海上稠油蒸汽吞吐开采可行性研究验收多媒体第三版.

1辽河油田公司二ΟΟ五年十二月中国海上稠油油田（渤海湾地区）蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究中油辽河油田公司2005年12月汇报人:王宝权2汇报提纲◆合同计划及执行情况◆主要研究内容◆取得的主要研究成果◆结论◆下一步工作建议3、-合同计划及执行情况主要研究内容应达到的技术指标和参数1.海上稠油油藏采油方式的研究;2.海上稠油油田蒸汽吞吐采油工艺配套技术研究;3.注蒸汽锅炉小型化技术应用研究。1.能够有效指导渤海海上稠油的开发；2.所确定的举升方式能够满足渤海海上稠油油田配产及生产的需求，确保海上稠油油田生产的各项指标的完成；3.所完成的注蒸汽锅炉小型化应用研究能够有效指导注蒸汽锅炉在渤海海上稠油油田的顺利实施，满足海上注蒸汽开采的需求。实际完成情况按合同要求完成了全部研究内容，达到了合同要求的技术指标和参数。4、-国内外海上稠油开采工艺技术现状◆国外海上稠油开采工艺技术现状已开采海上稠油粘度都不太高，如美国加利福尼亚海域和地中海地区。所产原油密度一般在0.93～0.95g/cm3间，粘度在37.8℃时为400mPa·s，100℃时为20mPa·s。开采方式：冷采举升方式：电潜泵为主开发井网：多采用五点式面积井网完井方法：常采用砾石充填完井5、-国内外海上稠油开采工艺技术现状◆国内海上稠油开采工艺技术现状国内海上已开发的稠油油藏，采用常规冷采方式注水开发。辽河油田稠油热采目前主要在陆上，已形成成熟配套的稠油热采工艺技术，许多技术及产品已达到国际先进水平，对国外的技术服务在逐年增加。辽河针对海上稠油（月东油田）进行了开采技术前期研究与准备工作，为油田的合理开发奠定了良好的基础。主要包括：(1)整体开发的钻采工程设计方案(2)小型化注汽装备（锅炉）(3)注汽参数的优选与注汽管柱的结构设计(4)井筒隔热工艺技术(5)冷采、热采方式的主体举升工艺技术注：月东油田50℃时的地面脱气原油粘度在3000mPa·s以上。6、-渤海海上稠油南堡35-2油田南区概况表1-1南堡35-2油田原油物性一览表特性北区南区全油田密度（20℃）kg/m3952.8969.4968粘度（50℃）mPa·s591.823431531凝固点（℃）-10.93.0-2.4含硫量（%）0.2940.3620.337含蜡量（%）4.994.004.38胶质含量（%）21.323.5121.85沥青质含量（%）5.916.66.33初馏点（℃）224259246馏分（%）（300℃）13.44.98.27、-渤海海上稠油南堡35-2油田南区概况套管类型尺寸钢级常规井隔水导管直径20×壁厚1,X52或B级南区大位移井隔水导管直径30×壁厚1X52或B级表层套管13-3/8k55，粗扣油层套管9-5/8或7N80，BUTT扣钻完井情况一览表8、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究◆海上稠油油藏采油方式的研究a.井筒热采方式的适应性分析与建议b.井筒流体温度场分析c.不同采油方式的对比分析d.井筒热采方式筛选研究e.热采举升方式的确定f.举升方式系统设计g.举升工艺配套技术研究9、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究a.井筒热采方式的适应性分析从钻完井情况看：热采井除了选择优质套管，采取预应力套管完井方法外，固井必须采取耐温水泥固井，并要求水泥返高至地面。南堡35-2油田油层套管采用N80套管，扣形为BUTT扣，套管的强度基本符合热采井的条件；完井方式不是预应力完井，在注汽过程中，套管受热膨胀、降温收缩产生的热应力就会损坏套管。因此，目前的完井方式无法满足热采需求。辽河油田热采井采用75°矿渣水泥加入30%石英粉的耐热水泥具有较高耐温性,适宜于注蒸汽温度高达350℃。10、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究a.井筒热采方式的适应性分析从采油工艺角度讲：油井抽汲参数、井下生产管柱及抽油泵也必须符合稠油热采生产的条件。即，利用有杆泵抽油时，必须采用长冲程、低冲次，抽油泵也必须选用抽稠泵，以保证油井生产时具有较高的泵效。油管尺寸也尽量选用Φ89mm以上的油管，且上部以普通油管为主，下部以加厚油管为主，以保证油井生产时流体具有较大的流动空间。11、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究a.井筒热采方式的适应性分析从防砂角度讲，稠油热采井的防砂材料和防砂管柱要承受高温高压的热采条件。否则，就达不到应有的防砂效果。如在化学防砂方面，需要采取耐高温固砂剂、热采井人工井壁防砂技术等。从油层保护工艺措施看，入井流体间、入井流体与地层流体间要具有良好的配伍性，严防各种不配伍的流体入井，还要防止地层的冷伤害，尽量减少对油层的污染。12、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究a.井筒热采方式的适应性分析综上所述,稠油井的生产条件比稀油要苛刻得多，就南堡35-2油田目前的井身条件而言，不适合进行蒸汽吞吐开采。主要体现在完井方式、固井水泥的耐温性、地面抽油装备，井下管柱现状等的适应能力方面。只有上述条件具备，即油井完井方式采用预应力完井，固井采用耐温水泥，井口采用热采井口，生产管柱、泵等均选择耐温材料，则海上稠油采取蒸汽吞吐开采方式才能是可行的。因此建议,海上稠油若进行蒸汽吞吐开采,需在油藏地质与工程、钻完井、注汽与采油、防砂冲砂、地面建设、油层保护、环境保护等方面进行系统考虑，方可实施。13、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究b.井筒流体温度场分析井筒加热的目的实际上不在于使油井产出之原油升温，而在于维持油温在某一温度之上，保证抽油设备的正常工作。在计算井筒加热时，往往需要先算出井筒不加热采油温度分布，然后根据所需控制的井筒原油最低温度来确定加热起点和加热深度。14、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究b.井筒流体温度场分析★井筒常规生产温度场分析常规生产时的井筒流体温度分布：––––井底地层自然温度，℃；m––––地层温度梯度，℃/m；––––从井底算起的油井长度，m；––––单位长度、单位时间所吸收的热量，w／m；––––产出液的水当量，w／℃；––––井筒中某一高度处油管中的温度，℃。––––从油管中的流体至地层的传热系数，w／m·℃；lllKqmWmltWlKC·)(·exp·0'0tlqlWWlK15、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究b.井筒流体温度场分析★井筒常规生产温度场分析斜直井段常规生产时的井筒温度分布：LLKmWlmtWlKC·)·(·exp·0'cos/lLKK★稠油井电加热分析空心抽油杆加热温度场分布：)(·exp1·0'mltWlKKqmWlll油管外伴热电缆井筒伴热系统——迭代法求解16、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究c.不同采油方式的对比分析★采油方式的特点及适用条件自喷、有杆泵、电潜泵、螺杆泵、水力活塞泵、射流泵、气举。★采油方式选择需考虑的因素生产特性、流体特性、井筒特性、油藏特性、长期开采方案、地面及井口要求、可利用的动力源、操作问题。17、-表4-1各种采油方式对其影响因素的适应性分析影响因素采油方式有杆泵螺杆泵水力活塞泵电潜泵射流泵气举出砂尚好好差尚好很好很好结垢好好尚好差尚好尚好结蜡差尚好好尚好好差稠油尚好尚好好差好差高气油比尚好好尚好尚好很好很好弯曲井差差好尚好好好腐蚀好好差尚好尚好尚好大排量差尚好差很好尚好好井深尚好尚好很好尚好好好设计难易易一般难易难一般套管尺寸尚好尚好尚好好尚好好排量灵活性好尚好好差好好地面设备较大简单复杂简单复杂（复杂）耐抽空好差好差好好低压油层好好好尚好差差高井温好差好差好好管理难易易易难易难易一次性投资较高低高高较高（高）举升效率尚可高低尚可低低18、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.热采方式的筛选研究目前，适宜于稠油热采的方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、热水驱、火烧油层等方式。每一种方式都有一定的适用性和应用范围。蒸汽吞吐方法又叫周期性注汽或循环注蒸汽方法，基本原理是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天，加热油层中的原油后，然后开井回采。通常，每米油层注入蒸汽70～120t，注入10～20天，井底蒸汽干度要求达到40%以上，注入压力（温度）及速度以不超过油层破裂压力为上限，焖井时间只几天，然后开井采油。整个蒸汽吞吐作业的过程分为注汽、焖井及回采三个阶段。19、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.热采方式的筛选研究对于稠油油藏，如果常规采油的速度很低或根本无法采油时，首先就要考虑蒸汽吞吐方法开采。这种方法的主要优点是一次投资较少，工艺技术较简单，增产快，经济效益好，对于普通稠油及特稠油油藏几乎没有技术及经济上的风险性。但采收率较低，一般在8%～20%。蒸汽驱方法是由注汽井连续注入高干度蒸汽，使热力推移过注采井之间的整个距离，将油层中的油驱赶到生产井中，由生产井采出。该种方法由于注入的蒸汽注入油层后产生大量的热能加热油层，从而大大降低了原油的粘度，使原油采收率增加20%～30%。该种方法一般适用于稠油油藏经过蒸汽吞吐开采后，为进一步提高原油采收率必然的热采阶段。20、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.热采方式的筛选研究蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）是开采重油和沥青的新方法。通常采用两口平行的水平井，其水平段的长度一般为500m至750m。水平注入井，或在一些应用中采用多口垂直注入井，位于生产井以上3至7m，通常接近油藏底部，注入的蒸汽在注入井以上形成蒸汽腔，被加热的原油在重力作用下驱向生产井。图4-2SAGD过程概念图21、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.热采方式的筛选研究热水驱方法，是利用注水井连续注入热水，利用水的动力和热量驱替和加热原油，使原油从生产井顺利采出。该种方法要求油层加热温度应达到120℃以上，不应低于120℃，但温度超过150℃以上时，热水驱的效果增加缓慢，而消耗的能量却成倍增加。该种方法对于粘度较低的重质油藏具有良好的开采效果，但对于粘度较高的重质油藏，其驱油效率要比蒸汽驱低10个百分点。因此，现场应用的不是太多。22、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.热采方式的筛选研究火烧油层方法（也叫油层内燃驱油法）简称火驱，是通过向油藏注入一种含氧气体（通常用空气），使其与油藏中的有机燃料（原油）反应，借助生成的热开采未燃烧的稠油。按燃烧前缘与氧气的流动方向分为正向燃烧和反向燃烧，根据在燃烧过程中或其后是否注入水又分为干式燃烧和湿式燃烧。该种方法在新疆、辽河油田进行过工业性试验并获得了成功，还未进行大规模的推广应用。综上所述，蒸汽吞吐后转蒸汽驱仍是目前国内稠油热采的主要方式。为此，南堡35-2油田在进行热采时，选择蒸汽吞吐开采，然后适时转入蒸汽驱。23、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究e.热采举升方式的选择★电潜泵无法承受蒸汽吞吐时的高温——适应性较差★油层岩石胶结疏松，井液含砂不可避免，海上平台没有足够的空间进行动力液的处理——水力活塞泵适应性较差★油田自身气油比小，邻近地区又没有合适的高压气源——气举采油法应摈弃。★射流泵井下无运动件，特别适合于出砂井、定向井，但举升效率低。可将射流泵采油方式作为一种备选方案。★螺杆泵耐温性能不过关，其密封部件无法承受井下200℃高温，尚需进行进一步攻关，且对于斜度较大的井受一定的限制——适应性差。24、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究e.热采举升方式的选择★有杆泵采油应用广泛，管理、维护、设备配套、工艺设计等最成熟，其举升高度、排量范围能满足单井配产要求，而采油平台在设计建造时留有的空间位置可以保证占地面积为1.1m×1.2m的直线电机抽油机的安装摆放问题，同时有杆泵对热采具有较强的适应性，但在蒸汽吞吐开采后期，为克服稠油粘滞阻力大的问题，粘度较高的油井需要辅以井筒加热降粘措施。综上所述，南堡35-2油田采用蒸汽吞吐开采时，有杆泵将成为其首选工艺措施。吞吐周期末需辅以井筒加热降粘措施。25、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可