一种稠油井井筒降粘测试装置及方法与流程

本发明属于石油开发技术领域，具体地，涉及一种稠油井井筒降粘测试装置及方法，用于稠油井井筒降粘剂的工艺优化。

背景技术：

稠油是天然石油的重要组成部分，它不仅是动力燃料，而且是化工行业、建筑行业的重要原料。世界稠油和沥青资源极为丰富，地质储量约为61800亿桶。稠油的流动性差，粘度大，开采的关键问题是降粘、改善其流动性。井筒降粘技术是指通过热力、化学、稀释等措施使得井筒中的流体保持低粘度，从而达到改善井筒流体的流动条件，缓解抽油设备的不适应性，提高稠油及高凝油的开发效果等目的的采油工艺技术。

常见的井筒降粘方法有：化学降粘技术、应用抽稠泵、井筒热力降粘技术等。其中，化学降粘技术是利用某些特殊性质的化学剂，使稠油形成以水作为连续相的水包油乳状液，从而降低乳状液的粘度，减少稠油与油井井筒的摩擦，以达到高效开采稠油的目的。由于其具有成本低、操作简单、维护方便和降粘效果好的特点因此受到越来越广泛的重视。

通常，化学降粘技术是通过周期性或连续性方式从稠油井套管投加降粘剂改善稠油井井筒流体流动性，达到提高稠油井产量的目的。目前稠油降粘剂现场投加工艺(降粘剂的投加量和投加周期)主要根据科研人员的工作经验确定，由于该方法缺乏理论依据，因此，准确性和可靠性不强。

技术实现要素：

本发明针对现有技术的不足而提供一种稠油井井筒降粘测试装置及方法，该发明具有结构简单、模拟程度和自动化程度高的特点，用于分析和测试化学降粘剂在模拟油藏温度、压力和矿化度条件下稠油井筒内稠油的降粘情况，用以指导稠油井井筒降粘剂的筛选与优化以及其现场投加工艺参数的优化提供理论依据。

本发明提供一种稠油井井筒降粘测试装置，包括模拟井筒单元、油与水注入单元、降粘剂投加单元、油藏压力模拟单元、产出液处理及回收单元、粘度在线测试单元和控制单元；油与水注入单元和油藏压力模拟单元通过高压管线与模拟井筒单元的底部相连接，降粘剂投加单元与模拟井筒单元侧壁的底部通过高压管线相连接，产出液处理及回收单元通过高压管线与模拟井筒单元的顶部相连接，粘度在线测试单元连接在模拟井筒单元的侧壁。

所述的模拟井筒单元由井筒管柱，井筒管柱底座，压差传感器，第1视窗、第2视窗、第3视窗、第4视窗、…、第n视窗，井筒第1温度加热器、井筒第2温度加热器、井筒第3温度加热器、井筒第4温度加热器、…、井筒第n温度加热器，其中，井筒管柱为上下两端密闭的圆形管柱，下端为油水进液口和降粘剂投加口，上端为出液口，并直立放置于井筒管柱底座正上方；压差传感器的一端连接井筒管柱侧壁的顶部，另一端连接于井筒管柱侧壁的底部，测定井筒管柱的压差；第1视窗、第2视窗、第3视窗、第4视窗、…、第n视窗自下至上依次等距离安装在井筒管柱的侧壁上，将井筒管柱分为n段；井筒第1温度加热器、井筒第2温度加热器、井筒第3温度加热器、井筒第4温度加热器、…、井筒第n温度加热器自下至上依次等距离安装在井筒管柱的外壁上，将井筒管柱分为n段。

所述的油与水注入单元由盛油中间容器，盛地层水中间容器，搅拌和混合一体装置，第1注入泵，第2注入泵，盛油中间容器温度加热器，盛地层水中间容器温度加热器，注油管线加热器，注地层水管线加热器，油水混合物管线加热器，第1注入泵电磁阀，第2注入泵电磁阀，盛油中间容器电磁阀，盛地层水中间容器电磁阀，油水混合物电磁阀组成；第1注入泵电磁阀的一端通过高压管线连接第1注入泵，另一端连接于盛油中间容器的底部，盛油中间容器电磁阀一端通过高压管线连接于盛油中间容器的顶部，另一端连接于搅拌和混合一体装置，盛油中间容器温度加热器安装在盛油中间容器的外壁上，注油管线加热器安装在注油管线的外壁上；第2注入泵电磁阀的一端通过高压管线连接第2注入泵，另一端连接于盛地层水中间容器的底部，盛地层水中间容器电磁阀一端通过高压管线连接于盛地层水中间容器的顶部，另一端连接于搅拌和混合一体装置，盛地层水中间容器温度加热器安装在盛地层水中间容器的外壁上，注地层水管线加热器安装在注地层水管线的外壁上；油水混合物管线上依次连接有搅拌和混合一体装置、油水混合物管线加热器、油水混合物电磁阀、油藏压力模拟单元以及模拟井筒单元。

所述的搅拌和混合一体装置由搅拌电机、混合装置和搅拌装置组成，搅拌电机位于混合装置的顶部，并与搅拌装置相连接，搅拌装置位于混合装置的内部。

所述的降粘剂投加单元由第3注入泵、第3注入泵电磁阀、盛降粘剂中间容器、盛降粘剂中间容器温度加热器、注降粘剂管线加热器和盛降粘剂中间容器电磁阀组成，第3注入泵电磁阀的一端通过高压管线连接第3注入泵，另一端连接于盛降粘剂中间容器的底部，盛降粘剂中间容器电磁阀一端通过高压管线连接于盛降粘剂中间容器的顶部，另一端连接于井筒管柱的侧壁底部，盛降粘剂中间容器温度加热器安装在盛降粘剂中间容器的外壁上。

所述的油藏压力模拟单元由高压氮气气瓶、高压氮气气瓶电磁阀、压力表和尾压控制阀组成；尾压控制阀的一端通过高压管线与井筒管柱的底部相连接，另一端与油与水注入单元相连接，第3端与压力表相连接；高压氮气气瓶的顶部连接有高压氮气气瓶电磁阀和压力表。

所述的产出液处理及回收单元由加药装置、沉降罐、加热器及电脱水器、地层水收集装置、原油收集装置、产出液输入电磁阀、沉降罐原油输出电磁阀和加热器及电脱水器原油输出电磁阀组成；所述的产出液输入电磁阀通过高压管线一端与井筒管柱相连接，另一端与沉降罐相连接，加药装置安装在沉降罐和尾压控制阀之间的高压管线上；沉降罐原油输出电磁阀通过高压管线一端与沉降罐侧壁顶部相连接，另一端与原油收集装置相连接；加热器及电脱水器通过高压管线一端与沉降罐底部相连接，一端与地层水收集装置，另一端与加热器及电脱水器原油输出电磁阀相连接，加热器及电脱水器原油输出电磁阀的另外一端与原油收集装置相连接。

所述的粘度在线测试单元由第1粘度测定电磁阀、第2粘度测定电磁阀、第3粘度测定电磁阀、第4粘度测定电磁阀、…、第n粘度测定电磁阀，井口粘度在线测试仪、第1粘度在线测试仪、第2粘度在线测试仪、第3粘度在线测试仪、第4粘度在线测试仪、…、第n粘度在线测试仪组成；其中井口粘度在线测试仪安装在井筒管柱的出口；第1粘度测定电磁阀通过高压管线一端与第1粘度在线测试仪相连接，另一端与井筒管柱相连接；第2粘度测定电磁阀通过高压管线一端与第2粘度在线测试仪相连接，另一端与井筒管柱相连接；第3粘度测定电磁阀通过高压管线一端与第3粘度在线测试仪相连接，另一端与井筒管柱相连接；第4粘度测定电磁阀通过高压管线一端与第4粘度在线测试仪相连接，另一端与井筒管柱相连接；第n粘度测定电磁阀通过高压管线一端与第n粘度在线测试仪相连接，另一端与井筒管柱相连接。

所述的控制单元由温度控装置、电磁阀控装置、注入泵控制装置、搅拌和混合一体装置控制装置、粘度在线测试仪控制装置和加热器及电脱水器控制装置组成，温度控装置通过有线或无线的方式控制所有的中间容器、管线和井筒加热器的温度，电磁阀控装置通过有线或无线的方式控制所有的电磁阀的开与关，注入泵控制装置通过有线或无线的方式控制所有的注入泵的启动和停止，搅拌和混合一体装置控制装置通过有线或无线的方式控制搅拌和混合一体装置的搅拌速度和搅拌时间，粘度在线测试仪控制装置通过有线或无线的方式控制所有的粘度在线测试仪的启动和停止，加热器及电脱水器控制装置通过有线或无线的方式控制加热器及电脱水器的温度和脱水时间。

本发明的提供一种稠油井井筒降粘测试方法，所述的测试方法具体包括以下步骤：

(1)确定模拟稠油井的油层压力、温度、井深和产出液含水率等参数。

(2)根据模拟稠油井的井深确定n值的大小，然后根据模拟稠油井的油层温度和n值大小计算出井筒温度加热器的温度，其它加热器的温度为模拟稠油井的油层温度。

(3)盛油中间容器装上模拟稠油井脱水脱气原油，盛地层水中间容器装上模拟稠油井的地层水，盛降粘剂中间容器装上降粘剂，加药装置装上药剂。

(4)启动控制单元的温度控装置，中间容器、管线和井筒加热器分别开始加热，并分别加热到步骤(2)所确定的温度。

(5)启动压力模拟单元，设定压力为模拟稠油井的油层压力。

(6)打开除粘度测定电磁阀外所有的电磁阀，启动搅拌和混合一体装置、加热器及电脱水器和加药装置，然后启动第1和第2注入泵。

(7)加热后的原油和地层水分别从盛油中间容器和盛地层水中间容器流入搅拌和混合一体装置，经过搅拌和混合均匀并加压到油层压力后流入井筒管柱，观察压差传感器的压力，当压力达到稳定后，记录压差值。

(8)启动第3注入泵，降粘剂从盛降粘剂中间容器流出并流入井筒管柱，由于降粘剂的作用导致井筒内的稠油粘度逐渐降低，观察压差传感器的压力，当压力达到稳定后，记录压差值，并打开所有的粘度测定电磁阀和粘度在线测试仪，测试井筒管柱不同位置的原油粘度。

(9)改变第3注入泵的注入速度，重复第(8)步骤，直至实验结束。

(10)将盛油、盛地层水和降粘剂中间容器先换成洗油剂后换成自来水，利用第1、2和3注入泵将管线和井筒管柱清洗干净，以备下次实验使用。

(11)关闭注入泵、电磁阀、加热器、搅拌和混合一体装置、加热器及电脱水器、加药装置和控制单元。

所述n的取值大小由模拟稠油井的井深l确定，n＝int(l/100)。

所述的井筒第1、2、3、4、…、n温度加热器的温度分别为t11＝t1+n(t2-t1)/(n+1)、t12＝t1+(n-1)(t2-t1)/(n+1)、t13＝t1+(n-2)(t2-t1)/(n+1)、t14＝t1+(n-3)(t2-t1)/(n+1)、…、t1n＝t1+(t2-t1)/(n+1)，其中t2为模拟稠油井的油层温度，t1为室温。

所述的第1注入泵与第2注入泵的注入速度之比等于模拟稠油井产出液中油与水的比例。

本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：

(1)本发明具有结构简单、设计合理、功能齐全和自动化程度高的特点；

(2)本发明具有模拟程度高的特点，不仅能够模拟稠油井的油层温度、压力，井深以及含水率，而且能够模拟实际稠油井井筒的温度；

(3)本发明的产出液进行无害化处理和回收，不存在环境污染的问题；

(4)本发明可以模拟不同条件下稠油井井筒化学剂的降粘率和微观降粘机理，为稠油井降粘剂的筛选，现场投加量、投加速度和投加周期等工艺参数的确定提供可靠理论的依据，从而提高了稠油井化学降粘剂的现场应用效果。

附图说明

图1为本发明的装置的结构示意图；

图2为本发明的方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明：

如图1所示，本发明提供的一种稠油井井筒降粘测试装置，包括模拟井筒单元1、油与水注入单元2、降粘剂投加单元3、油藏压力模拟单元4、产出液处理及回收单元5、粘度在线测试单元6和控制单元7。油与水注入单元2和油藏压力模拟单元4通过高压管线与模拟井筒单元1的底部相连接，降粘剂投加单元3与模拟井筒单元1侧壁的底部通过高压管线相连接，产出液处理及回收单元5通过高压管线与模拟井筒单元1的顶部相连接，粘度在线测试单元6连接在模拟井筒单元1的侧壁。

其中，模拟井筒单元1由井筒管柱101，井筒管柱底座102，压差传感器103，第1视窗s1、第2视窗s2、第3视窗s3、第4视窗s4、…、第n视窗sn，井筒第1温度加热器t11、井筒第2温度加热器t12、井筒第3温度加热器t13、井筒第4温度加热器t14、…、井筒第n温度加热器t1n，其中，井筒管柱101为上下两端密闭的圆形管柱，下端为油水进液口和降粘剂投加口，上端为出液口，并直立放置于井筒管柱底座102正上方。压差传感器103的一端连接井筒管柱101侧壁的顶部，另一端连接于井筒管柱101侧壁的底部，测定井筒管柱101的压差。第1视窗s1、第2视窗s2、第3视窗s3、第4视窗s4、…、第n视窗sn自下至上依次等距离安装在井筒管柱101的侧壁上，将井筒管柱101分为n段。井筒第1温度加热器t11、井筒第2温度加热器t12、井筒第3温度加热器t13、井筒第4温度加热器t14、…、井筒第n温度加热器t1n自下至上依次等距离安装在井筒管柱101的外壁上，将井筒管柱101分为n段。

油与水注入单元2由盛油中间容器201，盛地层水中间容器202，搅拌和混合一体装置203，第1注入泵b1，第2注入泵b2，盛油中间容器温度加热器t21，盛地层水中间容器温度加热器t22，注油管线加热器t23，注地层水管线加热器t24，油水混合物管线加热器t25，第1注入泵电磁阀j21，第2注入泵电磁阀j22，盛油中间容器电磁阀j23，盛地层水中间容器电磁阀j24，油水混合物电磁阀j25组成。第1注入泵电磁阀j21的一端通过高压管线连接第1注入泵b1，另一端连接于盛油中间容器201的底部，盛油中间容器电磁阀j23一端通过高压管线连接于盛油中间容器201的顶部，另一端连接于搅拌和混合一体装置203，盛油中间容器温度加热器t21安装在盛油中间容器201的外壁上，注油管线加热器t23安装在注油管线的外壁上。第2注入泵电磁阀j22的一端通过高压管线连接第2注入泵b2，另一端连接于盛地层水中间容器202的底部，盛地层水中间容器电磁阀j24一端通过高压管线连接于盛地层水中间容器202的顶部，另一端连接于搅拌和混合一体装置203，盛地层水中间容器温度加热器t22安装在盛地层水中间容器202的外壁上，注地层水管线加热器t24安装在注地层水管线的外壁上。油水混合物管线上依次连接有搅拌和混合一体装置203、油水混合物管线加热器t25、油水混合物电磁阀j25、油藏压力模拟单元4以及模拟井筒单元1。

搅拌和混合一体装置203由搅拌电机2031、混合装置2032和搅拌装置2033组成，搅拌电机2031位于混合装置2032的顶部，并与搅拌装置2033相连接，搅拌装置2033位于混合装置2032的内部。

降粘剂投加单元3由第3注入泵b3、第3注入泵电磁阀j31、盛降粘剂中间容器301、盛降粘剂中间容器温度加热器t31、注降粘剂管线加热器t32和盛降粘剂中间容器电磁阀j32组成，第3注入泵电磁阀j31的一端通过高压管线连接第3注入泵b3，另一端连接于盛降粘剂中间容器301的底部，盛降粘剂中间容器电磁阀j32一端通过高压管线连接于盛降粘剂中间容器301的顶部，另一端连接于井筒管柱101的侧壁底部，盛降粘剂中间容器温度加热器t31安装在盛降粘剂中间容器301的外壁上。

油藏压力模拟单元4由高压氮气气瓶401、高压氮气气瓶电磁阀j41、压力表402和尾压控制阀403组成。尾压控制阀403的一端通过高压管线与井筒管柱101的底部相连接，另一端与油与水注入单元2相连接，第3端与压力表402相连接；高压氮气气瓶401的顶部连接有高压氮气气瓶电磁阀j41和压力表402。

产出液处理及回收单元5由加药装置501、沉降罐502、加热器及电脱水器503、地层水收集装置504、原油收集装置505、产出液输入电磁阀j51、沉降罐原油输出电磁阀j52和加热器及电脱水器原油输出电磁阀j53组成。所述的产出液输入电磁阀j51通过高压管线一端与井筒管柱101相连接，另一端与沉降罐502相连接，加药装置501安装在沉降罐502和尾压控制阀403之间的高压管线上；沉降罐原油输出电磁阀j52通过高压管线一端与沉降罐502侧壁顶部相连接，另一端与原油收集装置505相连接；加热器及电脱水器503通过高压管线一端与沉降罐502底部相连接，一端与地层水收集装置504，另一端与加热器及电脱水器原油输出电磁阀j53相连接，加热器及电脱水器原油输出电磁阀j53的另外一端与原油收集装置505相连接。

粘度在线测试单元6由第1粘度测定电磁阀j61、第2粘度测定电磁阀j62、第3粘度测定电磁阀j63、第4粘度测定电磁阀j64、…、第n粘度测定电磁阀j6n，井口粘度在线测试仪a、第1粘度在线测试仪a1、第2粘度在线测试仪a2、第3粘度在线测试仪a3、第4粘度在线测试仪a4、…、第n粘度在线测试仪an组成。其中井口粘度在线测试仪a安装在井筒管柱101的出口；第1粘度测定电磁阀j61通过高压管线一端与第1粘度在线测试仪a1相连接，另一端与井筒管柱101相连接；第2粘度测定电磁阀j62通过高压管线一端与第2粘度在线测试仪a2相连接，另一端与井筒管柱101相连接；第3粘度测定电磁阀j63通过高压管线一端与第3粘度在线测试仪a3相连接，另一端与井筒管柱101相连接；第4粘度测定电磁阀j64通过高压管线一端与第4粘度在线测试仪a4相连接，另一端与井筒管柱101相连接；第n粘度测定电磁阀jn1通过高压管线一端与第n粘度在线测试仪an相连接，另一端与井筒管柱101相连接。

控制单元7由温度控装置71、电磁阀控装置72、注入泵控制装置73、搅拌和混合一体装置控制装置74、粘度在线测试仪控制装置75和加热器及电脱水器控制装置76组成，温度控装置71通过有线或无线的方式控制所有的中间容器、管线和井筒加热器的温度，电磁阀控装置72通过有线或无线的方式控制所有的电磁阀的开与关，注入泵控制装置73通过有线或无线的方式控制所有的注入泵的启动和停止，搅拌和混合一体装置控制装置74通过有线或无线的方式控制搅拌和混合一体装置的搅拌速度和搅拌时间，粘度在线测试仪控制装置75通过有线或无线的方式控制所有的粘度在线测试仪的启动和停止，加热器及电脱水器控制装置76通过有线或无线的方式控制加热器及电脱水器的温度和脱水时间。

如图2所示，本发明提供一种稠油井井筒降粘测试方法，所述的测试方法具体包括以下步骤：

(1)确定模拟稠油井的油层压力、温度、井深和产出液含水率等参数。

(2)根据模拟稠油井的井深确定n值的大小，然后根据模拟稠油井的油层温度和n值大小计算出井筒温度加热器的温度，其它加热器的温度为模拟稠油井的油层温度。

(3)盛油中间容器装上模拟稠油井脱水脱气原油，盛地层水中间容器装上模拟稠油井的地层水，盛降粘剂中间容器装上降粘剂，加药装置装上药剂。

(4)启动控制单元的温度控装置，中间容器、管线和井筒加热器分别开始加热，并分别加热到步骤(2)所确定的温度。

(5)启动压力模拟单元，设定压力为模拟稠油井的油层压力。

(6)打开除粘度测定电磁阀外所有的电磁阀，启动搅拌和混合一体装置、加热器及电脱水器和加药装置，然后启动第1和第2注入泵。

(7)加热后的原油和地层水分别从盛油中间容器和盛地层水中间容器流入搅拌和混合一体装置，经过搅拌和混合均匀并加压到油层压力后流入井筒管柱，观察压差传感器的压力，当压力达到稳定后，记录压差值。

(8)启动第3注入泵，降粘剂从盛降粘剂中间容器流出并流入井筒管柱，由于降粘剂的作用导致井筒内的稠油粘度逐渐降低，观察压差传感器的压力，当压力达到稳定后，记录压差值，并打开所有的粘度测定电磁阀和粘度在线测试仪，测试井筒管柱不同位置的原油粘度。

(9)改变第3注入泵的注入速度，重复第(8)步骤，直至实验结束。

(10)将盛油、盛地层水和降粘剂中间容器先换成洗油剂后换成自来水，利用第1、2和3注入泵将管线和井筒管柱清洗干净，以备下次实验使用。

(11)关闭注入泵、电磁阀、加热器、搅拌和混合一体装置、加热器及电脱水器、加药装置和控制单元。

其中，n的取值大小由模拟稠油井的井深l确定，n＝int(l/100)。

井筒第1、2、3、4、…、n温度加热器的温度分别为t11＝t1+n(t2-t1)/(n+1)、t12＝t1+(n-1)(t2-t1)/(n+1)、t13＝t1+(n-2)(t2-t1)/(n+1)、t14＝t1+(n-3)(t2-t1)/(n+1)、…、t1n＝t1+(t2-t1)/(n+1)，其中t2为模拟稠油井的油层温度，t1为室温。

第1注入泵与第2注入泵的注入速度之比等于模拟稠油井产出液中油与水的比例。

实施例1

胜利油田某区块稠油井cd11，油层压力10.5mpa，油层温度56℃，地面原油粘度8560mpa.s，井深525m，产出液含水80％(油水比1:4)，日产液量为100m³，计划利用稠油降粘剂对该井进行井筒降粘处理，稠油降粘剂的质量浓度为20％。在现场实施前利用本发明的装置及方法进行稠油降粘剂的投加量进行优化。具体步骤如下：

(1)确定模拟稠油井cd11的油层压力、温度、井深和产出液含水率等参数。

油层压力10.5mpa，油层温度56℃，井深525m，产出液含水80％(油水比1:4)。

(2)根据模拟稠油井的井深确定n值的大小，然后根据模拟稠油井的油层温度和n值大小计算出井筒温度加热器的温度，其它加热器的温度为模拟稠油井的油层温度，根据稠油井产出液的含水率确定第1和第2注入泵注入速度的大小。

其中，n＝int(l/100)＝5；t1取值为20℃。

t11、t12、t13、t14和t15分别等于50℃、44℃、38℃、32℃和26℃。

第1和第2注入泵注入速度分别为10ml/min和40ml/min。

(3)盛油中间容器装上模拟稠油井cd11脱水脱气原油，盛地层水中间容器装上模拟稠油井cd11的地层水，盛降粘剂中间容器装上降粘剂，加药装置装上药剂。

(4)启动控制单元的温度控装置，中间容器、管线和井筒加热器分别开始加热，并分别加热到步骤(2)所确定的温度。

中间容器、管线温度为56℃，第1、2、3、4、5井筒加热器温度分别为50℃、44℃、38℃、32℃和26℃。

(5)启动压力模拟单元，设定压力为模拟稠油井的油层压力10.5mpa。

(6)打开除粘度测定电磁阀外所有的电磁阀，启动搅拌和混合一体装置、加热器及电脱水器和加药装置，然后启动第1和第2注入泵。

(7)加热后的原油和地层水分别从盛油中间容器和盛地层水中间容器流入搅拌和混合一体装置，经过搅拌和混合均匀并加压到油层压力10.5mpa后流入井筒管柱，观察压差传感器的压力，当压力达到稳定后，记录压差值2.5mpa。

(8)启动第3注入泵，降粘剂从盛降粘剂中间容器流出并流入井筒管柱，由于降粘剂的作用导致井筒内的稠油粘度逐渐降低，观察压差传感器的压力，当压力达到稳定后，记录压差值，并打开所有的粘度测定电磁阀和粘度在线测试仪，测试井筒管柱不同位置的原油粘度。结果见表1和表2。

(9)改变第3注入泵的注入速度，重复第(8)步骤，直至实验结束，结果见表1和表2。

(10)将盛油、盛地层水和降粘剂中间容器先换成洗油剂后换成自来水，利用第1、2和3注入泵将管线和井筒管柱清洗干净，以备下次实验使用。

(11)关闭注入泵、电磁阀、加热器、搅拌和混合一体装置、加热器及电脱水器、加药装置和控制单元。

表1稠油降粘剂不同注入速度与井筒管柱的压差测定值

从表1看出，随着稠油降粘剂注入速度的增加井筒管柱压差逐渐降低，当注入速度大于0.1ml/min(对应稠油降粘剂的日注入量大于200kg)时，井筒管柱压差降低值不明显，从78.0％下降到75.2％。

表2稠油降粘剂注入速度与井筒不同位置原油粘度测试结果

从表2可以看出随着稠油降粘剂注入速度的增加井筒管柱的粘度逐渐降低，当注入速度大于0.1ml/min(对应稠油降粘剂的日注入量大于200kg)时，井筒管柱粘度降低值不明显，其中μa从4398mpa.s下降到4286mpa.s，下降比例分别为48.6％、49.9％。同时，对于同一稠油降粘剂注入速度，μa1、μa2、μa3、μa4、μa5和μa值逐渐增加。

综合表1和表2的测试结果，同时考虑投入产出比，优化出稠油井cd11稠油降粘剂的投加量为200kg/d。

利用本发明优化出的稠油降粘剂的投加方案进行现场试验，试验结果表明：单井平均日增油3.6t，投入产出比达到1：8.2以上。

实施例2

胜利油田某区块稠油井cd32，油层压力9.2mpa，油层温度90℃，地面原油粘度9256mpa.s，井深980m，产出液含水90％(油水比1:9)，日产液量为120m³，计划利用稠油降粘剂对该井进行井筒降粘处理，稠油降粘剂的质量浓度为25.0％。在现场实施前利用本发明的装置及方法进行稠油降粘剂的投加量进行优化。具体步骤如下：

(1)确定模拟稠油井cd32的油层压力、温度、井深和产出液含水率等参数。

油层压力9.2mpa，油层温度90℃，井深980m，产出液含水90％(油水比1:9)。

(2)根据模拟稠油井的井深确定n值的大小，然后根据模拟稠油井的油层温度和n值大小计算出井筒温度加热器的温度，其它加热器的温度为模拟稠油井的油层温度，根据稠油井产出液的含水率确定第1和第2注入泵注入速度的大小。

其中，n＝int(l/100)＝9；t1取值为20℃。

t11、t12、t13、t14、t15、t16、t17、t18和t19分别等于83℃、76℃、69℃、62℃、55℃、48℃、41℃、34℃和27℃。

第1和第2注入泵注入速度分别为10ml/min和90ml/min。

(3)盛油中间容器装上模拟稠油井cd32脱水脱气原油，盛地层水中间容器装上模拟稠油井cd32的地层水，盛降粘剂中间容器装上降粘剂，加药装置装上药剂。

(4)启动控制单元的温度控装置，中间容器、管线和井筒加热器分别开始加热，并分别加热到步骤(2)所确定的温度。

中间容器、管线温度为90℃，第1、2、3、4、5、6、7、8、9井筒加热器温度分别为83℃、76℃、69℃、62℃、55℃、48℃、41℃、34℃和27℃。

(5)启动压力模拟单元，设定压力为模拟稠油井的油层压力9.2mpa。

(6)打开除粘度测定电磁阀外所有的电磁阀，启动搅拌和混合一体装置、加热器及电脱水器和加药装置，然后启动第1和第2注入泵。

(7)加热后的原油和地层水分别从盛油中间容器和盛地层水中间容器流入搅拌和混合一体装置，经过搅拌和混合均匀并加压到油层压力9.2mpa后流入井筒管柱，观察压差传感器的压力，当压力达到稳定后，记录压差值3.8mpa。

(8)启动第3注入泵，降粘剂从盛降粘剂中间容器流出并流入井筒管柱，由于降粘剂的作用导致井筒内的稠油粘度逐渐降低，观察压差传感器的压力，当压力达到稳定后，记录压差值，并打开所有的粘度测定电磁阀和粘度在线测试仪，测试井筒管柱不同位置的原油粘度。结果见表3和表4。

(9)改变第3注入泵的注入速度，重复第(8)步骤，直至实验结束，结果见表3和表4。

(10)将盛油、盛地层水和降粘剂中间容器先换成洗油剂后换成自来水，利用第1、2和3注入泵将管线和井筒管柱清洗干净，以备下次实验使用。

(11)关闭注入泵、电磁阀、加热器、搅拌和混合一体装置、加热器及电脱水器、加药装置和控制单元。

表3稠油降粘剂不同注入速度与井筒管柱的压差测定值

从表3看出，随着稠油降粘剂注入速度的增加井筒管柱压差逐渐降低，当注入速度大于0.2ml/min(对应稠油降粘剂的日注入量大于240kg)时，井筒管柱压差降低值不明显，从62.0％下降到63.2％。

表4稠油降粘剂注入速度与井筒不同位置原油粘度测试结果

从表4可以看出随着稠油降粘剂注入速度的增加井筒管柱的粘度逐渐降低，当注入速度大于0.2ml/min(对应稠油降粘剂的日注入量大于240kg)时，井筒管柱粘度降低值不明显，其中μa从4998mpa.s下降到4836mpa.s，下降比例分别为46.0％、47.7％。同时，对于同一稠油降粘剂注入速度，μa1、μa2、μa3、μa4、μa5、μa6、μa7、μa8、μa9和μa值逐渐增加。

综合表3和表4的测试结果，同时考虑投入产出比，优化出稠油井cd11稠油降粘剂的投加量为240kg/d。

利用本发明优化出的稠油降粘剂的投加方案进行现场试验，试验结果表明：单井平均日增油3.2t，投入产出比达到1：7.5以上。