爱华网辽河油田当前的稠油生产占总产量的比重较大。原油中的轻质成份含量极低，胶质、沥青质含量较高，表现为高粘重质稠油。油稠、油干、井深、油藏产能低等这些特点都给原油开采和生产管理方面带来较大的困难。深层稠油在油藏条件下具有一定的流动能力，但在井筒中流动困难，造成油井产量降低，油井回压升高，油井负荷增加，原油进站困难，设备维修费用和工人的劳动强度也大大增加。在这种情况下，降低稠油粘度、改善稠油流动性是解决问题的关键。目前掺稀油降粘工艺是采油作业区确保正常生产的主要措施，甚至有些油井对稀油已经产生了一种依赖性，采油作业区在室内实验、现场试点的基础上不断的摸索和改善掺油工艺，确保油井正常生产的同时能有效控制稀油用量，目前采油作业区掺稀降粘工艺有油套环空掺稀油和空心抽油杆掺稀油两种。 1、掺稀降粘采油原理分析 国内外研究表明，稠油是一种由可溶沥青粒组成的胶体，沥青粒子相互缠结在由软沥青组成溶剂中。因此,稠油的高粘度主要是由于可溶沥青粒子相互缠结引起的。掺稀油作用在于减少了沥青的质量分数,增加稠油在稀油中的溶解量,减少了可溶沥青粒子相互缠结的程度,从而达到降低稠油粘度的目的。通过向井内注入粘度较小的稀油，使稀油与井内的稠油相混合，降低稠油粘度及流动阻力，增强其流动性，降低稠油液柱压力，增大井底生产压差，改善机抽系统杆柱受力状况，提高抽油开采效果。 2、掺稀降粘适用性研究 目前常见的降粘方法有加热法、稠油改质法和掺稀油降粘法等。加热降粘能耗高，经济损失大，而且管线温度降低至环境温度时，容易堵管线。稠油改质降粘需要的地层反应条件苛刻，适用范围窄。掺稀油能降低稠油粘度和密度，增大油水相对密度差，有利于脱水。并且操作简单，条件温和，尤其适合对沥青质、胶质含量高的高粘稠油进行降粘。目前掺稀降粘工艺是采油作业区确保正常生产的主要措施，同时合作区也在不断的探索和改进掺油工艺，例如稀油冷掺、间掺，掺油过程中配合加药、加活性水等工艺措施，都取得了一定的指导意义，有些已经成为油井正常生产的主力措施。 3、现场应用情况分析 动态掺油控制。掺入的稀油与井底稠油混合后会有产生一个掺油界面，该界面随掺入稀油量的增大而加深。理论上掺油比例越大降粘效果越好，可实际中考虑到稀油资源和成本的问题，应该合理的控制掺油比，以达到最佳的掺油效果同时收获最大的产出。实际生产中，采油作业区现场根据对单井的取样、功图及电流变化等情况的分析，及时、合理的调整掺油量直至油井掺油达到极限值，同时配合加药（降粘剂、破乳剂），在不耽误井正常的生产条件下合理的控制了稀油的使用量又延长了洗井、检泵周期，达到了节能降耗、降低生产成本的目的。 经过多次现场实验，发现一个问题：掺油界面的位置对掺油效果具有一定的影响作用。稀油在井底与稠油混合均匀程度比较差，基本上是在静态工况下与稠油混合，仅仅是依靠泵的抽吸作用来混合，混合程度不高。掺油比太小，掺油界面上升，若太高于泵吸入口，入泵的是稀释不好、甚至没有被稀释的稠油；掺油比太大，掺油界面下压，若太低于泵的吸入口，入泵的主要是掺入的稀油，造成带不出或者带出稠油程度不高。这两种情况都会降低掺油效果，所以，合理的掺油界面应该保持在泵的吸入口附近，在这里稀油与稠油混合经泵的抽吸作用进行搅拌后入泵，掺稀降粘的效果比较理想。
掺油温度控制。稠油对温度是相当敏感的，稀油掺入在井筒内建立起正常循环后，稀油温度对井筒流动性有一定的影响，理论上掺油温度越高，降粘效果越好，而实际掺稀油降粘主要还是依靠稀油中的轻质成分对稠油产生的稀释降粘作用。稀油温度过高，超过85℃时稀油中的轻质成分就会产生挥发，此时套管气大容易将气化后的轻质油滴带走，易结腊，这样反而影响降粘效果。而且流量小的时候稀油的携热效果很差，基本是没有，根本达不到给井下稠油加热的效果。通过对现场抽样调查发现采油作业区的稠油掺油井，单井平均日掺油1.6方，2℃的环境温度下在管线内流动20m后稀油平均入井温度是23℃，如果管线再长一点，那么稀油温度就会降到与环境相同的温度。所以我们要走出掺油温度越高效果越好的这个误区，合理的控制稀油的温度，只要混油进站回压正常，尽量调低炉火，稀油温度应控制在60℃左右。 4、新工艺新技术应用 某采油作业区引进了空心杆掺稀油举升工艺，目前对两口井进行试点，从日掺油和日产油对比可以看出在改空心杆掺油之前，该井每月的平均日掺油量在不断的增加，而平均日产油量在降低，泵效不够稳定，平均泵效35.11%。更改空心杆泵上掺油后，平均日掺油量在下调的同时日产油量在不断的上升，泵效较之前稳定并有所提高，平均泵效44.32%。 空心杆泵上掺油主要是降低入稠油泵后的粘度，没有解决原油进泵阻力大的问题，因此在泵的吸入口处原油应该具有较好的流动性，设计过程中应采用小泵并且在保证油井不出沙的前提下应尽可能增加下泵深度，适用于泵吸入口处液体流动性好的井。空心杆泵下掺油能改善泵吸入口处原油的流动性，能解决流体过泵由于油稠反尔关闭迟缓的问题，但由于空心杆内掺油空间较小，同样的掺油量条件下比套管掺油的压力高，影响生产压差，所以适用于产量较小的井。 5、结论与展望 掺油界面的位置对掺油效果具有一定的影响作用，合理的掺油界面应该控制在泵的吸入口附近，根据对各井井口取样、功图和电流等情况的分析，实施及时、有效的动态掺油控制直至油井掺油达到极限。 掺稀油降粘主要是依靠稀油中的轻质成分对稠油产生的稀释降粘作用。我们要走出掺油温度越高效果越好的这个误区，只要混油进站回压正常，应尽量调低炉火，稀油温度应控制在60℃左右。 因油稠、气大而掺油困难的井应实施间掺。将连续均匀掺油改为关闭套管大排量一次性强掺，从而提高稀油利用率和掺油效果。 在不影响正常生产的条件下，低产无效常开井应改间开井，间开无效井应改捞油井。 6、开发工作的建议 稠油处理过程中容易发生沥青质沉积，目前人们对沥青质分子及其沉积的机理尚未研究清楚。根据沥青质特殊的胶体结构建议可以考虑在掺稀油的同时加入适量的甲苯、汽油等，芳香烃可以促使沥青质胶核胶溶成稳定的胶团，汽油可使此胶团溶解其中，这会提高掺油降粘效果。 目前采油作业区主要还是依靠掺稀油进行降粘，该方法虽然有一定的适用性，但油井易对其产生依赖性，同时也存在一定的局限性，比如稀油资源的限制，稀油含水、含蜡量的控制等问题。由于油藏地质情况复杂，所以应根据具体油藏条件，开发相应的降粘技术适应实际生产需要，发展复合降粘技术是未来稠油降粘的方向。 降粘效果与掺入稀油性质有关，现在使用的稀油密度在 0.87左右，含蜡量联合站没有做过具体测验。掺入过程中，随着温度的降低，掺入的稀油在套管内壁、油管外壁环行空间内结蜡，至使管线缩径，阻碍了稀油应有的流动速度。甚至在反尔周围会有蜡析出，造成阀开启、关闭滞后或不严，影响泵效，同时增大洗井工作量并影响到掺稀降粘的效果。对于这方面我们应该考虑让联合站对稀油进行适当的清蜡处理后再分配到各站。
