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摘要自20世纪60年代开采稠油以来，稠油开采技术有了突飞猛进的发展，到目前为止，已形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等为主要开采方式。通过大量第一手资料，分析，摸索，探讨稠油开发。我们大胆提出并采用双空心杆技术，延长稠油井免修期。
关键词双空心杆技术；掺水降粘；化学降粘；免修期；稠油开采体系
中图分类号：TE3 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）11-0198-01
1油井概况
文184-60井是2007年部署于文184块最南部的一口探井，该井只在沙一下钻遇油层1层2.6米，油层埋深2779.4米。自2007年8月29日下泵开抽投产以来，累产液2845方，累产原油2430吨，综合含水14.6%。
该井原油地面流动性很差，投产36小时后发生泵卡，无法正常生产。经过对该井原油进行取样分析，判断为特稠油。
在5年的生产周期内，因无法有效解决电加热杆故障率高、井筒降粘效果差等技术难题，日常采油管理难度大，该井先后经历过一次检泵，六次检修电加热杆，稠油井的开采成为我厂的技术难题。
2双空心杆技术原理
由于电加热杆耗能较高（理论功率4.8kW·h/100m，实测生产功率83.5kW·h/1600m）；故障率较高（免修期最短6天）；投入较大（一套电加热杆及地面配套设备价值30万元左右）。2010年11月23-26日上修检修电加热杆，改变该井配套电加热杆生产的工艺技术，由井筒配套双空心杆、地面连续掺入高温水实现稠油单井开采。
双空心杆及配套装置由双空心杆、燃气加热器、循环泵、储水罐、泄压阀、光杆四通、软管等组成。该装置采用同轴式双空心抽油杆内循环热传导加热方式，有一个内外相互密封的独立通道，利用地面燃气加热器把热载体（水）加热，再经循环泵加压后（2 MPa左右），以过缓冲和分离气体后，通过特制四通接头，注入双空心抽油杆的内空心通道，热载体在循环泵的高压驱动下，克服管壁磨擦，高速（约1.5 m/s）流至双空心杆的加热尾端，然后通过环空返至地面热交换器内再次加热。
3优化文184-60井管理措施
为准确制定文184-60井管理措施，通过取油样分析，确定该井掺水温度及降粘剂浓度。
3.1 掺水温度的优化
通过统计对以上两组实验数据进行分析：
1）在温度50℃条件下，文184－60井原油粘度显著降低，温度50℃以上，降粘效果逐步变差。
2）在加入降粘剂后文184－60井原油粘度大幅度降低，降粘率在90%以上。同时，特稠油的粘温性发生了很大变化，低温流动性增强。
3.2 掺水温度现场实践
通过对掺水温度、抽油机电流进行跟踪，电流曲线和温度曲线可以看出，该井开抽后抽油机上行电流基本保持在50-60 A之间，下行电流基本保持在20-30 A之间，温度保持在40-60℃之间。该井在目前温度下载荷没有增加的现象，室内试验的结果得到验证。
3.3 加热用气量现场测算
文184-60井执行每48小时开井8小时的工作制度，每次将供水温度提升至105℃以上后开抽（需加温6 h），开井24 h后停机。为准确核实单次开井用气量，2011年5月26日将两个高压储气罐放空后，到加气站加气20.8 m3（加气机显示数据，气瓶压力20 Mpa）。13：04在W184-60井现场两个高压储气罐通过减压阀向锅炉供气实施加热，同时采用人工浇水方式防止减压阀结霜出现冻堵，15：50两个高压储气罐压力落零，历时166分钟。由此折算该井双空心杆加热工作用气量为7.5 m3/h，远高于厂家提供理论用气量4.0 m3/h。
实际用气量远超过厂家提供理论用气量的原因分析：
1）该装置在其它油田使用中配套下井深度1000 m左右，而W184-60井双空心杆入井1400 m。
2）该装置在其它油田使用中采用油井伴生气加热。
3）该装置加热炉火嘴非节能火嘴，加热效率低。
3.4 供气方式的改进
由于文184-60井自产气量不能满足加热循环水的要求，需使用CNG气瓶组对循环水进行加热，每次开泵循环气瓶组需供气近6小时，频繁送气以及加热循环开井工作量大。针对这个问题，岗位工提出在套管阀门处安装气嘴，开井前将高压CNG气体充入油套环空中先行储气，再由套管供气至锅炉实施加热.
3.5 日常管理方式摸索
开井操作规程：
1）对燃气加热器各部位检查一遍，特别是储水罐是否满水位。
2）合上总电源，观察电源指示是否有电，温度仪是否有温度指示。
3）合上循环泵“1”和循环泵“2”，检查压力表指示是否有压力，压力应高于2.0 MPa，低于3.5 MPa（注：压力视双空心杆下井深度的不同而不同），进回水管线是否有泄漏现象。
4）点火：打开井口气管线阀门，开高频点火开关，使点火器处于放电状态，打开内火圈气控制阀门，观察内圈火是否点着.
5）在确认燃烧器燃烧后关闭高频点火开关。
6）先把双空心杆预热3-5小时，回水温度高于井内稠油流动温度后（57℃）开井(根据该井原油流动温度)。
4培养稠油长寿井文184-60取得的经验
文184-60井自投用双空心杆后，通过加强日常采油管理，摸索合理的管井方式，生产状况平稳，泵况正常。截至2012年8月28日免修期达到620天，累计产油2430吨，日均产油量基本稳定在1.2吨左右，摸索出一些稠油井开采的管理经验。
1）稠油井综合运用井筒热力降粘、化学降粘等技术，可以达到开采条件。
2）因油稠开井启动电流较大，不能使用低功率的节能电机。W184-60井使用55 kW电机。
2）使用双空心杆，在油井开井前提前送气开炉循环加热预热约4小时左右，待循环出口温度高于60℃后开井生产，开井生产时加降粘剂10 kg。
3）由于冬季气温低，稠油井从井口到储罐的出油管线易发生堵塞，因而可采用缠绕电加热带，并在开井前4小时提前开电加热带预热的方法，防止管线堵塞。
4）文184-60井是间歇拉油，拉油前使用锅炉车大罐内循环（底部有循环加热盘管）温油，保证该井原油拉卸正常。
参与文献
[1]石油与天然气工程.
[2]石油勘探与开发.
[3]国内外稠油开发现状及趋势.
关键词双空心杆技术；掺水降粘；化学降粘；免修期；稠油开采体系
中图分类号：TE3 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）11-0198-01
1油井概况
文184-60井是2007年部署于文184块最南部的一口探井，该井只在沙一下钻遇油层1层2.6米，油层埋深2779.4米。自2007年8月29日下泵开抽投产以来，累产液2845方，累产原油2430吨，综合含水14.6%。
该井原油地面流动性很差，投产36小时后发生泵卡，无法正常生产。经过对该井原油进行取样分析，判断为特稠油。
在5年的生产周期内，因无法有效解决电加热杆故障率高、井筒降粘效果差等技术难题，日常采油管理难度大，该井先后经历过一次检泵，六次检修电加热杆，稠油井的开采成为我厂的技术难题。
2双空心杆技术原理
由于电加热杆耗能较高（理论功率4.8kW·h/100m，实测生产功率83.5kW·h/1600m）；故障率较高（免修期最短6天）；投入较大（一套电加热杆及地面配套设备价值30万元左右）。2010年11月23-26日上修检修电加热杆，改变该井配套电加热杆生产的工艺技术，由井筒配套双空心杆、地面连续掺入高温水实现稠油单井开采。
双空心杆及配套装置由双空心杆、燃气加热器、循环泵、储水罐、泄压阀、光杆四通、软管等组成。该装置采用同轴式双空心抽油杆内循环热传导加热方式，有一个内外相互密封的独立通道，利用地面燃气加热器把热载体（水）加热，再经循环泵加压后（2 MPa左右），以过缓冲和分离气体后，通过特制四通接头，注入双空心抽油杆的内空心通道，热载体在循环泵的高压驱动下，克服管壁磨擦，高速（约1.5 m/s）流至双空心杆的加热尾端，然后通过环空返至地面热交换器内再次加热。
3优化文184-60井管理措施
为准确制定文184-60井管理措施，通过取油样分析，确定该井掺水温度及降粘剂浓度。
3.1 掺水温度的优化
通过统计对以上两组实验数据进行分析：
1）在温度50℃条件下，文184－60井原油粘度显著降低，温度50℃以上，降粘效果逐步变差。
2）在加入降粘剂后文184－60井原油粘度大幅度降低，降粘率在90%以上。同时，特稠油的粘温性发生了很大变化，低温流动性增强。
3.2 掺水温度现场实践
通过对掺水温度、抽油机电流进行跟踪，电流曲线和温度曲线可以看出，该井开抽后抽油机上行电流基本保持在50-60 A之间，下行电流基本保持在20-30 A之间，温度保持在40-60℃之间。该井在目前温度下载荷没有增加的现象，室内试验的结果得到验证。
3.3 加热用气量现场测算
文184-60井执行每48小时开井8小时的工作制度，每次将供水温度提升至105℃以上后开抽（需加温6 h），开井24 h后停机。为准确核实单次开井用气量，2011年5月26日将两个高压储气罐放空后，到加气站加气20.8 m3（加气机显示数据，气瓶压力20 Mpa）。13：04在W184-60井现场两个高压储气罐通过减压阀向锅炉供气实施加热，同时采用人工浇水方式防止减压阀结霜出现冻堵，15：50两个高压储气罐压力落零，历时166分钟。由此折算该井双空心杆加热工作用气量为7.5 m3/h，远高于厂家提供理论用气量4.0 m3/h。
实际用气量远超过厂家提供理论用气量的原因分析：
1）该装置在其它油田使用中配套下井深度1000 m左右，而W184-60井双空心杆入井1400 m。
2）该装置在其它油田使用中采用油井伴生气加热。
3）该装置加热炉火嘴非节能火嘴，加热效率低。
3.4 供气方式的改进
由于文184-60井自产气量不能满足加热循环水的要求，需使用CNG气瓶组对循环水进行加热，每次开泵循环气瓶组需供气近6小时，频繁送气以及加热循环开井工作量大。针对这个问题，岗位工提出在套管阀门处安装气嘴，开井前将高压CNG气体充入油套环空中先行储气，再由套管供气至锅炉实施加热.
3.5 日常管理方式摸索
开井操作规程：
1）对燃气加热器各部位检查一遍，特别是储水罐是否满水位。
2）合上总电源，观察电源指示是否有电，温度仪是否有温度指示。
3）合上循环泵“1”和循环泵“2”，检查压力表指示是否有压力，压力应高于2.0 MPa，低于3.5 MPa（注：压力视双空心杆下井深度的不同而不同），进回水管线是否有泄漏现象。
4）点火：打开井口气管线阀门，开高频点火开关，使点火器处于放电状态，打开内火圈气控制阀门，观察内圈火是否点着.
5）在确认燃烧器燃烧后关闭高频点火开关。
6）先把双空心杆预热3-5小时，回水温度高于井内稠油流动温度后（57℃）开井(根据该井原油流动温度)。
4培养稠油长寿井文184-60取得的经验
文184-60井自投用双空心杆后，通过加强日常采油管理，摸索合理的管井方式，生产状况平稳，泵况正常。截至2012年8月28日免修期达到620天，累计产油2430吨，日均产油量基本稳定在1.2吨左右，摸索出一些稠油井开采的管理经验。
1）稠油井综合运用井筒热力降粘、化学降粘等技术，可以达到开采条件。
2）因油稠开井启动电流较大，不能使用低功率的节能电机。W184-60井使用55 kW电机。
2）使用双空心杆，在油井开井前提前送气开炉循环加热预热约4小时左右，待循环出口温度高于60℃后开井生产，开井生产时加降粘剂10 kg。
3）由于冬季气温低，稠油井从井口到储罐的出油管线易发生堵塞，因而可采用缠绕电加热带，并在开井前4小时提前开电加热带预热的方法，防止管线堵塞。
4）文184-60井是间歇拉油，拉油前使用锅炉车大罐内循环（底部有循环加热盘管）温油，保证该井原油拉卸正常。
参与文献
[1]石油与天然气工程.
[2]石油勘探与开发.
[3]国内外稠油开发现状及趋势.