或工具表面结垢；加强基层地层堵塞。
5.3.2测试周期不适应聚驱分注特点
聚驱分层注入井的测试周期主要受注入压力变化的影响，注入压力的变化大致可分为三个阶段：注聚初期（约6个月）；注聚中期（约7-24个月），即到见效高峰期；注聚后期，压力基本稳定。
5.3.3测试仪器标定的问题
目前非集流电磁流量计是在采用清水定期标定，从聚合物现场测试情况看，采用清水标定的流量计，测试流量与井口流量存在一定的测试误差，并且随流量的变化，测试误差也发生变化，需要重新采用聚合物溶液标定。
5.3.4现场测试规程的确定
由于聚合物母液采用的是柱塞泵注入，即使采用变频装置其注入压力、注入量变化也较小。因此，水驱传统的降压法3点测试，在聚驱已不适用。
6 建议及认识
6.1 为保证最大限度的提高采收率，正常注聚的一类油层，推广高浓度，合理增加聚合物用量
建议开展目前的分注工艺在高浓度、高粘度条件下的适应性评价。
6.2 为保证最小尺度的个性化设计
建议进一步降低现有分注工具的卡距，满足多层分注的需要。
6.3 为保证最及时有效地跟踪调整
建议统一聚合物驱分注工具及技术标准，界定不同分注工艺的使用范围、适用条件。
（1）对于主力油层的双层分注，同心分注工艺具有调配简便、成本低的特点，建议双层分注井采用；
（2）对于三层以上分注井，偏心分注工艺在投捞、调配工艺上有明显优势，建议三层以上分注井采用；
（3）对于层间渗透率差异较大的聚合物注入井，应对分层分子量进行控制，进行分质分压注入。
6.4 针对聚驱压力变化特点和流体性质，对应聚驱测试技术标准、操作规程及注意事项包括如下方法
（1）聚驱的测试周期应依据注聚的不同阶段，制定不同的测试周期。在注聚初期，压力上升快，要每月测试一次；注聚中期，即见效高峰期，压力上升缓慢，要2.5-3个月测试一次；注聚后期，压力基本稳定，该阶段可6个月测试一次。
（2）井口须安装测试闸门。聚合物溶液改变注入状态后需要的稳定时间长。如井口没装测试阀门，测试装防喷管过程中会造成注入量不稳，影响测试质量。
（3）推广多井同步测试法。多井同步测试法指测试班在一口井投捞结束后，等待注水压力与注水量稳定的过程中到另一口井继续投捞，既延长了注入井的稳定时间，又提高了测试成功率和测试效率。
（4）详细的现场操作步骤及注意事项。由于聚驱注入井是采用单泵对单井的注入流程，现场测试时需要测试人员与注聚站及时联系，注意观察泵压和流量的变化，与实际测得的流量进行对比，在误差较大时进行实时对比。
7结语
（1）拟建的1#区配注站，可将区块已建注聚泵和2#区块已建注聚泵进行维修改造后再使用。此外尚需新建液下排污泵1台，参数：Q=20m3/h，H=0.15MPa，N=4kW，新建井式（16MPa）注聚阀组2套，配套管线、阀门等。
（2）本次综合考虑施工、价格、抗腐蚀、设计压力、设计管径、设计使用年限、环境、安全等多方面因素，螺纹粘接，与钢管连接均采用厂家配套的专用接头。
（3）稠油因粘度高而开采难，因含杂质而炼制难。但由于国际油价的坚挺及其资源量的巨大，稠油已引起人们越来越多的关注。开采稠油的核心是降低其粘度，而且要大幅降低其粘度，提高原油流动能力。随着中国节能减排力度的加大，以及石油资源供需矛盾日益突出，以燃烧原油产生蒸汽来实现稠油热采的开发方式需要转变，要大力发展稠油冷采技术。建议推广微生物驱油、掺稀油开采和多分支水平井开采技术。如今稠油冷采已形成成熟技术，而实际应用规模还较小，这一状况亟需改变。
?（4）地热采油方法原理简单、易于实现，广泛适用于各类油藏，安全、节能、保。其真正应用价值还有待实践检验，建议在全油田范围内普查地热资源，在有利的稠油区块率先开展地热采油先导试验。
?（5）井下稠油变稀油。建议开展地下稠油变稀油技术攻关，目前电加热和水热裂解以做到这一点。建议充分发挥中国石油企业上下游一体化优势，将稠油热采稠油炼制两大成熟技术集成起来，在油田井底实现炼油厂的稠油预处理过程，将稠油开采难题转化为稀油开采问题，从而大幅提高稠油产能和最终采收率。
参考文献
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