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摘 要：沈阳油田高凝油的开发主要采用闭式热水循环及电热杆加热采油工艺，随着油田进入开发后期，含水量也随之升高，原有的采油工艺的高能耗、高成本问题凸显。通过对干抽采油工艺及技术条件的研究，确定了高凝油区块实施干抽采油工艺的技术界限，并开展现场实施，实现了高凝油区块采油工艺的转换，为同类油田实施干抽采油工艺具有一定的借鉴意义。
关键词：高凝油开发;干抽采油工艺;沈阳油田
前言
沈阳油田属于高凝油区块，该区块原油具有明显的三高特点，即凝固点高、黏度高及相对密度高，部分区块开发初期受流体性质制约，采用相应的伴热辅助进行生产。随着油田转入注水开发阶段，原油含水逐渐上升，能耗大，成本高，原有的采油工艺已不再适应目前的开采需要，急需开展采油工艺转换，基于此，在部分区块采用了干抽采油工艺并进行了应用实践，效果良好。
1原有采油工艺存在的问题
1.1 循环水生产工艺
（1）循环水生产工艺使用时间较长，部分区块应用已经超过几十年，其井下管柱及地面管线均存在不同程度的老化问题，导致生产过程中出现循环水漏失的现象，导致水量消耗增加造成浪费。同时由于循环水生产工艺需 要更复杂的井下管柱及地面管网系统，造成作业及日常维护难度和费用增加。
（2）受井下管柱结构限制，无法完整地录取地质资料。采用循环水生产工艺进行生产的油井无法进行动液面测试工作，致使无法推测油层压力，影响油田后期开发。
（3）热水循环生产工艺需要消耗大量天然气，导致吨液耗气量过高，并且与目前天然气供应日趋紧张的局面相悖。
1.2电加热生产工艺
（1）电加热井配套装置多，井下结构相对复杂 ，导致作业及日常维护费用较高。
（2）电加热井配套装置耗电量过高，经过测试单井冬季电加热中频柜加热功率为73kW/h，夏季略低约为 54kW/h，而多口电加热井全年耗电量与年产液量相比，吨液耗电非常高，造成吨液成本居高不下。
2干抽采油工艺
2.1工艺原理
干抽工艺，即取消原有的井筒掺液及电加热采油工艺（井筒降黏），采用普通的有杆泵闭抽工艺。将原有掺液及电加热的空心杆更换为普通实心抽油杆，即实现了向干抽工艺的转换。由于同等温度条件下，不同含水量的混液黏度相差较大，因此，混液黏度是制约油井生产工艺的重要因素，为此通过实验测定了不同含水量的原油在各温度条件下的黏度值 （表1）。
温度也是影响黏度的主要 因素，测定了油田地层温度变化情况（图1），油田井下温度变化范围在40～80°C，其中井口温度最低在 42°C左右。
2.2技术条件
要使原油合理举升到地面就要保证在40°C时原油未失去流性。通过实验测定数据得知，要使油田原油在 40°C时保持流动性需要黏度不超过2000 mPa·s。 针对油田开抽油井进行含水分级统计（表2），从而确定油井可以进行工艺转换的技术条件。
经过统计，油田目标区块内综合含水量在 70%以上的油井共53口，其中采用电加热生产工艺的油井 24 口，采用热水循环生产工艺的油井 29口。
2.3应用实施及效果
目前油田部分中高含水区块已经逐步地进行着干抽生产工艺在该 区块的引入工作。已累计将34口循环水生产油井、29口电加热生产油井引入了干抽生产工艺，目前日产液1455 t，日产油380 t，含水量73.8% 。
2.3.1 举升方面
引入干抽生产后，井筒内由于没有伴热导致原油温度降低，可能会出现挂壁、堵塞井筒等现象，导致抽油机负荷加大，进而造成倒井。根据各项数据资料，油田综合含水量在 70%以上的油井，在井筒举升过程中可以时刻保持流动性。同时进行加密测试功图，通过测试结果找出各自洗井周期 ，进行周 期性维护洗井工作，避免倒井现象发生。通过实施与监测（表 3），未发生干抽生产时出现特例造成躺井，油井生产正常。
2.3.2集输方面
干抽生产后，原油出井温度降低，极有可能出现原油进站困难的现象，解决集输问题的本质就是改善原油在管线中的流动性，为此可以通过安装井口加热炉、井口管线缠电热带、安装井口溜水阀门，适量溜水等辅助措施保证原油平稳进站。同时针对于产液量相对较低尤其是间出的油井，安装加热爐、缠电 热带的方法不能解决的集输问题。这类油井同周围合适的高产井合并进站，保持原油在管线内的充满 性和流动性，确保油井正常进站生产。
2.3.3节能效果
实现干抽工艺转变后，实现年节约天然气量532.25X104m3，年节约电1299.O1×104kW.h，年节能耗33355.53×104MJ，年节约折合标煤 8390.41t，明显降低了能耗，减少了安全隐患。
3结论
（1）干抽采油工艺适应油田的后期开发，油井在引入干抽生产工艺以后生产基本保持平稳，成功地在高凝稠油区块引入了干抽生产工艺。
（2）干抽采油工艺在保证高效开发的同时，大大减少了油田采油能耗，降低了生产成本。
（3）干抽生产工艺在油田相关区块的成功应用，证明了在高凝稠油区块开发后期尤其是高含水期同样可以进行无伴热生产，可以在更大的范围内进行推广应用，以创造更大的效益。
参考文献：
[1] 张波.双空心杆采油工艺研究与应用[J].承德石油高等专科学校学报，2012，14（4）：37-39
关键词：高凝油开发;干抽采油工艺;沈阳油田
前言
沈阳油田属于高凝油区块，该区块原油具有明显的三高特点，即凝固点高、黏度高及相对密度高，部分区块开发初期受流体性质制约，采用相应的伴热辅助进行生产。随着油田转入注水开发阶段，原油含水逐渐上升，能耗大，成本高，原有的采油工艺已不再适应目前的开采需要，急需开展采油工艺转换，基于此，在部分区块采用了干抽采油工艺并进行了应用实践，效果良好。
1原有采油工艺存在的问题
1.1 循环水生产工艺
（1）循环水生产工艺使用时间较长，部分区块应用已经超过几十年，其井下管柱及地面管线均存在不同程度的老化问题，导致生产过程中出现循环水漏失的现象，导致水量消耗增加造成浪费。同时由于循环水生产工艺需 要更复杂的井下管柱及地面管网系统，造成作业及日常维护难度和费用增加。
（2）受井下管柱结构限制，无法完整地录取地质资料。采用循环水生产工艺进行生产的油井无法进行动液面测试工作，致使无法推测油层压力，影响油田后期开发。
（3）热水循环生产工艺需要消耗大量天然气，导致吨液耗气量过高，并且与目前天然气供应日趋紧张的局面相悖。
1.2电加热生产工艺
（1）电加热井配套装置多，井下结构相对复杂 ，导致作业及日常维护费用较高。
（2）电加热井配套装置耗电量过高，经过测试单井冬季电加热中频柜加热功率为73kW/h，夏季略低约为 54kW/h，而多口电加热井全年耗电量与年产液量相比，吨液耗电非常高，造成吨液成本居高不下。
2干抽采油工艺
2.1工艺原理
干抽工艺，即取消原有的井筒掺液及电加热采油工艺（井筒降黏），采用普通的有杆泵闭抽工艺。将原有掺液及电加热的空心杆更换为普通实心抽油杆，即实现了向干抽工艺的转换。由于同等温度条件下，不同含水量的混液黏度相差较大，因此，混液黏度是制约油井生产工艺的重要因素，为此通过实验测定了不同含水量的原油在各温度条件下的黏度值 （表1）。
温度也是影响黏度的主要 因素，测定了油田地层温度变化情况（图1），油田井下温度变化范围在40～80°C，其中井口温度最低在 42°C左右。
2.2技术条件
要使原油合理举升到地面就要保证在40°C时原油未失去流性。通过实验测定数据得知，要使油田原油在 40°C时保持流动性需要黏度不超过2000 mPa·s。 针对油田开抽油井进行含水分级统计（表2），从而确定油井可以进行工艺转换的技术条件。
经过统计，油田目标区块内综合含水量在 70%以上的油井共53口，其中采用电加热生产工艺的油井 24 口，采用热水循环生产工艺的油井 29口。
2.3应用实施及效果
目前油田部分中高含水区块已经逐步地进行着干抽生产工艺在该 区块的引入工作。已累计将34口循环水生产油井、29口电加热生产油井引入了干抽生产工艺，目前日产液1455 t，日产油380 t，含水量73.8% 。
2.3.1 举升方面
引入干抽生产后，井筒内由于没有伴热导致原油温度降低，可能会出现挂壁、堵塞井筒等现象，导致抽油机负荷加大，进而造成倒井。根据各项数据资料，油田综合含水量在 70%以上的油井，在井筒举升过程中可以时刻保持流动性。同时进行加密测试功图，通过测试结果找出各自洗井周期 ，进行周 期性维护洗井工作，避免倒井现象发生。通过实施与监测（表 3），未发生干抽生产时出现特例造成躺井，油井生产正常。
2.3.2集输方面
干抽生产后，原油出井温度降低，极有可能出现原油进站困难的现象，解决集输问题的本质就是改善原油在管线中的流动性，为此可以通过安装井口加热炉、井口管线缠电热带、安装井口溜水阀门，适量溜水等辅助措施保证原油平稳进站。同时针对于产液量相对较低尤其是间出的油井，安装加热爐、缠电 热带的方法不能解决的集输问题。这类油井同周围合适的高产井合并进站，保持原油在管线内的充满 性和流动性，确保油井正常进站生产。
2.3.3节能效果
实现干抽工艺转变后，实现年节约天然气量532.25X104m3，年节约电1299.O1×104kW.h，年节能耗33355.53×104MJ，年节约折合标煤 8390.41t，明显降低了能耗，减少了安全隐患。
3结论
（1）干抽采油工艺适应油田的后期开发，油井在引入干抽生产工艺以后生产基本保持平稳，成功地在高凝稠油区块引入了干抽生产工艺。
（2）干抽采油工艺在保证高效开发的同时，大大减少了油田采油能耗，降低了生产成本。
（3）干抽生产工艺在油田相关区块的成功应用，证明了在高凝稠油区块开发后期尤其是高含水期同样可以进行无伴热生产，可以在更大的范围内进行推广应用，以创造更大的效益。
参考文献：
[1] 张波.双空心杆采油工艺研究与应用[J].承德石油高等专科学校学报，2012，14（4）：37-39