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[摘 要]采用双空心杆循环开采工艺进行稠油开发在油田生产现场逐步推广，取得较好的应用效果，但仍存在生产成本较高、环空液柱影响油井产能、化学添加剂利用率低的缺点。通过技术革新措施减少了清水、电能的消耗，节约了资源；减少化学药剂用量，减少环境污染；装置自动运行，维护量小，劳动强度低；操作简单、投入产出比高；降低井底回压，油井产能得到充分释放，生产稳定，经济效益明显。
[关键词]稠油；成本；经济效益
中图分类号：TE340 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0018-01
1 引言
采用双空心杆循环开采工艺进行稠油开发在油田生产现场逐步推广，取得较好的应用效果，但仍不能完全满足部分超稠油井的开发要求。超稠油井需辅助“掺水+降粘剂”方式进行降粘，存在生产成本较高、环空液柱影响油井产能、化学添加剂利用率低的缺点。
W79-70采用地面加压冷掺、3000PPM浓度添加降粘剂方式生产。由于液面位于井口，管柱与油套环空内流体发生热交换，既增加能耗，又增大杆柱载荷。同时较高的环空液面对产出层产生较高的压力，影响了产层能力的充分释放。化学添加剂利用率低，造成成本浪费。
2 现状调查
通过查阅区部生产调度室记录和工程组技术资料，以及与班组该井负责人交流结合生产实际，重点从以下几个方面进行了调查。
调查1.该井每3天需要送水一次10方，同时需要罐车将产出水拉回处理，造成水费及特车费用增加。由于降粘剂具有一定的抗盐能力，因此掺入水可以重复利用。 调查2.该井目前冷掺清水，液面位于井口，既增加能耗，同时较高的环空液面对产出层产生较高的压力。 调查3.该井目前按照3000PPM浓度添加降粘剂，产出后随罐车拉回。根据降粘剂技术参数，可以重复使用，但原生产工艺中降粘剂只能单次利用，存在较大浪费。
3 原因分析
针对开采难度大，掺水成本费用高的原因进行分析、研究、讨论，找出主要因素。
通过分析认为，W79-70是一口超稠油井，原油粘度78583mPa.S（40℃），采用双空心杆热循环工艺开发，仍经常不能正常生产。对于超稠油井开采，因其技术开发难度较大，新技术新工艺使用较多，同行业费用支出也都相对较高，其日常管理还存在很多不足可以完善。在日常措施管理中通过优化掺水量、掺水温度、加药量、换水周期等参数，从而全面提高W79-70掺水及化学降粘剂的综合利用效率，实现掺入水及降粘剂的循环再利用，降低水费、运费、化工药品消耗，提升经济效益，降低掺水成本。
4 制定对策
依据所确定的要因，制定了对策表（见表1）。
5 对策实施
实施1：优化设计，革新措施
首先根据虹吸原理，实现掺入水的循环再利用。工作原理是：稠油加热后破乳，油水分离，溶解有降粘剂的游离水在重力作用下沉积在大罐下部。利用虹吸管将罐下部含降粘剂的游离水抽汲进虹吸罐，经水表计量后掺入油井油套环空，重力作用下向下流动，至抽油泵吸入口与地层产出稠油混合，经泵抽汲至地面生产罐，完成一个循环。当罐内水体矿化度达到降粘剂抗盐参数上限时更换清水。
实施2：录取不同温度下对该井各项参数值的影响。
由于W79-70井原油粘度与温度对应关系明显，通过对比在恒定掺水量下，不同的掺水温度，对油井产能的影响，根据地面条件探索适宜于W79-70的掺水温度。
实施3：压缩加药量和延长换水周期20%以上
在确定的合理温度下，通过连续调整计量泵柱塞冲程来调整掺水量，寻找最优掺水量，使掺水量在满足油井正常生产需求的前提下，降低套管内液面，达到降低套管液柱对油层产生的回压，增大生产压差，释放油井产能。当合理的掺水量确定后，可以通过水表计量，保证掺入水量控制在合理范围内。
合理掺水量确定后，根据掺入水量的变化及换水周期，计算合理加药量，通过监测油井电流变化确定加药量与换水周期是否适宜。
6 效果对评价
（一）现场试用情况
分三步对W79-70稠油热采工艺进行改进
1.1利用报废的立式分离器设计制作了虹吸罐。其结构如下，由虹吸管、虹吸罐、调节阀门、计量水表、加药漏斗组成。
使用中，分离水不含油。日最小供水量不低于3方，流量1-30m3/d连续可调，波动范围≤±1%，将罐位升高完全可以满足生产要求，使用效果良好；在冬季生产中出现放油困难现象，采取高罐位拉油和提前一天减小虹吸量，拉后加大虹吸流量的方法解决了抽油井放油管线堵塞问题。
1.2提升掺水温度
对站内供气流程加装节流气嘴进行控制，利用大罐原有加热装置对罐内流体连续加热，控制温度70℃。换水时利用虹吸罐的缓冲作用，关闭虹吸罐进口的虹吸阀，停止虹吸。微开虹吸罐平衡阀，保证正常掺水。待罐内温度达标后开虹吸阀，虹吸罐内水位上升至顶部时，关闭平衡阀即可实现换水期间的温度稳定。1.3 降低加药量、延长换水周期
根据计算将降粘剂的日投加量由10KG降至2KG，送水周期由3天延长至15天，实现了降粘剂和掺入水的循环再利用，生产成本有较大幅度下降。
1.4 停用掺水池及计量泵
在合理的掺水量下，将虹吸罐出口管线连接至套管阀门，利用调节阀组调节和控制掺水量，去除了掺水池和计量泵，减少了电能消耗和资产占用费用。
（二）经济效果分析
2.1投入：引流软管50m，市价200元；湿式水表价格30元；管件费用100元；吊卡车費用2000元。总计：2350元。
2.2产出：①.节约清水=日掺水量-更换水量=365×3-12×10≈950m3，价值2800元；②.节约运费=车次×小时×单价×2=（365/3）×2×150×2=73000元；③.热洗费用=台班×次数=（2064）×10=20640元；④.化工药品费用=（原加药量-目前加药量）×天数×单价≈（10-2）×0.001×365×20000=58400元。
不考虑延长检泵周期及增产因素的前提下，年节约生产成本150000元，经济效果明显。通过上述技术革新措施减少了清水、电能的消耗，节约了资源；减少化学药剂用量，减少环境污染；装置自动运行，维护量小，劳动强度低；操作简单、投入产出比高；降低井底回压，油井产能得到充分釋放，生产稳定，经济效益明显。
[关键词]稠油；成本；经济效益
中图分类号：TE340 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0018-01
1 引言
采用双空心杆循环开采工艺进行稠油开发在油田生产现场逐步推广，取得较好的应用效果，但仍不能完全满足部分超稠油井的开发要求。超稠油井需辅助“掺水+降粘剂”方式进行降粘，存在生产成本较高、环空液柱影响油井产能、化学添加剂利用率低的缺点。
W79-70采用地面加压冷掺、3000PPM浓度添加降粘剂方式生产。由于液面位于井口，管柱与油套环空内流体发生热交换，既增加能耗，又增大杆柱载荷。同时较高的环空液面对产出层产生较高的压力，影响了产层能力的充分释放。化学添加剂利用率低，造成成本浪费。
2 现状调查
通过查阅区部生产调度室记录和工程组技术资料，以及与班组该井负责人交流结合生产实际，重点从以下几个方面进行了调查。
调查1.该井每3天需要送水一次10方，同时需要罐车将产出水拉回处理，造成水费及特车费用增加。由于降粘剂具有一定的抗盐能力，因此掺入水可以重复利用。 调查2.该井目前冷掺清水，液面位于井口，既增加能耗，同时较高的环空液面对产出层产生较高的压力。 调查3.该井目前按照3000PPM浓度添加降粘剂，产出后随罐车拉回。根据降粘剂技术参数，可以重复使用，但原生产工艺中降粘剂只能单次利用，存在较大浪费。
3 原因分析
针对开采难度大，掺水成本费用高的原因进行分析、研究、讨论，找出主要因素。
通过分析认为，W79-70是一口超稠油井，原油粘度78583mPa.S（40℃），采用双空心杆热循环工艺开发，仍经常不能正常生产。对于超稠油井开采，因其技术开发难度较大，新技术新工艺使用较多，同行业费用支出也都相对较高，其日常管理还存在很多不足可以完善。在日常措施管理中通过优化掺水量、掺水温度、加药量、换水周期等参数，从而全面提高W79-70掺水及化学降粘剂的综合利用效率，实现掺入水及降粘剂的循环再利用，降低水费、运费、化工药品消耗，提升经济效益，降低掺水成本。
4 制定对策
依据所确定的要因，制定了对策表（见表1）。
5 对策实施
实施1：优化设计，革新措施
首先根据虹吸原理，实现掺入水的循环再利用。工作原理是：稠油加热后破乳，油水分离，溶解有降粘剂的游离水在重力作用下沉积在大罐下部。利用虹吸管将罐下部含降粘剂的游离水抽汲进虹吸罐，经水表计量后掺入油井油套环空，重力作用下向下流动，至抽油泵吸入口与地层产出稠油混合，经泵抽汲至地面生产罐，完成一个循环。当罐内水体矿化度达到降粘剂抗盐参数上限时更换清水。
实施2：录取不同温度下对该井各项参数值的影响。
由于W79-70井原油粘度与温度对应关系明显，通过对比在恒定掺水量下，不同的掺水温度，对油井产能的影响，根据地面条件探索适宜于W79-70的掺水温度。
实施3：压缩加药量和延长换水周期20%以上
在确定的合理温度下，通过连续调整计量泵柱塞冲程来调整掺水量，寻找最优掺水量，使掺水量在满足油井正常生产需求的前提下，降低套管内液面，达到降低套管液柱对油层产生的回压，增大生产压差，释放油井产能。当合理的掺水量确定后，可以通过水表计量，保证掺入水量控制在合理范围内。
合理掺水量确定后，根据掺入水量的变化及换水周期，计算合理加药量，通过监测油井电流变化确定加药量与换水周期是否适宜。
6 效果对评价
（一）现场试用情况
分三步对W79-70稠油热采工艺进行改进
1.1利用报废的立式分离器设计制作了虹吸罐。其结构如下，由虹吸管、虹吸罐、调节阀门、计量水表、加药漏斗组成。
使用中，分离水不含油。日最小供水量不低于3方，流量1-30m3/d连续可调，波动范围≤±1%，将罐位升高完全可以满足生产要求，使用效果良好；在冬季生产中出现放油困难现象，采取高罐位拉油和提前一天减小虹吸量，拉后加大虹吸流量的方法解决了抽油井放油管线堵塞问题。
1.2提升掺水温度
对站内供气流程加装节流气嘴进行控制，利用大罐原有加热装置对罐内流体连续加热，控制温度70℃。换水时利用虹吸罐的缓冲作用，关闭虹吸罐进口的虹吸阀，停止虹吸。微开虹吸罐平衡阀，保证正常掺水。待罐内温度达标后开虹吸阀，虹吸罐内水位上升至顶部时，关闭平衡阀即可实现换水期间的温度稳定。1.3 降低加药量、延长换水周期
根据计算将降粘剂的日投加量由10KG降至2KG，送水周期由3天延长至15天，实现了降粘剂和掺入水的循环再利用，生产成本有较大幅度下降。
1.4 停用掺水池及计量泵
在合理的掺水量下，将虹吸罐出口管线连接至套管阀门，利用调节阀组调节和控制掺水量，去除了掺水池和计量泵，减少了电能消耗和资产占用费用。
（二）经济效果分析
2.1投入：引流软管50m，市价200元；湿式水表价格30元；管件费用100元；吊卡车費用2000元。总计：2350元。
2.2产出：①.节约清水=日掺水量-更换水量=365×3-12×10≈950m3，价值2800元；②.节约运费=车次×小时×单价×2=（365/3）×2×150×2=73000元；③.热洗费用=台班×次数=（2064）×10=20640元；④.化工药品费用=（原加药量-目前加药量）×天数×单价≈（10-2）×0.001×365×20000=58400元。
不考虑延长检泵周期及增产因素的前提下，年节约生产成本150000元，经济效果明显。通过上述技术革新措施减少了清水、电能的消耗，节约了资源；减少化学药剂用量，减少环境污染；装置自动运行，维护量小，劳动强度低；操作简单、投入产出比高；降低井底回压，油井产能得到充分釋放，生产稳定，经济效益明显。