稠油具有粘度高、密度大和开采难度大等特点，开发过程中投入成本相对较高，要想提高稠油开发效益，就必须降低生产成本。江汉采油厂科技人员针对稠油油藏特点，围绕现场生产的实际完善稠油开采配套工艺技术，通过注采一体化、优化注气流程和综合降粘技术，使稠油开发走上了“低成本、高效益”之路。
三管齐下全面提升热效率
利用锅炉生产蒸汽后注汽焖井是稠油开采的主要手段。该厂技术人员通过对整个注汽流程的研究，抓住提高燃油锅炉的燃烧效率、减少热力传输过程中的热损失和提高焖井效果这三个关键环节，有针对性地开展技术攻关，通过优化注汽技术降低稠油开发成本。
该厂在潭口稠油区块现场使用的两台燃油锅炉，其燃料来源是荆门石化炼油后剩余的渣油，粘度高，杂质多。在燃烧过程中，合理调整风门的开度和油嘴口径对于提高燃烧效率具有重要的作用。该厂技术人员对渣油取样化验，根据分析其成分得出的结果，采用合理的风门开度、油嘴口径来控制进氧气量，通过反复试验，使渣油的燃烧效率提高了2.5个百分点，热效率提升了5%。同时，锅炉操作人员根据注汽量和注汽周期合理控制点火时间和加热周期，每台锅炉年可节约燃油费用1万多元。
由于原油生产的安全性要求较高，注汽锅炉必须远离井口，这样蒸汽必须经管线输送至井口。该厂技术人员在保证注汽量的同时，采用小口径管道以减少散热面积，同时，挑选出一种高分子复合保温材料包覆管线，使蒸汽传输过程中的热损失降低到1%以下。
焖井是热采的重要环节。技术人员根据油井的产液量、井深、生产周期、热受效范围，为每口稠油井量身定制了注汽方案，合理调整注汽量，采取注汽同时降低排量注入工艺、开展多轮次注汽热采等措施，摸索出合理的注汽吞吐周期，使蒸汽的利用率得到大幅度提高。
目前，该厂技术人员通过对注汽各个环节的优化，使热效率提高到95%。
注采一体化大幅降低作业成本
在稠油高温开采中,需要将油井的生产管柱起出后下入隔热管才能注汽，在注汽结束后再将隔热管起出下入生产管柱进行正常生产。其缺点是作业周期长、成本高、工艺复杂。
针对这一现状，该厂工艺所技术人员主动与基层队技术人员结合，借鉴国内外稠油开发的成功经验，开展注采一体化研究。技术人员下到稠油现场，采集第一手资料，研究稠油特性，精心设计工艺流程方案，摸索出了稠油注采一体化技术。
实施注采一体化后，减少了注气后转抽作业环节，简化了工艺流程，降低了作业费用，提高了采油时率。而且还有效避免了作业过程中的热损失及对油层的二次伤害。单井作业费用每年可节约40万元。
综合降粘技术减少稠油传输成本
稠油从开采到进入联合站要经过井筒抽汲、短距离管道输送、进罐和罐车拉运卸油四个步骤。潭口稠油区块所生产的原油，是一种特稠、超稠油。该厂技术人员介绍说：“由于稠油粘度大，导致开采、传输和处理过程成本投入大，必须要降低粘度，才能有效降低开发成本。”
该厂技术人员在加热降粘的基础上，应用化学药剂破乳降粘、电加热升温降粘、除蜡降粘等工艺措施进行综合降粘。该厂稠油项目组负责人说：“我们在现场对目前广泛使用的10余种化学药剂进行投加试验，从中挑选出最适合潭口稠油特性的药品，在现场应用后取得良好的效果。”同时，该厂技术人员“对症下药”，针对不同的油井对药品剂量、比例、加药周期进行不断调整，摸索总结出最佳加药方案，使化学破乳降粘的效果进一步增强。
稠油的另一个特点是含蜡高，在该厂技术人员的努力下，通过在现场对稠油采取加热、投加清蜡剂、热洗管线等措施，改变了蜡的物理、化学性质，显著降低了原油粘度。针对井筒温度由井下至井口逐渐降低、导致稠油粘度上升的情况，该厂在稠油井采用电加热空心抽油杆，通过电热元件的升温作用，使稠油保持一定的流动性。
（李霞）
