超稠油区块

超稠油区块（精选七篇）

超稠油区块 篇1

塔河油田超稠油区块为奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏, 油藏埋深为5350-6600 m, 油藏温度高, 原油在地层条件下粘度低 (24.3-46.2 MPa.s) , 原油可从地层顺利流入井底。由于井筒举升过程中存在较长垂直流动段, 造成原油热量损失, 同时随着压力降低, 原油脱气, 原油在举升过程中黏度加大, 地面原油粘度一般为700-25000MPa.s (50℃时) , 目前最高粘度245000 MPa.s (55℃时) , 即原油在深度3000 m以上的井筒内不具有流动性, 为此, 采用套管掺入稀油的降粘方式进行开采[1,2,3]。根据前人研究成果[4,5], 塔河油田稠油特性、温度、含水、压力、流动状态、溶解气等是影响稠油粘度的重要因素, 其中温度对原油粘度影响最大。稠油具有温度敏感性, 随着温度的升高原油粘度急剧降低, 通过对水套炉提炉温降回压研究, 提高注入井筒的稀油温度及井口进生产管线的混合液温度, 降低了液体粘度, 可达到降低回压, 节约稀油和提高产量的效果。

一、水套炉提炉温降回压开展情况分析

1. 水套炉提炉温开展情况

塔河油田采油二厂管辖范围内超稠油区块油质较稠, 部分井稀稠混配效果差, 井口回压高, 导致油井无法进行掺稀优化, 造成了稀油资源的浪费;同时井口回压偏大导致生产压差减小, 一定程度影响油井产量。通过对塔河油田回压高油井进行排查、分析, 提出了降低油井井口回压, 实现降低掺入稀油量和提高单井原油产量的具体要求。因此, 塔河采油二厂统一安排, 对辖区内油井进行降回压治理工作, 在全厂范围排查, 将水套炉运行温度提升至110℃±5℃, 炉膛压力微正压运行, 提高注入稀油温度及混合液温度, 降低液体粘度, 降低回压。

提炉温降回压工作主要针对高、中回压井开展工作, 定义高回压井为机采井回压大于1.5MPa和自喷井回压大于油压的0.5倍的油井, 中回压井为回压介于0.8-1.5MPa的油井。通过对塔河采油二厂管辖油井的生产情况和水套炉运行情况逐一排查后, 对50口高回压油井在安全范围内对有提炉温空间的双盘管水套炉实施提炉温, 平均炉温从102℃提至111℃, 与提温前相比, 水套炉炉温平均升高9℃。

2. 提炉温降回压效果分析

对塔河油田采油二厂稠油区块50口高回压油井的双盘管水套炉实施提炉温措施后, 水套炉炉温平均提升9℃, 油井混合液经过水套炉后出温平均提高5.4℃, 稀油出温平均提高4.7℃, 油井回压平均下降0.36MPa, 地层产液平均增加2.6t/d, 掺稀量平均下降0.9t/d。下面对50口高回压油井提炉温效果进行具体分析:

(1) 降回压效果分析

将50口高回压油井水套炉平均炉温由102℃提至111℃, 炉温平均提高9℃, 注入稀油和混合液出温升高, 回压平均降低0.36MPa;其中回压降至1.5MPa以下35口井, 降高回压井达标率68.6%, 降回压有效率100%。

(2) 降回压增产效果分析

对50口高回压油井水套炉进行提炉温后, 井口回压下降, 生产压差扩大, 平均地层产液由47.8 t/d增加至50.4 t/d, 平均增加2.6t/d, 降回压增产有效。

(3) 降回压降低掺稀油量效果分析

对50口高回压油井水套炉进行提炉温后, 注入稀油温度提高, 使井筒内混合液温度提高, 进而混合液粘度下降, 优化掺入稀油量, 平均掺稀量由55.2 t/d减少至54.3 t/d, 平均下降0.9t/d, 稀稠比降低0.12。 (如表3)

二、结论与认识

通过对塔河油田超稠油区块高回压油井水套炉上提炉温降回压工作的开展情况及效果分析可知:油井回压反映混合液在地面管线中的流动阻力, 塔河油田超稠油油井回压影响因素主要是流体粘度、温度、集输系统、油井产液量等, 通过上提水套炉炉温, 降低流体粘度和提高流体温度可以降低油井回压。

1. 塔河油田稠油井通过掺稀生产, 通过提高井口水套炉炉温, 提高了注入稀油的温度, 进而提高了与稠油混合的温度, 混合液温度越高则粘度越低, 从而降低了回压。

2. 通过提高井口水套炉炉温, 提高了地面系统中混合液的温度, 明显降低了混合液粘度, 降低了混合液在地面管线中的流动阻力, 从而降低了回压, 进而降低了稀油用量和提高了地层产液量。

3. 地面集输系统对回压影响主要体现在管线长度和管径大小。管线越长, 温降越大, 粘度越高, 回压越高;摩阻与管径大小成反比, 管径越大, 在相同流量情况下, 磨阻越小, 回压越低。

4. 油井地层产液对回压影响主要体现在产液量越低, 产液在井筒和地面系统的流速越慢、温降损失较大, 流体粘度增加, 导致了摩阻增加、回压高。

5. 降回压工作是一项持之以恒、不断进行的工作, 随着油井生产的变化以及滚动开发的进行, 不断会有高回压油井产生;针对高回压油井按照“一井一策”的原则分类治理, 在保证水套炉提温安全范围内针对炉温低的井进一步进行提温, 将会更加有利于节约稀油用量和提高油井产量。

摘要：通过对水套炉提炉温降回压研究, 提高注入井筒的稀油温度及井口进生产管线的混合液温度, 降低了混合液粘度, 达到了降低井口回压, 节约稀油和提高产量的效果。

关键词：稠油,掺稀生产,水套炉,提炉温,降回压

参考文献

[1]林日亿, 李兆敏等.塔河油田超深井井筒掺稀降粘技术研究[J].石油学报, 2006, 27 (3) :115-119.

超稠油区块 篇2

关键词：辽河油田;蒸汽驱;吞吐;可行性;经济效益

1 蒸汽吞吐加热半径计算方法

利用矿场实际生产周期数据和Max-Langenheim加热半径计算公式对某区块各层系井目前的平均加热半径进行了计算，计算方法为：

A（t）=■（e■erft■+2■-1）

式中：A——加热面积;is——蒸汽注入速率;hm——饱和蒸汽的焓;MR——油层的热容量;tD——无因次时间;rh——加热半径;h—油层厚度;erft——误差补偿函数;ED——波及系数;λ■——顶底层岩石导热系数;αs——顶底层岩石热扩散系数;ΔT——蒸汽与油层的温差。计算结果表明：截止到目前，某区块各层系最大平均加热半径为36～65m。其中于楼油层的加热半径为36～40m，井间有36～40m的未加热区;兴隆台油层加热半径为52～65m。

2 井网井距适应性

考虑到正方形井网具有易于调整的优点，再加上将来转换开发方式对采注比的要求，本次调整将继续采用正方形的井网形式。

井距优选的综合研究结果表明：某区块除于Ⅰ组井距在合理井距的上限值以外，其他三套层系目前所采用的118m井距基本已经接近极限井距的下限值，其具体依据如下：

应用经济效益法计算合理井距：油藏采收率与油砂体分布的特点以及不同井距条件下的钻遇砂体的概率有关：油田总投资近似看成与井数成正比，即：

M=n·b=■·b

因为采收率、总产值、总投资额随井距变化而变化，当总产值与油田总投资额差值为最大时其开采经济效益最优，此时：

■=0

其中，N——油田地质储量;ED——驱油效率;λ——砂体驱替控制程度;ε——注采井数比;Co*——与砂体有关的常数;N——井數;F——油田总开发面积;Co——原油售价;ER——采收率;d——注采井距;？渍——面积校正系数;b——平均单井总投资。

求解上述方程即可得出在不同油价下的合理井距，当井距超出合理值时其总体经济效益将急剧下滑。某区块在油价为$20时，各层系的合理井距分别为106m、140m、119m和132m。

3 各层系吞吐及汽驱极限油汽比的确定

对于稠油注蒸汽热采开发，其原油成本中固定成本将大幅度提高，并且可变成本所占的比例也将升高，因此对其开采中的经济极限问题应格外关注。而油汽比是矿场常用的一项评价稠油开发盈亏的技术指标。当周期总产值与总成本持衡时，开采总收益为零，此时所对应的油汽比即为周期极限油汽比。

当Mp=0时，便可得出极限油汽比为：

OSR极=■

式中Mp——净收益;Roc——原油商品率; Rs——蒸汽成本;Cf——单井生产成本中平均每天分摊的固定成本费用;Cwn——与井网有关的费用;Rdef——折算到日的固定资产折旧率;Pv——产值;Pr——原油售价;qo——平均单井日产油;Iuw——分摊到单井的固定资产投资;Cwd——成本;qs——平均单井日注汽;Ro——与产油有关的费用;OSR——油汽比。应用上述公式某区块各层系吞吐及蒸汽驱方式的极限油汽比进行计算。加密井的生产周期油汽比达到上述油汽比指标时，开发才能取得一定的经济效益。

4 加密井吞吐极限产油量

运用经济盈亏平衡法对某区块各层系新井的经济极限产量进行了计算。

Np=■

其中Np——极限产量;Cd——钻井进尺成本;h——完钻井深;Cw——单井地面建设费;Cr——单井锅炉使用费;Pr——原油售价;x——税率;Cp——操作成本;F——管理费。

从各层系吞吐及汽驱方式下的经济极限产油量计算结果可以看出，于I组油层吞吐和汽驱方式下的经济极限产油量分别为3961t和5016t;于II组油层吞吐和汽驱方式下的经济极限产油量分别为4084t和5203t;兴I组油层吞吐和非混相驱方式下的经济极限产油量分别为4207t和5477t;兴II组油层吞吐和非混相驱方式下的经济极限产油量分别为4330t和5684t。

5 单井极限控制剩余储量、剩余可采储量

拥有足够的剩余单控储量是保证加密有效的物质基础。利用本次研究采收率的预测结果，对剩余单控地质储量为0.5×104t～6×104t的油井在不同开发方式下进行了剩余可采储量预算。

结合前叙所确定的单井经济极限产量和极限油汽比，便不难得出在不同开发方式下加密调整的技术界限。对于于I组油层，在剩余单控地质储量大于4.0×104t的区域加密吞吐仍可取得较好的经济效益，但若采用上返式吞吐开采，则每次上返至少应增加可采储量0.06×104t;汽驱开发采收率高，要求剩余单控地质储量大于2.0×104t。

参考文献：

[1]闫斐，刘卫芝，闫森，张勇，张金岗.孤气9封闭性断块蒸汽驱技术研究与应用[J].石油天然气学报，2011（06）.

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超稠油区块 篇3

关键词：油蒸汽,油水过渡带

1 前言

2007-2008年扶余采油厂共钻258口热采井, 开展了350井次的吞吐, 总增产油13.8万吨, 总动用储量达到1188万吨, 形成10万吨热采吞吐规模。经过近几年来的开发, 我们进一步深化了油藏认识, 目前扶余形成了自主施工能力的热采队伍和配套技术, 具备自己开展稠油热采的能力。

2 蒸汽吞吐实验

2.1 选井原则

(1) 选井:试验井地质开发效果及剩余油分布在东10油田主力油层具有代表性;

(2) 固井质量:要求试验井固井质量好;

(3) 油层厚度:﹥8m;孔隙度:﹥20%;储层深度:﹤400m;净总厚度比:﹥0.4;

(4) 试验井相距较近, 有利于现场施工;

(5) 井组完善程度高;

(6) 初产高, 剩余油富集, 动态上稠油开发特点, 目前产量较低。

2.2 现场实施

选择实施46口, 单井注汽量1178t, 注汽强度74t/m, 注汽温度303℃, 注汽干度69.2%。累增油1802t, 平均单井累增39吨, 有效率87%。

3 影响开发效果因素及对策

热采单元取得了较好的开发效益, 但是在开发过程中也出现了一定的问题, 主要表现在以下几个方面:

3.1 部分油井生产周期短, 周期产量低、效益差

到2007年11月份, 204口井共生产了211个周期, 其中有19个周期的生产时间在1个月以下。随着转周轮次的增加, 周期生产时间必然越来越短, 效益越来越差, 但是第一、第二周期就出现生产时间短、油汽比低的现象是不正常的。分析原因, 主要有以下几个方面:

3.1.1 剩余油饱和度低

比如+72-11.4井, 该井63层砂厚7.4米, 射孔井段为上部6米, 该井4米梯度幅度值低, 剩余油饱和度低, 并且渗透性较差。因此, +72-11.4生产周期中表现出周期时间短、产量低、油汽比低的现象。

3.1.2 防砂工艺不完善

自热采井投产以来, 先后尝试使用了多种防砂工具, 如冶金滤、绕丝等, 同时配合使用了复膜砂等方法, 但是由于防砂工具和防砂方法与油藏特点不符, 因此效果并不理想。表现为油井液面下降快, 供液差, 需要作业更换防砂工具。2008年投产的油井中很多因为防砂的原因导致多次作业, 油井进入高轮次吞吐期, 影响了开发效益。

3.2 热采区气串加剧, 热采效果受到影响

在注汽中, 具有明显汽窜井组有东9号、东11号、东24号。根据我们的实际试验表明, 单井吞吐的气窜问题得不到彻底解决只有通过组合集团注汽才能得到控制。

3.3 汽窜主要原因

3.3.1 原生裂隙发育是导致汽窜主要因素

东十地区构造形态平缓, 边界断层已落实, 但内部次级断裂仍需进一步落实, 在注汽中我们做了10几个井组连通图, 发现地层有明显断失的井组两个 (东11号、东24号) , 在注汽过程中都出现了明显汽窜现象。这说明东十地区内部存在着次级断裂和微构造, 这些原生次级断裂是导致汽窜主要因素。

3.3.2 原有的高渗透主力层是汽窜主要通道

原有高渗透主力层虽然在2轮注汽前通过综合分析后, 采用了注暂堵剂得到一定控制, 油层吸气状态确实得到改善, 主力层吸气受到控制, 次主力层和低渗层开始动用。但主力层依然是主要吸气层, 如果是井间层内, 原有高渗透主力层依然是汽窜主要通道。汽窜特征一般是被窜井反映较慢较缓。

4 改善目前蒸汽吞吐效果的综合研究及应用

针对东十区块存在的主要问题, 我们做了大量工作, 探索出一套适合东十油藏特征和实际情况的管理方法, 重点从四个方面加强了区块的综合地质研究, 并广泛加以运用, 取得了较好的开发效果。

4.1 利用动态监测技术研究储层纵向动用状况, 应用热采井泡沫、氮气泡沫助排技术改善纵向动用不均衡

通过实施一系列油井注汽四参数测试已经证明:热采井由于蒸汽存在超覆现象, 普遍存在纵向动用不均衡, 油层上界被反复加热, 剩余油饱和度低, 而下界蒸汽利用率差、动用差的情况。开展热采井泡沫、氮气泡沫助排试验。注氮气能够扩大蒸汽吞吐加热范围、提高回采水率, 氮气泡沫非混相驱可大幅度提高驱油效率、封堵调剖、改善波及系数, 同时注氮气能够补充地层能量, 开展2口直井、2口水平井助排试验。

根据试验扶余地区区块油层压力, 油层温度, 利用高温发泡剂的性能参数, 本次试验设计参数要满足高温发泡剂形成的泡沫质量稳定要求, 结合蒸汽吞吐参数设计要求, 下面以东+76-10为例:

东+76-10上部4m井段吸汽占了50%, 而下部7m井段吸汽共占50%, 下部井段动用明显比上部偏差, 存在剩余油潜力。针对这一认识, 在区块油井中广泛开展了氮气泡沫调剖技术, 有效的改善了储层纵向动用不均衡状况, 避开动用程度高的强出水层, 优先加热潜力层, 有效缩短油井排水期。共实施10口, 单井排水期由10天~30天缩短为5天~20天, 平均缩短10天左右, 单井增油达292吨。

4.2 不断完善防砂工艺

改进了砾石充填结构, 在充填时进行分级砾石充填, 先对地层进行小粒径 (0.3—0.6mm) 砾石充填, 形成挡砂层, 再对环空进行大粒径 (0.5—0.8mm) 砾石充填, 形成排砂层, 提高近井地带充填层的渗流能力, 达到防排结合的目的。并且采用新型防砂工作, 如激光割缝筛管、金属毡等, 大在提高了防砂效果。

4.3 针对扶十地区油藏原生断裂发育, 原油属于高蜡质稠油的特点, 继续开展新工艺试验的主要目的如下

(1) 混合汽段塞助排试验目的:使近井地带形成气相微泡段塞, 起到调剖和微堵作用。

(2) 大半径高温封堵+二氧化碳+薄膜扩展剂助排试验目的:选择区块内次级断层附近的油井, 利用高温暂堵剂, 对原生断裂的裂隙进行大剂量高温暂堵, 防止注入蒸汽延裂隙快速流窜,

(3) 地面接力泵助排试验目的:自喷期后期采用地面接力泵助排, 有利于加快排水期, 缩短无效采油时间。另外接力泵可将液面抽空在100米以下, 转抽时可以实现不压井作业, 可避免压井液对油层的污染。

5 结论

(1) 利用动态监测技术研究储层纵向动用状况, 应用调剖技术改善纵向动用不均衡。

(2) 完善防砂配套工艺、优化注汽参数、合理配置井筒及地面管理措施是提高热采开发效果的关键。

(3) 综合应用各种降粘措施是延长生产周期、提高周期效益的有力手段。

超稠油区块 篇4

我们都知道螺杆泵和抽油机生产采用不同的生产方式, 在两种方式对比情况下, 吸入口的压力变化不同。为了研究生产井井底压力的分布情况, 我们选用黑油模型, 结合数值计算进行模拟, 通过多组数据我们都得出同样结论, 抽油机生产对井底流压影响大。稠油包含成分较多, 沥青胶质、石蜡含量大这些物质具有非牛顿流体性质, 粘度大小受剪切力影响而变化。当稠油不流动的时候恢复原来的结构, 再次流动需要启动压力, 粘度随之增大。这种性质直接影响波及系数和扫油面积, 直接导致采收率下降。要想提高采收率必须在其流变性上下功夫。保持井底原油连续流, 防止出现静止, 再流动出现的原油粘度增加。抽油机井在生产过程中, 运行到上冲程的时候近井带原油向井筒流动, 抽油机运行到下冲程的时候, 原油出现静止, 产生周期性流动性质。每个周期的往复运动都需要一定的启动压力。从渗流力学角度推理, 出现多项流的情况, 造成共同流动的相互干扰, 增加了流动的粘滞力, 产生阻效应和毛管阻力。减缓稠油流动性。螺杆泵在运行的过程中是连续抽吸, 能够保持原油形成稳定的流动状态。原油启动压力保持后, 原油流动的前缘带溶解到原油带中, 因此保证了连续流动能力, 这种状态下的优势明显, 客观上防止了地层水的锥进, 形成我们通常所说的活塞驱动, 在驱油效率和扫油面积上增加, 提高了单井产量。

2螺杆泵生产过程中的影响因素

过盈量对螺杆泵工作特性的影响。过盈量将直接影响螺杆泵工作特性。过盈小会降低举升能力, 而过盈大会增加定、转子间的摩擦, 降低效率。转子转速的影响。转速的提高, 在同一举升高度条件下, 泵的容积效率升高;在同一容积效率条件下, 泵的举升高度增加。举升介质的影响。介质温度、粘度对螺杆泵特性都会产生影响, 温度、粘度升高, 螺杆泵容积效率也随之提高。

3螺杆泵冷采在稠油生产后期的应用

我们通过螺杆泵的研究, 螺杆泵能否实现冷采稠油, 客观上需要两个条件, 首先区块保持一定的地层压力, 近井地带能够形成压差, 原油启动能够获得必要的能量。保持原油形成连续的流动带, 压差过大, 造成断流, 压差过小, 原油粘度大, 形成不了有效流动。其次是经过多轮注汽后, 原油粘度下降, 能够流动。粘度过低, 接近地层水, 渗流差异性体现不出来, 效果就会变差。螺杆泵应用范围的选择是螺杆泵成功的主要因素, 边水驱动油藏、水驱稠油油藏是首选。

(1) 选井条件一是稠油生产井经过10轮以上的注汽, 井底具有一定温度, 在这个温度下原油能够流动, 经过抽吸输送到地面。二是具有一定的饱和度, 油井采出程度控制在40%以下, 具有一定的可采储量。三是地层具有一定的能量, 在抽油机生产的情况下, 至少有200米以上的沉没度, 使井底原油流动具有足够的启动压力。四是原油粘度小于10000mpa·s。五是纵向上油油层渗透率差异不能过大, 对高渗出水层, 在实施螺杆泵采油的时候, 应该进行有效的封堵措施。

(2) 螺杆泵选择和设计我们在工程方案设计的时候, 尽量把泵下深, 稠油油藏一般下到油层上界, 井况允许, 没有出砂史的井也可以下到油层中下部位。侧钻井下到侧钻以下部位。供液能力不足的油井采用负压螺杆泵抽吸采油, 设计排量通常采用抽油机井生产时候的周期平均日产水平。根据生产含水和液面的变化, 通过变频调整排量, 确定合理的生产参数。

(3) 现场应用情况我们通过已经运行的螺杆泵进行统计, 单井日产油基本保持不变, 液量下降10方, 含水下降10%~11%, 日节电60k W·h。见到增油效果是未见到增油效果井的2倍。通过分析我们认为, 增油明显的多集中在单层厚度大、压差大、含油饱和度高的区域。这种现象主要是因为稠油在注汽生产过程中, 由于蒸汽的超覆作用, 造成纵向上动用不均匀, 注汽回采后, 形成水侵通道, 水淹严重, 纵向动用效果差。致使油井液量高, 含水增大, 周期产油降低。使用螺杆泵冷采避免了水的侵入, 增加了原油的流动, 减缓了水侵的干扰, 表现出螺杆泵的生产效果就是液量降低明显, 日产油增加, 含水大幅度下降。未见到明显效果的区域, 主要是因为含油饱和度低, 多轮次的开采, 井底剩余油减少, 表现出的生产效果表明, 使用螺杆泵液量、日产油、含水和抽油机井生产效果相当。个别螺杆泵井因为地层压力过低, 日产水平低于油机井生产水平。所以螺杆泵选井要充分考虑区块的生产特点, 严把选井条件, 才能收到良好的效果。

4结语

辽河油田近年来通过实施螺杆泵采油技术, 显现出明显的优势。螺杆泵体积小、节能效果明显, 噪音低等特点。减少作业费用和稠油热采费用的支出, 节省了环保费用的投入。辽河油田生产区块地质条件复杂, 油水同层, 生产后期层间干扰明显, 导致油井含水大幅度上升。不少油井由于受地面条件限制, 井斜大, 管杆偏磨严重, 抽油机井生产, 检泵周期频繁。区块激动出砂严重, 沙卡沙埋现象时有发生, 含蜡量高, 油井热洗清蜡费用高, 这些都给螺杆泵应用带来广阔的前景。螺杆泵节省了一次性投资, 螺杆泵投资成本为抽油机投入的三分之二左右。由于螺杆泵负荷小, 节约电费支出明显。是耗能最小的机采设备。螺杆泵驱动简单, 驱动装置部件少, 维护方便, 维护费用是抽油机井的十分之一。稠油生产后期采用螺杆泵生产, 能够起到稳油控水的作用。目前辽河油田稠油井含水基本都在80%以上, 经过多轮次的注汽开发, 地下形成一定的温场, 螺杆泵为稠油后期开发提供了技术保障。

参考文献

超稠油区块 篇5

1 复合射孔防砂技术的工艺原理

复合射孔防砂技术是利用复合射孔弹在对套管射孔过程中, 将射孔与防砂作业同时完成。其工艺原理大致如下:首先, 在复合射孔弹内填装防砂材料, 填装完毕后, 同时做好复合射孔弹的密封工作;其次, 起爆聚能射孔弹, 射孔弹在超高压力下会沿着套管快速前进, 并穿过油层, 形成同等直径的射孔。由于射孔弹在起爆和发射过程中, 自身温度急剧升高, 就会在运行路径上产生一个负压区;当射孔弹达到套管底部, 碰撞岩层, 使射孔弹中装填的易燃易爆物质发生爆炸, 巨大的爆炸力会将防砂材料从射孔弹的孔眼中喷出, 形成一道致密的防砂层, 起到防止油井出砂的目的。

2 复合射孔弹的研究

2.1 复合射孔弹的优点

射孔弹在油井射孔中有着广泛的应用, 早在上世纪三、四十年代, 国外就开始使用鱼雷式射孔器和聚能式射孔弹。目前, 随着相关技术的不断成熟和广泛应用, 射孔完井已经成为油井开采中最为常用的方法之一。复合射孔弹的优点主要体现在三方面:

一是可以根据油井实际情况的不同, 选择多种射流段, 以帮助相关的工作人员有效控制油井内油、气、水的流量。例如在特稠油区块, 可以利用复合射孔弹进行分层增产增注作业, 从而保证了射孔防砂施工质量。

二是操作工序简便, 防砂持续时间长。采用机械防砂或化学防砂措施, 虽然能够在短期内取得明显效果, 但是随着油开采时间的增加, 油井容易出现反复出砂问题。利用复合射孔防砂技术, 能够有效防止井壁坍塌, 也降低了油井重复出砂的概率。

2.2 射孔弹防砂材料的设计

与传统的防砂技术相比, 复合射孔防砂效果更加依赖于弹体内的防砂材料, 因此, 必须要做好防砂材料的设计。首先, 应当在有限的弹体容积内, 尽可能多的填装防砂材料, 保证一次射孔所喷射出的防砂材料足够多;其次, 要保证防砂材料在弹体内均匀分布, 禁止沉淀或混有大量空气等现象的存在, 以避免后期射孔弹起爆后不能形成完整的防砂层。最后, 保证管柱、套管的质量。复合射孔弹是沿着套管向前运行, 只有保证套管质量, 才能保证复合射孔防砂技术应用效果的最优化。

2.3 理论计算和结果分析

借助于计算机模拟软件, 对射孔弹的射流侵入过程进行模拟计算, 得出的主要数据如下:射流的头部速度为6729m/s, 在碰撞到物理强度为50MPa的岩石层时, 射流的临界速度为1043m/s, 在碰撞接触到射孔弹喷射的时间在80-150毫秒。

将上述参数以及其他所得变量输入到三维建模中, 能够通过动画模拟的形式, 观察到射孔弹的几何形状、防砂材料的填装量、射孔弹在套管内的运行轨迹以及最后的防砂材料喷射情况。这对于今后相关工作人员开展实际操作起到了很好的借鉴和参考价值。

3 室内模拟实验研究

设计模拟枪装置的目的, 就是要制造一种类似射孔枪这样一个封闭体系, 复合射孔器在这样的环境中作业, 模拟射孔枪内实际过程。在射孔弹爆炸的瞬间, 枪内的压力和温度骤然升高, 在这个封闭体系空间内的压力温度的变化将直接影响防砂材料的推进速度。随后是射孔弹的射孔作业, 炸药压垮药型罩, 形成金属射流, 穿过枪壁套管及水泥环, 在地层中打出孔道。这一过程中, 射孔弹打出的孔是唯一的泄压通道。金属射流炸药爆轰产物以及防砂材料都要经过这个孔道向外喷射, 枪内压力逐渐降低, 最后与外界压力平衡。

结语:

复合射孔防砂技术是在总结机械、化学等防砂技术的基础上, 结合计算机模拟分析而形成的一种新型的防砂技术, 很好的适用于包括特稠油区块在内的多数油井的防砂作业需要。通过总结实验模拟和现场实验, 可以发现复合射孔防砂技术具有工序简便、地层损伤小、防砂效果好等应用优势, 在国内油井出砂问题日益严重的大环境下, 该技术的应用范围也会更加广阔。

摘要：当油田开发进入中后期, 由于长期注水或注气开采, 导致油井储层骨架遭到破坏, 容易引发油井出砂问题。出砂问题不仅会导致油井减产, 还会加剧套管磨损, 轻则给采油企业造成经济损失, 严重情况下还会导致油井报废, 因此, 采取何种防砂技术一直是采油企业的研究重点。复合射孔防砂技术具有施工工序简便、不伤害油井地层等特点, 在很多采油企业都得到了广泛的应用。因此, 开展复合射孔防砂技术在特稠油区块的研究具有重要的应用价值。

关键词：复合射孔,防砂技术,特稠油区块,应用分析

参考文献

[1]张喜瑞, 郎宝山.埕东西区稠油水平井射孔防砂技术的研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2014 (07) :164-165.

[2]田晓存, 赵美佳.超稠油蒸汽辅助重力泄油与蒸汽驱联合开采技术研究[J].内蒙古石油化工, 2013 (09) :131-133.

超稠油区块 篇6

1 集输掺水注汽系统现状

改造前集输系统现状是:3#集油站已建设1座3#集油注汽站, 9座计量配汽站, 稠油正常开采总油井数为140口, 考虑注汽和焖井, 正常有效生产井为127口;产液量1000t/d, 产油量130t/d, 含水油在阀组间与古城B123、B124、B125区含水油汇合输至稠油联合站统一脱水, BQ10区含水油经水套加热炉 (燃气) 加热后外输, 外输温度64℃、压力0.6-0.7MPa。该集油站采用大罐沉砂脱掺水流程。站外集输流程:单井采用注采合一+蒸汽伴热集输流程, 计量站至集油站采用掺水降粘集输流程。单井伴热蒸汽由计量配汽站高压蒸汽减压后至井口伴热, 伴热管线 (DN15) 与注采合一管线 (DN65) 一起岩棉保温、架空敷设。经实测 (低压伴热蒸汽冷凝水回收计量) , 单井伴热蒸汽平均负荷为40k W。

掺水系统现状是:3#集油站现有掺水泵3台, 其中, 2台80AYU100 (Q=50m3/h H=200m N=55k W) , 1台65YI-50×5 (Q=25m3/h H=250m N=45k W) , 该掺水泵已运行多年, 已到报废期。掺水泵进口汇管DN150, 出口管汇DN100, 掺水加热炉出口温度70℃。掺水干线情况是, 9座计量站其中5座有掺水干线, 5座计量站掺水干线为DN50, 4座没有掺水干线。集输和掺水系统的改造方案是利用蒸汽伴热管直接改掺水流程。工艺流程示意框图如图1所示。

注汽系统现状是:该区块现有高压注汽站1座, 安装三台23t/h高压注汽锅炉 (两用一备) , 注汽能力为46t/h, 考虑锅炉长期使用, 出力约70%, 实际供汽能力为32.2t/h, 采用天然气和混合渣油作为燃料。该注汽站主要为BQ10区块稠油开采油井提供高压蒸汽, 同时该区域各稠油开采油井和计量站伴热加热、注汽站燃料油加热、注汽锅炉除氧器、计量站和注汽站采暖等均采用高压蒸汽减压的低压蒸汽。

高压注汽工艺系统为:燃油注汽锅炉产生高压蒸汽→注汽管网→计量配汽站→配汽站阀组→注入井内。

油井伴热高压蒸汽系统:计量配汽站→高压蒸汽减压→伴热蒸汽阀组→单井伴热管线。

配套系统现状是:燃油罐1座200m3及供油泵;供水罐1座200m3及供水泵、管道等;站内安装2台1000k VA变压器, 配电室1座。现有外输泵4台, 其中, 3台NM0763402S12B轴功率k=15k W, 1台80Y2L-100电机功率37MPa;掺水泵3台, 其中, 80AYU100电机功率N=75k W, 1台65YI-50×5电机功率N=45k W。23t/h高压注汽锅炉3台, 单台安装功率310k W, 运行负荷215k W。

2 改造内容、方案与方法

2.1 站外部分

对集油、掺水管道进行改造。根据井站距的不同, 分别进行改造。单井集油管道长度小于200m的油井, 采用目前的伴热管线直接改掺水流程;单井集油管道长度200m以上的油井, 新增掺水管线 (DN25埋地保温管) ;单井管线长度大于350m的油井, 为降低井口回压, 新敷设埋地集油管线 (DN50埋地保温管) ;新建4座计量站的掺水干线。该区块共9座计量站, 其中5座计量站使用干线掺水, 有掺水干线, 另外4座没有掺水流程, 需要新建掺水干线;9座计量站新建掺水计量装置及阀组。

2.2 对该区块3#集油站进行改造

新建2台4t/h燃煤低压蒸汽锅炉。在3#集油站东南新建2台4t/h燃煤低压蒸汽锅炉, 顶替站内原油沉砂罐、高压注汽锅炉燃料油罐、站内采暖等使用的高压蒸汽。原油外输及掺水加热采用低压蒸汽, 顶替原水套炉使用的天然气用于注汽锅炉燃料, 以提高天然气的利用价值;更换掺水泵。该区块所有油井全部改掺水流程, 掺水量增加, 原掺水泵不能满足, 更换2台掺水泵及相应管道;新建掺水阀组和各计量站的掺水计量表。

2.3 对该区块3#注汽站进行改造

首先对注汽锅炉燃油系统进行改造。站内燃油罐原设计为储存原油, 现已改为储存渣油和原油的混合油, 为了使混合油充分燃烧, 要求对混合油进行循环乳化, 原有油罐已不够使用。新增2座100m3立式保温罐、改造1座储罐;其次对供水系统进行改造。该注汽站内两台水处理设备已运行多年需要进行大修。站内现仅有1座200m3清水罐, 对其及相应管网进行改造并新建1座200m3水罐;新增微爆吹灰装置。解决锅炉对流段结焦问题, 增加微爆吹灰装置3套;对注汽锅炉分炉分压部分进行改造。在站内对注汽阀组进行改造, 以实现对不同油井的分区分压注汽, 满足不同油井对注汽压力的不同要求;对注汽锅炉除氧器进行改造以使锅炉给水满足规范要求;对一台注汽锅炉进行升压改造。该区块部分油井井口注汽压力需9.6Mpa, 锅炉出口压力需11.1Mpa, 现有注汽锅炉注汽压力额定注汽压力为10Mpa, 由于注汽锅炉使用年限较长, 实际锅炉出口最大压力为9.2Mpa, 不能满足要求, 故需要对该注汽锅炉进行改造, 以提高其出口压力, 满足部分油井井口注汽压力之需要。

具体的改造方案与方法:

(1) 对掺水干线进行重新设计。没有掺水管线的4座计量站改掺水流程需要增加掺水干线, 根据上述掺水干线工艺计算, 规格选用DN50, 总长2.4km。

(2) 对掺水泵进行改造。3#集油站现有掺水泵2台 (80AYU100 Q=50m3/h H=200m N=55k W) , 1台65YI-50×5 (Q=25m3/h H=250m N=45k W) ;掺水泵进口汇管DN150, 出口管汇DN100。该区块辖井140口, 掺水量约1000-1400m3/d, 根据前面计算, 利用原伴热管改掺水后, 掺水系统需要1.67-2.25MPa, 大于目前掺水泵2.0MPa (65YI-50×5已到报废期) 。因此, 需要更换掺水泵。掺水泵进口汇管DN200, 出口管汇DN150。掺水泵参数选用:Q=60m3/h、H=250m、N=90k W, 选用2台, 正常1运1备, 减少运行设备数量, 降低操作管理维护费用。

(3) 设计新的掺水计量装置。3#集油站需要掺水干线9条, 在3#集油站设掺水阀组1座, 对掺水干线进行分配、调节, 为了计量总掺水情况, 增加掺水总计量表9台, 选用电磁式, 量程0-50m3/h、压力P=2.5MPa、温度80℃, 掺水计量表要求其应具备耐油泥砂性能。由于稠油生产产液量波动大, 掺水干线管辖的计量站、油井较多, 井站距远近不同, 生产周期不同, 掺水调节难度较大, 同时稠油生产不像稀油那样单井计量时可以停掉掺水, 为了满足各井掺水计量, 增加掺水计量表, 对于斜井组及丛式井组应考虑增加一套掺水计量表。掺水计量表共增加160台, 选用电磁式, 量程0-3m3/h、压力P=2.5MPa、温度80℃, 掺水计量表要求其应具备耐油泥砂性能。Á

(4) 对掺水阀组进行重新设计。各计量站增加相应掺水阀组。各计量站掺水详见表1。

3 应关注的若干问题

(1) 河南古城稠油油田BQ10区块低压伴热系统改造中利用现有集输系统直接改为掺水流程, 投资较省503万元, 改造工作量较少。改造后其低压供热系统单位蒸汽耗煤量21MJ/kg为155.5kg/t, 单位蒸汽耗电量为19.32k Wh/t, 单位蒸汽耗水量为1.04m3/t, 取得了较好效果。总结经验, 应关注工艺与参数的核算工作[1]。该核算工作内容包括掺水量的确定、计量站至集油站集输和掺水干线有关参数的核算、单井集油及掺水管线的参数校核、集油站沉砂脱掺水系统的核算等。单井掺水量主要根据原油含水、出油温度及油井产液量等综合考虑, 根据稠油管道环道试验及井楼油田七区南部掺水生产情况, 稠油含水大于80%时, 粘度大幅度降低。因此, 为降低油井井口回压, 生产中使稠油平均含水大于85%, 单井平均产油量1.7-1.8t/d, 单井掺水量按7-10t/d。该区块辖井140口, 总掺水量约1000-1400m3/d。从核算结果来看, 压降能够满足规范要求的井口回压。 (2) 由于稠油含砂量较大, 注采合一管线、DN15伴热管线是架空管道, 补偿弯多, 容易积砂, 影响管道实际输送能力, 为进一步降低井口回压, 有利于原油生产, 建议应提高掺水压力。 (3) 压力管道的设计、施工等均遵循压力管道有关规范和标准, 以确保更换的供汽干管运行之安全。

参考文献

[1]李岩芳.蒸汽伴热管线改掺水流程有关参数的核算[J].油气田地面工程, 2014, 33 (12) :17-18.

[2]SY0027-94.稠油集输及注蒸汽系统设计规范[S].

[3]GB50350-2005.油气集输设计规范[S].

超稠油区块 篇7

关键词：质量流量计,稠油区块,应用,探讨

0 引言

油田开发初期, 采油站外输计量一般多选用容积式流量计。油田进入高含水期后, 原油综合含水高达90%以上, 加之稠油区块普遍采用蒸汽吞吐采油方式, 油井产出液携砂严重, 造成容积式流量计卡、堵增多, 无法连续稳定运行, 计量输差增加。速度式流量计虽然不易卡、堵, 且价格低廉, 但其精度受计量介质粘度影响, 只适用于计量单一介质。所以, 自2008年起, 锦州油田开始在稠油区块采油站试验使用LZYN型质量流量计。

1 质量流量计结构及工作原理

1.1 结构

质量流量计是根据科里奥利力原理制造的一种直接测量封闭管道内流体质量流量的测量仪表, 由信号测量传感器和信号转换器 (变送器) 两部分组成。

1.2 工作原理

当物体同时存在直线运动和旋转运动时, 物体会受到一个正比于直线运动线速度和旋转运动角速度的矢量积的力的作用, 此作用力被称为科里奥利力。利用安装在测量管上的磁铁和线圈组件, 在交变电流的作用下, 使得两跟平行的测量管按照固定的频率进行振动, 当测量管中有流体经过时, 测量管的振动发生相移, 根据科里奥利力原理, 流体的质量流量越大, 测量管的振动相移也越大。所以通过检测量管振动相移, 就可以取得流体的质量流量值。

2 现场应用情况

锦州油田2008年开始在两个稠油采油站试验使用LZYN型质量流量计, 至今稠油区块采油站已经安装使用该类型仪表24台。以下分三种不同工况, 分别介绍质量流量计的现场使用效果。

2.1 单一介质计量 目前在用一台, 用于计量区块掺水总量, 与过去普遍使用的速度式流量计比较, 精度相当, 但稳定性提高, 投入使用后一直正常运行, 未出现故障。

2.2 油水混合液计量 现场在用20台, 全部用于采油站原油外输计量。2013年稠油45块和25块普遍使用质量流量计后, 液量输差分别由7.43%和5.96%, 降到了2.77%和1.98% (详见表1、表2) 。流量计运行稳定, 除因搬运过程中线圈损坏, 2012年和2013年分别各返厂修理一台次外, 其它17台质量流量计测量管 (表体) 运行中皆未出现过问题。

注:锦25块10个采油站, 其中8个站安装使用质量流量计;锦45块15个站, 其中12个站使用质量流量计.

2.3 含气油水混合液计量 现场在用3台, 用于直输站、直输平台外输原油计量。直属站、直属平台采取进站 (台) 原油不经过油气分离, 直接外输的生产方式, 外输原油中普遍含有稠油伴生气, 随含气量增大, 质量流量计精度下降, 稳定性降低。其中采油23#站因为含气量较大, 安装使用质量流量计无正常流量显示, 后改用双转子流量计。现场通过质量流量计与双转子流量计串联对比发现, 含气量大时, 两种流量计的计量数据都不准确, 但质量流量计误差更大。

2.4 采油工误操作, 或突然气流 (天然气或空气) 冲击, 会造成质量流量计零点漂移或系统紊乱, 现场采取在线重新标定零点的方法, 对流量计进行检定校准, 质量流量计安装使用后, 一般不需要再拆走标定。

3 适用性分析

3.1 计量单一介质时

质量流量计和其它种类流量计一样, 可以满足现场计量精度要求, 而且稳定性提高, 可以长期准确无故障运行。但由于质量流量计较其它类型普通流量计造价高出几倍, 所以从经济角度看, 计量水、污水等相对单一介质, 不适合选用质量流量计。

3.2 计量油水混合液

使用质量流量计较其它种类流量计精度提高, 计量稳定性增加, 维修率降低。由于油田进入开发中后期, 稠油区块普遍采用蒸汽吞吐开采方式, 产出液含水高, 携砂严重, 双转子、刮板等容积式流量计由于计量腔内转子、刮板等活动部件直接与计量介质接触, 磨损快, 容易卡、堵, 要想满足计量精度要求, 就需要频繁拆卸维修、标定。而质量流量计采用不同的测量方式, 测量管内无直接与计量介质接触的活动部件, 可以长期连续运行无磨损, 不需要频繁拆卸维修、标定。所以, 质量流量计尤其适合在含水高、含砂多的稠油区块采油站使用。

3.3 计量含气油水混合液

随含气量增大, 质量流量计精度下降, 计量稳定性降低。含气量低于3% (体积) 时流量计精度降低, 但可以正常计量;当含气量超过3% (现场可以听到气流声) 时, 质量流量计测量系统紊乱, 无正常流量显示。采油23#站现场试验证实, 油井产出液进敞口罐沉降24小时, 待溶解气自然挥发后, 质量流量计可以正常计量, 直接油气混输则无流量显示。而使用双转子、刮板等流量计, 虽然含气时计量误差也增大, 但可以正常运行读数。所以在含气较多且不进行油气分离的直输、混输站 (台) , 不宜使用质量流量计。

4 结论

①质量流量计具有测量准确度高, 测量管内无直接与介质接触部件, 维修率低等特点, 尤其适合替代刮板、双转子等容积式流量计, 在油田稠油区块高含水、出砂严重的井站使用。②计量介质中含有天然气、空气等气体时, 质量流量计精度下降, 所以, 采用油气混输的采油站不宜使用质量流量计。

参考文献

[1]韩厚义.质量流量计在油田的应用[J].石油规划设计, 1995 (02) .

[2]范敏, 王杰, 包杰.质量流量计在油田油井计量中的应用[J].西南石油学院学报, 2005 (04) .