稠油生产管理
中国石油辽河油田公司钻采工艺研究院
2009年10月
目 次
1.注汽生产管理要求 .......................................................... 1 1.1注汽设备操作规程 ....................................................... 1 1.1.1.注汽锅炉操作规程 ................................................... 1 1.1.2.注汽水处理操作规程 ................................................. 3 1.2 地面工艺操作规程 ....................................................... 4 1.2.1 油井注汽前的准备 ................................................... 4 1.2.2 预热和冲洗地面注汽管线 ............................................. 4 1.2.3 注汽前的倒注 ....................................................... 4 1.2.4 注汽井资料录取 ..................................................... 5 1.3注汽管理工作要求 ....................................................... 5 1.3.1活动注汽管线连接 ................................................... 5 1.3.2注汽工作要求 ....................................................... 6 1.3.3 水处理工作要求 ..................................................... 6 1.3.4 注汽设备管理要求 ................................................... 6 1.4 蒸汽吞吐注汽井录取资料规定 ............................................. 8 1.5注汽用燃料油标准及考核规定 ............................................. 8 1.5.1基本标准 ........................................................... 8 1.5.2实际用油考核 ....................................................... 9 2. 稠油开发管理 ............................................................. 9 2.1采油生产管理 ........................................................... 9 2.1.1 排水期 ............................................................. 9 2.1.2 见油期 ............................................................ 10 2.1.3 产油期 ............................................................ 10 2.1.4 递减期 ............................................................ 10 2.1.5贯穿于周期全过程的管理内容 ........................................ 11 2.2稠油井管理相关管理制度 ................................................ 12
2.2.1采油井管理规范 .................................................... 12 2.2.2原油生产地面集输系统管理 .......................................... 13 2.2.3天然气系统管理 .................................................... 14 2.2.4掺稀油系统管理 .................................................... 14 2.2.5电加热管理 ........................................................ 14 2.2.6伴热循环系统管理 .................................................. 15 2.3蒸汽吞吐采油井录取资料规定 ............................................ 15
稠油生产管理
稠油油藏以其原油粘度高、流动阻力大等特点，在开发工艺及管理方面区别于稀油油藏。其开发方式包括：蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层等。其中，蒸汽吞吐以其开发成本低、效益高等特点，在稠油油藏的开发中仍为主要的开发方式。我国经过几十年的稠油开发，积累了丰富的管理经验，对提高稠油开发水平起到非常重要作用。稠油蒸汽吞吐开发管理主要包括注汽管理、采油生产管理、地面集输管理等内容。
1.注汽生产管理要求
注汽生产管理是稠油生产管理工作的首要内容，它直接关系到稠油油井蒸汽吞吐的开发效果，按内容分为：注汽设备管理、工艺操作规程、资料录取、注汽管网维护、注汽用燃料油管理等。
1.1注汽设备操作规程
1.1.1.注汽锅炉操作规程
1）启动前检查
（1）供电电压是否正常，动力盘各空气开关是否处于要求位置。
（2）仪表控制系统中各阀门及控制盘各操作开关是否处于要求位置，安全报警系统是否灵敏、安全可靠；
（3）给水系统中进、出口阀门是否处于开启位置，水处理运行是否正常、水质是否合格；柱塞泵及供水压力是否正常。
（4）润滑油液位是否正常，燃油压力、温度是否正常。 2）启动前准备
（1）合上总电源开关，启动点火。 （2）合上控制电源开关，启动空压机。
（3）按下启动按钮，检查联锁系统，然后合上联锁开关、再按启动按钮。
（4）柱塞泵启动后，观察蒸汽压力表显示。待鼓风机启动进行前吹扫时，检查各电器
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及泵运行是否正常。前吹扫时间不应少于5min。
（5）前吹扫结束后，点火程序器运转点着引燃火，引燃火点看主火焰后，观察炉膛火焰燃烧情况是否正常。
（6）将调火开关调至大火位置，逐渐调节水量旋钮和火量旋钮使蒸汽于度达到要求。 3）运行
（1）运行中每小时记录一次运行参数并及时调整，以保证安全运行。记录中至少应包括本标准附录A(补充件)的内容。
（2）每小时应分析一次蒸汽干度。 （3）每周分析一次烟气中C02和O2含量。
（4）值班人员对运行设备每小时巡回检查一次，随时掌握设备的运行状况。 （5）通过前后观火孔每小时观察一次火焰燃烧情况，并及时调整到最佳状态。 （6）每8小时至少排放一次空气压缩机储灌及分离器中的积水和污油。 （7）安全阀每年至少校验一次，压力表每半年至少标定一次。
（8）安全报警装置应随设备的大、中、小修进行试验和标定。运行期间应随时检查运行情况，发现异常应及时进行标定、维修。
4）停炉 （1）正常停炉
首先将火焰开关切换成小火位置，将联锁开关关闭，进行后收扫。后吹扫时间不应少于20min，并及时关闭燃料阀，不得急剧灭火。然后打开放空阀门，关闭蒸汽出口阀门。
（2）紧急停炉处理
停柱塞泵，立即打开放空阀门，然后关闭蒸汽出口阀门和燃料阀门。启动鼓风机进行炉膛吹扫，降低炉温。
（3）停电处理
因停电而停炉时，立即打开放空阀门，关闭蒸汽出口阀门，并利用水罐的水位压力进行炉膛降温。再利用备用的照明设备，注意监视压力和温度，同时立即查明停电原因。
（4）停水处理
因停水而停炉时，立即启动鼓风机、风冷降温、蹩压10min后，缓慢少开放空。
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（5）爆管处理
首先立即停柱塞泵，关闭蒸汽出口阀门、泵入口阀门和燃料阀门，然后启动鼓风机进行炉膛吹扫，降低炉温。同时打开辐射段和对流段排污阀，放掉炉膛积水。 1.1.2.注汽水处理操作规程
1）启动
水罐水位在1/2以上，按操作规程检查各部位设备开关是否处于正确位置。根据盘示那些组运行，打开一级罐放气阀，排完后关，再放二级罐放气阀，排完后关，压力升至10.4MPa以上。测试运行组一级罐、二级罐硬度，如果合适，可通知锅炉工启炉（若不合适，转入再生，另一组启动，方法同上，若另一组水质也不合格，则等再生完一组合格后给锅炉供水，然后另一组再生合格后等待）。
2）再生 （1）再生前检查
盐水浓度26%以上，液面正常，大罐水位在1/2以上。运行组压力正常0.4MPa以上，另一组手动打滴水。
（2）再生各步检查
①二级、一级反洗注意给定时间，反洗流量为4.5t/h～9.6t/h。一级、二级罐进出口压差小于0.2MPa，否则手动转正洗一分钟，再打自动反洗，同时检查排放水混浊程度，确定是否延长时间。反洗时注意是否有树脂流失。
②进盐检查。进盐压力小与0.15MPa，流量2.5～2.8t/h。 ③置换检查排放水含盐浓度1%以下，可转入正洗。
④一级正洗排水硬度小于10ppm，然后转入正洗，待排放硬度为零时结束。 3）运行期间检查事项
（1）运行组一级硬度，每小时测一次，同时化验二级硬度，如发现有硬度加密化验，一级硬度达5ppm时立即再生。
（2）气源压力正常，供水压力二级出口0.3MPa以上。
（3）水气流程无跑、冒、滴、漏，水泵、电机、控制盘等无异样。 （4）运行进出口压差小于0.3MPa，加药正常，过剩量5%～7%。
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4）停运
（1）锅炉停运后，再停水处理，若有再生组，待再生完后再停。 （2）软水器运行开关—停、各开关—停、空压机—停、药泵—停。 （3）关掉来水，冬季生产将各处水全部放净，以免冻坏设备。
1.2 地面工艺操作规程
1.2.1 油井注汽前的准备
1)油井注汽前，应对高压注汽流程（管线、闸门、固定支架、活动支架基墩及管线保温）进行严格检查，符合注汽要求。
2)按设计要求安装JKB—Ⅰ型井口热胀补偿器。注汽采油树安装前试压25.0MPa，30min压降为零。
3)在注汽井口安装JKB—Ⅰ型井口热胀补偿器的另一侧，接一直管线到泥浆池或污油池内，作为冲洗管线的排放管，在同侧套管接一管线到泥浆池，做套管排放管，两条排放管线要锚定，套管另一侧安装套压表。
4)做好注汽时测量套管伸长的标高记号。 5)注汽井口和井口补偿器按设计要求保温。 1.2.2 预热和冲洗地面注汽管线
1)倒冲洗流程，注汽井口的两个生产阀门都各打开1/2，总闸门和清蜡闸门全部关死。按注汽流程的要求倒好注汽管网中的其它闸门。经检查无误后通知注汽队送汽。
2)冲洗注汽管线的蒸汽排量控制在5 t/h～7t/h，温度200℃±20℃，压力控制在5.0MPa以下，冲洗量为冲洗管线容积的3倍。冲洗干净后，通知注汽队准备倒注。 1.2.3 注汽前的倒注
1)放空一侧套管闸门打开1/3，打开注汽井口的总闸门（如有两个总闸门的，应先打开下部一个），缓慢关闭排放管线一侧的油管生产阀门，注汽队高压锅炉工应严格控制蒸汽发生器出口压力，不超过5.0MPa。拆去油管排放管线并装上油压表。
2)油井开始注汽时要求干度为零，排量在工作压力允许范围内逐渐增大。注汽3h以后在工作压力允许范围内把蒸汽干度提高到65%～80%，注汽速度达到设计要求。如注入压力太高注汽速度达不到设计要求，可降低干度。
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3)发现井口漏气立即停注。待井口油套管放压为零后，方可整改井口，不允许带压操作。总闸门以下漏气应压井后再行整改。
4)发现注汽井套管大量冒蒸汽，证明井下隔热管柱有问题，必须立即停注。 5)发现注汽井技术套管和表层套管环形空间间歇喷发泥浆与蒸汽，证明该井固井质量有问题，必须立即停注。
6)油井停注时，先关油井注汽闸门。总闸门留一圈以利看关井后油压。 1.2.4 注汽井资料录取
1)每4h巡回检查一次注汽井口，记录油压、套压，套管伸长和井口漏失情况。 2)注汽井的流压、焖井压力、流温、焖井温度及井下蒸汽干度等资料均按注汽设计录取。
1.3注汽管理工作要求
1.3.1活动注汽管线连接
1)在施工前，工程队要对施工现场认真检查，并与采油站的站长或当班工人取得联系，确保无压施工，做好安全防护。
2)管线的连接走向要合理，不能影响其它施工单位施工。
3)进入井场的地面注汽管线要从抽油机后部连接，避免影响作业、采油队在井场施工。 4)地面管线的铺设连接50m处要加一个涨力弯，锅炉后管线放空要加地锚。 5)在施工中，人员要侧开管线纵向中心线，管线进路要有护管或山皮土垫路，保证车辆通过不碰压管线，要有“高温高压”牌。
6)管线与井口连接必须用弯头连接，杜绝管线悬空拉坠井口。
7)连接管线需转动井口时，井口只能动总阀门上卡瓦。转动后先把井口卡瓦紧固后再连接管线。
8）管线连接后一定要清除周围杂草、易燃品等，保温必须要求捆紧，不得浮盖，管线要避开土油池、配电间、分离器等。
9）连接完管线，工程队要与该站站长或当班工人进行现场安全交接，确认无安全隐患后，由站长签字，送交小队，工程队方可离开。
管线拆除必须及时归拢、回收、拆除的保温被必须及时清理干净。
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1.3.2注汽工作要求
1）锅炉刚启动，每20min化验一次干度，直到正常为止。
2）注汽启炉1h内必须达到注汽参数设计要求。 3）冬季停炉每8h烘炉一次，各部门必须放水。
1.3.3 水处理工作要求
1）每小时对水处理参数记录一次，水质化验一次，保证供水质量。
2）软水器一级罐硬度大于10ppm必须再生，二级罐出口必须保证0ppm。 3）水处理再生前做好盐水配备、盐水浓度、除氧器液面的准备工作。 4）及时检查液面、水泵、药泵的运行情况，出现异常及时整改控制汇报。
5）再生期间对反洗排水的混蚀程度、压差、进盐速度，正洗排水硬度进行检查，发现问题及时整改，确保再生效果。
1.3.4 注汽设备管理要求
1）设备的工艺流程按设计要求施工，走向合理，不得随意改动。
2）工艺施工保证质量，不渗不漏，焊口间距要大于管径两倍以上，选材用料合理，按标准施工。
3）设备工艺管线防腐、涂漆、保温合理，介质流动方向用箭头表示，管线丝扣及法兰连接不渗不漏，螺丝及垫子等附件齐全。
4）工艺流程各部门阀门灵活好用，附件齐全，无锈蚀。丝扣光洁涂油。
5）炉体保温良好，对接处密封良好，严禁过热变形或窜烟，炉体表面温度在80℃以下。
6）定期对炉管清炉，辐射段每季度至少一次，并对炉管及管卡彻底检查；对流段用吹灰器每口井至少一次，每季度开护板彻底吹灰至少一次；保证烟温：大炉＜290℃，小炉＜300℃，炉膛压力＜0.5Mpa。
7）设备运行参数合理，火焰燃烧正常。 8）水火跟踪偏差不大于表量程10%。 9）雾化压力控制在0.3-0.45Mpa。
10）柱塞泵润滑油压力控制在0.15-0.35Mpa。 11）蒸汽压力控制在17.0Mpa以下。
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12）引燃压力14Kpa左右。
13）对流段入口水温控制在116℃-138℃之间。 14）燃油压力控制在0.57-0.79Mpa之间。 15）运行排量控制在表量程的45%-75%之间。
16）管温与蒸温相比：当管温热电偶焊在炉膛内偏高不大于20℃，当热电偶焊在炉膛外部偏低小于25℃。
17）蒸汽雾化切换时，蒸汽干度必须在40%以上。
18）水处理罐内底部必须填充不同粒度的硅和砾石。树脂层深度：一级罐在1100±100mm，二级罐在900±100mm。
19）水处理运行硬度：一级罐不允许超过50ppm，二级罐必须为0ppm。
20）经常保持设备卫生，每班清扫一次，保证设备无油污灰尘，杜绝用水冲洗用易燃品擦设备。
21）各站天然气、蒸汽拌热管线走向要合理，要远离可燃易燃物，尤其是活动站拌热管线必须在炉子挡风墙以外，离地30cm架空，且要保温良好。
22）供油流程过滤器必须定期清理，保证供油畅通。 23）油罐液位控制合理，杜绝冒、跑油。
24）水罐液位控制合理，要有液位标志，流量计准确。
25）严禁固定管经及供油管线冻堵，保温层要光整，保温良好，蒸汽管线保温层厚度大于30mm，使用防火涂料，外加金属保护层。 1.3.5 注汽管网的管理要求
1)注汽阀门发现漏气，不准带压整改。停汽泄压后方可整改。
2)发现正注汽的管网破损漏气，立即通知注汽队停炉排放并关闭井口的总阀门。 3)高压注汽管网，由注汽单位统一管理，其它任何单位和个人不许开关流程上的闸门，高压蒸汽除注汽外，原则上不做它用，如有特殊情况需用高压蒸汽时，必须经主管部门批准并有安全措施，由注汽单位倒流程供汽。
4)注汽阀门每注两口井后给阀门进行一次例保、检查、紧固、更换盘根，加注高温润滑油，保证闸门开关自如，密封性好。
5)对注汽管网的固定支架，活动支架，支架基墩，过沟过路穿越，每月进行一次检查，发现问题及时处理。
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6)注汽管网保温层破损应及时修补。
1.4 蒸汽吞吐注汽井录取资料规定
表1-1 蒸汽吞吐注汽井录取资料规定
序号 1 2 3 4 5 项目名称 井口油压 井口套压 井口温度 套管伸长 日注汽量 每8h记录一次 每8h记录一次 每8h记录一次 每8h记录一次 取资料规定 单位 MPa MPa ℃ cm t 取值要求 保留小数点后一位 保留小数点后一位 取整数 保留小数点后一位 保留小数点后一位 取整数 保留小数点后一位 每小时记录一次(锅炉岗取)每日汇总一次(锅炉岗取) (目前用锅炉出口干度代替锅炉岗取)每小时化验6 井口干度 记录一次 每日干度用每小时干度平均值，周期干度用累计干汽与总注量之比，不用每天平均干度值 以注汽井为准。8：00～20：00结算一次。多炉% % 取整数 7 注汽时间 倒注时以注汽井是否停注为准扣时间 每周期注汽时间 新井、措施井(压裂、酸化、堵水、换层)定点测压井，注汽稳定后测流压一次 新井注汽措施井、定点测压井，注汽稳定后测流温、干度任选一项与流压同时测试 非定点测压井，注汽稳定后取井底干度一次 新井、措施井、定点测压井焖井的最后一天测井D，h，min 精确到分钟 精确到小时，并换算成十进制，保留小数点后一位 保留小数点后一位 d 8 注汽井底流压 MPa 9 流温（或井底干度） ℃(%) % 温度取整数，干度取整数 干度取整数 10 焖井压力 底压力一次。每个开发单元选1～2口井测“焖井压力恢复曲线”一次 MPa 保留小数点后二位 1.5注汽用燃料油标准及考核规定
1.5.1基本标准
1）合格乳化混配油质量标准
热值≥40128kJ/kg，80℃时，粘度≤250Pa·s，含水≤4%，稀油控制在20%左右，
在乳化油的基础上另加添加剂3%，不含杂质，无毒和腐蚀性，乳化均匀不破乳。雾化充分，
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燃烧稳定，由注汽单位和燃料油主管部门共同认可，并满足注汽锅炉的使用要求。
2）合格乳化油质量标准
热值≥38456kJ/kg，80℃时，粘度≤500Pa·s，含水≤5%，加助燃剂10%以上，不含杂质，无毒和腐蚀性，乳化均匀不破乳。雾化充分，燃烧稳定，由注汽单位和燃料油主管部门共同认可，并满足注汽锅炉的使用要求。 1.5.2实际用油考核
如测热值，按双方认定的热值，热值每下降1%扣油量1.3%；如没测热值，按双方认定的含水，含水每超标1%，扣油量1.8%。数量以过泵检斤。供需双方监督的油量为准。
当燃料油加工厂所送燃料油因含水高、杂质多、乳化不均匀、雾化不充分，燃烧不稳定、送油不及时所造成的注汽损失，经供需双方确定（有异议时由主管部门和生产部仲裁），其损失由乳化厂承担。
2. 稠油开发管理 2.1采油生产管理
采油生产阶段分为放喷生产阶段和机械举升阶段。
新开发区块或新动用油层，由于原始地层压力较高，注蒸汽后的采油初期多存在一定的自喷期。随着吞吐轮次的增加，地层压力下降，自喷期逐渐缩短直至消失，其后，油井焖井结束将直接转入机械举升阶段。
放喷阶段的管理重点为控制适当的放喷速度，以保持井底压力略高于饱和蒸汽压，防止闪蒸现象造成的大量热损失，同时，避免高速排液造成油层大量出砂。
机械举升阶段：目前，有杆泵采油仍占主导地位，多以抽油机、抽油杆和管式泵（杆式泵）构成的举升工艺为主。
一个吞吐周期内按产出液含水及地层供液能力大致可分为排水期、见油期、产油期和递减期四个阶段。不同阶段油井生产特点存在差异，相应地对油井管理的侧重点有所不同。 2.1.1排水期
该阶段具有产出液温度高、产液量高、含水高的特点。
该阶段的管理重点为：
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控制油井出油温度，一般要求为110℃以下，避免热能的浪费。在油井维护方面重点是看护抽油机盘根，避免油田污染，甚至井喷事故的发生。
产液量控制，主要目的是防止地层出砂，根据区块或油井地质条件的差异，产液量控制界限为40t/d——60t/d不等。对于抽喷井，必要时可采取间歇启抽的方式生产。 2.1.2见油期
该阶段为周期的不稳定生产阶段，与排水期相比多表现为抽喷能力减弱，油井含水波动范围较大，但产能仍较充足，油井出油温度仍较高。
该阶段的管理重点为：
密切关注油井的含水变化，同时使油井保持较高的日产液水平。
观察和监测油井出油温度、出砂情况及动液面变化，保证油井工作稳定，避免卡井等故障发生。
2.1.3产油期
该阶段为周期的主要产油阶段，其主要特征为：油井含水相对稳定，产液温度及地层供液能力随生产时间的增长而逐步下降。
该阶段的管理重点为：
1）以油井产液温度、抽油机运行电流为主要评价指标，结合含水变化，适机投入辅助井筒举升工艺措施（包括电加热、掺稀油、掺活性水等），并做到动态调整，保证油井生产运行稳定。
2）根据油井供液能力的变化，调整抽油机工作制度（主要为冲次调整），努力使油井排液能力与地层的供液能力相匹配。
2.1.4 递减期
该阶段为周期末期，具有产液量低、动液面低、产出液温度低的特点。
该阶段的管理重点为：
1）加强辅助井筒举升工艺措施（包括电加热、掺稀油、掺活性水等）的动态调整和控制，保证油井生产运行稳定。
2）调整抽油机工作制度（主要为冲次调整），努力实现油井供排关系协调。 3）加强巡回检查，防止油井间出或不出液造成的油井异常故障。 4）当油井达到废弃产量或不出时及时安排注汽，转入下一轮生产。
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2.1.5贯穿于周期全过程的管理内容
1）汽窜的预防与控制
蒸汽吞吐开发方式下，油井经过多轮注汽、生产，临井间形成汽窜通道，造成井间的相互干扰和影响。一方面，汽窜造成热能损失，影响周期吞吐效果；更为严重的是，如期窜发现不及时，容易造成被窜井发生井喷事故。
预防油井汽窜主要有以下途径：
（1）建立健全区块油井汽窜关系图，做好动态跟踪工作，增强油井汽窜的预见性。 （2）在注汽运行安排方面，尽可能实施汽窜井间井组注汽的同注、同排。该注汽方式要求注汽锅炉及注汽管网资源相对较大。
（3）在不能满足汽窜井间同时注汽的情况下，实施被窜井提前关井，削弱汽窜影响。 （4）油井修井作业期间，做好井喷预防工作，防止因汽窜造成井喷事故。 （5）在适当的时机转换为蒸汽驱或其它开发方式，有效利用油井间的气窜关系。 2）抽油机工作制度调整
稠油井蒸汽吞吐开采方式下，具有供液能力和产量周期性变化的规律。为使油井供液能力与井筒举升能力相匹配，要求对抽油机的工作制度进行动态调整，现场多通过调冲次的方式实现。其一般规律为：
转抽初期，油井供液能力强，高冲次运行，以求得较高日产液量，充分利用热能，多拿产量；其后，随着油井供液能力的下降，逐步调低冲次，使供排关系平衡，提高泵效。特殊地，当油井在生产过程中发生汽窜，造成供液能力提高时，应及时调高冲次。
3）控制套压
油井在生产过程中伴生的溶解气、注汽过程中为保护套管注入的氮气及措施注入或产生的其它气体，在油套管环形空间内聚集，产生套压。在油井生产过程中如控制和排放不及时，将压低动液面，造成油井沉没度降低，深井泵工作时受气体影响而泵效下降，产量降低，严重时造成气锁，使油井不出油。
因此，油井在整个周期生产过程中，必须坚持控制套压。一般要求套压低于0.5Mpa，周期末期供液不足阶段，要求油井保持零套压生产。
4）油井维护
当油井在生产运行中出现产量异常下降、抽油机运行电流异常波动或油井托抽、卡井等情况时，需及时判明原因，并采取相应措施进行处理。
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表2-1 油井管理常见问题及措施管理方法
序号 现象 原因分析 判别手段 措施对策 碰泵、洗井 洗井、检泵冲砂 控制套压 检泵 碰泵、洗井、检泵 洗井、检泵冲砂 控制套压 检泵 对扣、检泵 碰泵、洗井、调低冲次 洗井、调低冲次加大掺油量（加药量）提高加热电流 1、泵漏失（泵凡尔处砂、稠） 憋泵、示功图、动液面 1 2、泵入口堵塞（砂锚堵、砂埋示功图、动液面 产液量下降 油层） 3、气体影响 4、油管漏 示功图 示功图、动液面 2 不出 1、泵严重漏失（泵凡尔处砂、憋泵、示功图、动液面 稠） 2、泵入口堵塞（砂锚堵、砂埋示功图、动液面 油层） 3、气体影响 4、油管漏 5、抽油杆断、脱 1、出砂影响 示功图 示功图、动液面 示功图、电流变化 示功图 示功图 3 电流异常增大 2、油稠影响 5）抽油机调平衡
电流平衡比是抽油机运行状况的重要衡量指标之一，抽油机运行电流平衡比的提高，有利于提高电机功率因数、降低无功损耗、节省抽油机运行耗电。
稠油井周期性生产的特点，造成了抽油机平衡状况的周期性变化，同时，冲次的调整，改变了抽油机运行过程中的惯性负荷，也使得抽油机的平衡状况发生变化。因此，调平衡工作是稠油井管理的重要内容之一。
2.2稠油井管理相关管理制度
受开发单元（采油厂、公司或作业区）油藏条件、原油物性及开发环境的影响，油井管理方式存在一定的差异。如：生产、集输温度要求的差异；井筒辅助举升工艺、集输方式（掺稀油、电加热、掺活性水）的差异等。相应地，油井管理制度和要求有所不同。 2.2.1采油井管理规范
1）油井每两小时巡检一次，检查油井的生产状况，录取井口回压、套压、出油温度，检查抽油机、加热炉等设备的运行状态，测取抽油机电流，运行参数出现异常波动，须查明原因并向上级部门汇报。
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2）采油井井口回压表、套压表、温度计必须齐全、灵敏，并每月校对一次。 3）岗位工人要加强对设备的维修保养，确保设备性能良好。
4）岗位工人要认真做好调冲程、冲次工作，根据油井的生产状况，做好调掺、碰泵、洗井等工作，并在报表备注清楚注明时间及相关数据。
5）要认真做好生产油井的计量工作，按照A、B、C分类管理的要求：A类井每班计量一次，产量波动上下超过10%加密计量；B类井，每天计量一次，产量波动上下超过15%加密计量；C类井，每两天计量一次，产量波动上下超过30%加密计量；对各类措施井投产一月内按A类井计量要求执行。具体的A、B、C标准由开发管理单元（采油厂、公司或地质区块）根据管辖区域油井的规律性特点分别制定。
（1） 生产油井含水每三天取样化验一次，波动大的井要加密取样；每月取样做水分析一
次；每半年做一次采油井原油分析、含砂分析，压裂、吞吐、酸化等措施井要加密取样分析；每年选择有代表性的油井做一次天然气性质分析，所有化验分析的取样必须在井口取样。
（2） 采油井的功图、液面每月测一次（停抽井测液面），措施、作业井开抽平稳后测试一
次，测试资料或产液量变化的井要加密测试，测试结果要及时输入计算机系统。
2.2.2原油生产地面集输系统管理
1）原油正常生产时，要注意油井井口和干线的压力、温度变化情况，在冬季则更应特别注意，如有异常，应及时查明原因。
2）对长期停产井要将地面管线吹扫干净。
3）冬季油井在作业期间地面混油管线防冻堵措施到位，巡检及时。以掺液（稀油、热污水）方式保管线的，依掺液温度、管线长度、环境温度的不同确定合适的掺入量，通过检测掺液进站温度判定管线保温状态。以热介质（导热油或热水）循环伴热保温，通过检测回流温度判定管线保温状态，有条件的以水驱替管线内的原油，防止原油低温凝堵。
4）油井产能过低时，管线防冻堵参照短期停产管线的管线防冻堵措施执行。 5）加强冬季电加热工艺的检查，检查控制仪表显示的电流、电压、功率以及出油温度、
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油井回压、抽油机电流等，防止因温度低而造成打架及卡泵事故。
6）对以电加热带保温的管线要强化检查。防止因电热带故障引起冻堵管线。 7）用电加热棒加热的高架罐要作到罐空断电，防止因罐空后，电加热棒裸露引起着火。 2.2.3天然气系统管理
1）冬季要定期对集、输气管线上的天然气分气包和分离器进行放空，放掉管线内的水和轻质油，以免气管线冻堵；夏季要经常排放分气包积水，防止因天然气内含水过高而造成加热炉熄灭。
2）放空时以没有雾状物喷出为止，并注意风向和火源位置，防止因放空造成污染或引起火灾。
3）非终端的天然气控制阀开启要达到最大程度，以防冬季开启程度过小使闸板发生冰冻而阻塞天然气流通。
4）冬季地面气管网加入甲醇以防冬冻。 2.2.4掺稀油系统管理
1）油井掺油一定要保持均衡平稳，不能忽高忽低，以防止油井打架和管线冻堵。 2）根据单井的生产特点制定出单井合理的掺油量，井口掺油温度要80-90℃。 3）对稀油管线每月扫线一次，扫线液量为1 m3，流量是2 m3/h，温度要在80℃以上。 4）抽油机因故停抽时（暴风雪造成的停电、断杆、断绳辨子等），应加大油井掺油量，泵下一次性掺油2 m3，保证抽油机能顺利启抽；在冬季停抽时间超过2h，改稀油地面回流；水套炉应关小炉火，确保水温在50℃左右，水位保证处于上下考克1/3至2/3之间。
5）对注汽转抽后，因原油乳化造成负荷重要及时对油井加大掺油量或挤入破乳剂进行处理。
2.2.5电加热管理
在起下电缆的全过程中，要有人在场监督，检查是否有破皮等质量问题存在，有质量问题要及时向调度汇报。在作业队下空心杆过程中，值班人也要在场监督，作业队安装更换空心杆密封圈要严格执行更换操作规程，其中包括在密封圈上涂黄油。
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1）在检杆过程中，平台值班人必须在场监督，明确事故原因（如是因杆漏或杆断造成的短路提断、还是因无空心杆质量事故情况下，电缆短路、粘连、烧焦、提断等），并及时向调度汇报。
2）地面部分电缆要摆放规则整齐，不许乱摆乱放；不许用铁丝等导体捆缚电缆。 3）要熟练掌握中频柜的操作，要会正常启停中频柜，会进行参数设定，会进行简单的故障分析。
4）加密巡视下泵转抽井的生产情况，应加强取样工作，确定好出油时间及油温变化，确定下电缆或通电的最佳时间，上报相关工作组。
5）起下电缆、电加热运行情况等要有记录，要按时记录电加热运行参数。
6）对由于汽窜造成油温大幅升高的生产井，值班人要及时向调度和相关工作组汇报，并根据情况关停电加热。
7）生产中发现电加热存在问题要及时与电加热负责人联系。电加热出现故障要立即向调度汇报，以便及时联系电加热厂家到场修复。 2.2.6伴热循环系统管理
热介质（导热油、热水）循环伴热管理要点是调节和控制并联循环管路间的循环量，保证每条管线均畅通循环。
1）保证管线保温性能良好。
2）保证循环介质温度，一般要求循环介质出口温度85℃以上，回流介质温度高于被保温（加热）介质（原油）温度。 3）检查并及时补充循环介质。
4）检查并及时排放循环伴热管线内的气体。
5）根据被保温（加热）介质的自身温度和流量变化，及时调节并联管路间的循环量。
2.3蒸汽吞吐采油井录取资料规定
表2-2 蒸汽吞吐采油井录取资料规定
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序号 项目名称 规定 单位 取值要求 精确到分 取整数 精确到小数点后一位 精确到小数点后一位 精确到小数点后二位 取整数 取整数 精确到小数点后二位 备注 1 生产时间 2 油嘴 3 冲程 4 冲次 5 下泵深度 6 泵径 7 油压 8 套压 9 回压 10 井口温度 11 日产液量 每日6：00~次日6：00结算停产扣时间 h,min 每天记录，改变时注明 每天记录，改变时注明 每天记录，改变时注明 每天记录，改变时注明 每天记录，改变时注明 每班记录一次 每班记录一次 每班记录一次 每班记录一次 mm m min-1 m mm MPa MPa MPa ℃ 日产油大于20吨，每天一次，每次3遍，t 日产油小于20吨，每2天一次每次3遍。 周期初吐水期每天取样分析一次，含水12 含水 1-90%，每天取样分析一次，含水小于1%，% 大于90%。每5天分析一次。 新井投产，改变工作制度，连续3天每天一次分析含砂，不出砂，每月一次。 精确到小数点后一位 13 含砂 % 精确到小数点后二位 14 抽油机电流 每班记录一次。 15 泵效 16 示功图 17 动液面 每日计算填报。 每月一次。 每月一次，记录测时套压。 1、正常生产井每周期第一个月做半分析一次。 18 油分析 A % m 取整数 取整数 取整数 取上下行峰值电流 2、定点分析井，每一个月全分析一次，mm,s 以后每季度分析一次。 3、掺稀油井每季度分析一次。 吞吐井含水回升到能脱出水，连续2次全分析，确定水质后，不再分析。每单元选3口定点井确定地层水后，每季一次水全分析。 取整数 19 水质分析 1 20 气分析 高压物性 取样 定点分析井每周期分析一次。 能自喷时，含水下降在10%以下，每单元取1-2口高压物性样。 每单元取1-2口“焖井压力恢复”（代温度 21 22 压力恢复 曲线 恢复）在自喷井时，每单元取1-2口井压 力恢复曲线。 16
稀油、活性水、热污水23 掺入量 24 掺油含水 25 进站温度 每班记录、每日累计。 每天化验一次。 每班记录一次。 m3 % ℃ ℃ ℃ 精确到小数点后一位 精确到小数点后一位 取整数 取整数 取整数 等，分为泵上、泵下及地面等方式。 26 加热炉出口 温度每班记录一次。 27 套管入口 温度 每班一次。
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仅供个人用于学习、研究；不得用于商业用途。
For personal use only in study and research; not for commercial use.
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