稠油油藏热采开发技术.ppt
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稠油开采工艺技术,第一部分辽河稠油油藏基本概况第二部分稠油开采配套工艺技术,目录,第一部分,辽河稠油油藏基本概况,辽河油田始建于1967年,是中国目前最大的稠油、高凝油生产基地,总部设在辽宁省盘锦市。
盘锦-中国湿地之都,
(一)概况,辽河油田稠油油藏主要分布在辽河盆地西部凹陷西部斜坡带的欢喜岭油田、曙光油田和中部断阶带的牛心坨油田、高升油田、冷家堡油田、小洼油田及中央凸起南部倾没带的海外河油田、月东油田。
以上油田除位于浅海海域的月东油田正在进行开发前期准备以外,其它油田的稠油油藏均已投入开发。
(二)稠油油藏基本特点,已开发,开发准备,辽河油田稠油油藏分布图,
(1)探明稠油储量大截至2007年12月三大领域共探明38个油田,探明石油地质储量23.56108t,其中稠油10.86108t。
投入开发32个油田,动用石油地质储量18.62108t,其中稠油动用地质储量8.42108t。
(2)稠油产量比例高1995年原油产量达到高峰,为1552104t,其中稠油844104t。
2008年产油1205104t,其中稠油产量748104t。
(3)稠油开发方式多样目前辽河油田的稠油开发方式主要有六种:
蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、天然能量冷采、注水和非混相驱。
不同开发方式储量产量比例,
(1)含油层系多,是典型的复式油气藏,辽河油田的稠油油藏具有以下六个基本地质特征。
从太古界到新生界共发现14套含油层系,
(2)构造复杂,是典型的复杂断块油田,辽河坳陷是拉张型盆地,东西窄,南北狭长,断层多,断块小,构造复杂,仅辽河盆地陆上就发育2-4级断层300余条,四级稠油断块450多个。
(3)储层类型多,物性差异大,以陆相沉积的碎屑岩为主,也有火成岩和变质岩。
平均孔隙度22%30%,平均空气渗透率500550010-3m2,同一储层渗透率级差可达几十倍,甚至几百倍。
(4)油藏类型多,油水关系复杂,按油气水组合关系可分为七种油藏类型,包括块状边、顶、底水油藏,纯油藏,厚层块状气顶油藏,块状底水油藏,底水潜山油藏,层状边水油藏,油水互层状油藏。
(5)稠油种类多,原油性质变化范围大,普通稠油、特稠油、超稠油三种油品稠油储量分别占辽河油田稠油储量的69%、14%和17%;产量分别占47%、15%和38%。
(6)油藏埋深跨度大,具有正常的温度压力系统,已探明的稠油油藏埋藏深度从500米到2600米均有分布。
地温梯度3.0/100m3.3/100m,压力系数0.91.0。
第二部分,稠油开采配套工艺技术,
(一)稠油钻完井工艺技术
(二)稠油高温注汽工艺技术(三)稠油生产井举升工艺技术(四)稠油注采井工艺技术措施(五)稠油高温动态监测技术,稠油开采配套工艺技术,直井热采钻完井工艺技术定向井(丛式井)热采钻完井工艺技术水平井(分支井)热采钻完井工艺技术,辽河油田稠油油藏钻完井技术分为直井热采钻完井技术、定向井(丛式井)热采钻完井技术、水平井(分支井)热采钻完井技术。
热采完井工艺主要采用套管提拉预应力、G级加砂水泥返至地面射孔完井和筛管完井两种方式。
为保证井眼规则和保护油层,要求施工单位采用屏蔽暂堵型聚合物分散钻井液和屏蔽暂堵型聚合物混油钻井液体系。
(一)稠油钻完井工艺技术,1.直井热采钻完井工艺技术,普通稠油热采直井井身结构示意图,特、超稠油热采直井井身结构示意图,普通稠油直井热采完井均采用二开、7”套管下部双地锚提拉预应力3040吨射孔完井。
采用该种完井方式的油井在辽河有5000多口。
特稠油和超稠油热采完井是在普通稠油直井热采完井方式基础上,油层部位采用193.7mm外加厚套管和热应力补偿器。
采用该种完井方式的油井在辽河有2000多口。
阻流环,
(一)稠油钻完井工艺技术,2.定向井(丛式井)热采钻完井工艺技术,辽河油田地处世界级湿地保护区,为减少污染、节约用地、方便管理,大多数稠油油藏均采用定向井(丛式井)平台钻井,完井方式与直井相同。
丛式井井眼轨迹示意图,
(一)稠油钻完井工艺技术,水平井(分支井)热采钻完井采用二、三开钻井,水平段筛管完井;分支井主井眼筛管、分支井眼裸眼完井,其它工艺与直井和定向井相同。
3.水平井(分支井)热采钻完井工艺技术,热采水平井三开井身结构示意图,热采水平井二开井身结构示意图,
(一)稠油钻完井工艺技术,蒸汽吞吐注汽工艺技术,蒸汽驱注汽工艺技术,SAGD注汽工艺技术,常规注汽技术常规井分层注汽技术特殊井分层注汽技术水平井注汽技术,蒸汽等干度分配技术蒸汽驱长效隔热注汽工艺技术蒸汽驱分层汽驱工艺技术,高效汽水分离技术SAGD间歇注汽技术水平井双管注汽技术,
(二)高温注汽工艺技术,辽河油田稠油油藏热采开发方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD,配有50t、23t、11t、9.2t固定式和活动式四种蒸汽发生器共322台,年注汽能力近3000万吨。
真空隔热管的导热系数为0.007W/m,干度损失小于20%/km,锅炉出口干度75%,井口入口干度70%,井底干度50%,干度损失5%10%/km,1.蒸汽吞吐注汽工艺常规注汽工艺,年注汽在5800井次以上。
(二)高温注汽工艺技术,预设分层配汽管柱,自动分层配汽管柱,定量分层注汽管柱,1.蒸汽吞吐注汽工艺常规井分层注汽工艺,
(二)高温注汽工艺技术,侧钻井选层注汽管柱,侧钻井分层配汽管柱,出砂井分层注汽管柱,1.蒸汽吞吐注汽工艺特殊井分层注汽工艺,
(二)高温注汽工艺技术,2.蒸汽驱注汽工艺,单层注汽,分层注汽,该工艺较蒸汽吞吐增加了地面等干度分配器和分层注汽工艺,注汽管柱采用单层注汽管柱或分层注汽管柱。
在齐40块150个汽驱井组应用。
等干度分配器,干度损失5%10%/km,锅炉出口干度75%,井口入口干度70%,井底干度50%,井底干度50%,
(二)高温注汽工艺技术,可同时对14口井蒸汽流量进行等干度分配。
计量范围420t/h,误差小于5。
2.蒸汽驱注汽工艺等干度分配技术,
(二)高温注汽工艺技术,1000m井深蒸汽干度由32%提高到50%以上,长效隔热效果显著,满足中深层蒸汽驱的要求。
注汽管柱,真空隔热油管,压力补偿式隔热型汽驱伸缩管,隔热管接箍密封器,泄压式高温长效汽驱密封器,Y441强制解封汽驱封隔器,Y441强制解封汽驱封隔器,泄压式高温长效汽驱密封器,隔热管接箍密封器,压力补偿式隔热型汽驱伸缩管,2.蒸汽驱注汽工艺长效隔热技术,
(二)高温注汽工艺技术,偏心投捞式分注管柱图,同心管分层注汽管柱图,偏心配汽工作筒,配汽阀及投捞工具,安全接头+分层汽驱层间密封器,压力补偿式隔热型伸缩管,多级长效分层汽驱密封器,强制解封汽驱封隔器,真空隔热管,隔热管接箍(配接箍密封器),油,层,油,层,偏心式分层汽驱配汽装置,偏心式分层汽驱配汽装置,多级长效分层汽驱密封器,Ss76-150汽驱伸缩管,41/2真空隔热管,Y441汽驱封隔器,内伸缩管密封盒,上层筛管,1.9无接箍油管,多级长效密封器,层间密封器,伸缩内管,插入式对接器,现场应用100多井次,施工成功率100%。
2.蒸汽驱注汽工艺分层注汽技术,
(二)高温注汽工艺技术,3.SAGD注汽工艺,水平井双管注汽,直井注汽(可间歇),双管注汽井口KSR-21/370,汽水分离器将75%干度提高95%以上。
直井注汽管柱可满足间歇注汽要求。
水平井采用同心双管注汽保证了水平段均匀注汽。
已在13个SAGD井组。
干度损失5%10%/km,出口干度75%,井口入口干度90%,井底干度70%,井底干度70%,井口入口干度90%,出口干度98%,井筒氮气隔热,
(二)高温注汽工艺技术,3.SAGD注汽工艺水平井循环预热技术,在进入SAGD操作阶段前对注入井和生产井进行注蒸汽预热,以热传导方式加热地层,在注采井间形成热连通和水力连通。
(二)高温注汽工艺技术,采用旋风分离筒分离汽水,分离效率高,可将锅炉出口75%蒸汽干度提高到95%以上。
球形汽水分离器,3.SAGD注汽工艺汽水分离技术,
(二)高温注汽工艺技术,该注汽工艺管柱耐温达350,耐压17MPa,间歇周期可达2个月。
在杜84块现场应用58井次,井筒隔热效果明显提高,热损失降低5%-10%。
施工成功率100%,满足了SAGD开采长期、间歇注汽的需要,获国家专利4项,达到了国际领先水平。
3.SAGD注汽工艺直井间歇注汽技术,
(二)高温注汽工艺技术,双管注汽井口,3.SAGD注汽工艺水平井双管注汽技术,通过地面等干度分配智能调控系统,根据动态监测结果,可以对内管、外管注汽速度进行调整。
(二)高温注汽工艺技术,蒸汽吞吐举升工艺技术,蒸汽驱举升工艺技术,SAGD举升工艺技术,普通稠油举升工艺技术特、超稠油举升工艺技术分层采油工艺技术,耐高温泵举升工艺技术过油层深抽技术,塔架式抽油机SAGD大排量举升技术,稠油冷采举升工艺技术,螺杆泵举升工艺技术,(三)稠油举升工艺技术,针对不同油藏埋深、不同油品性质、不同开采方式、不同温度条件、不同供液能力,形成了机、杆、泵、管、井筒降粘举升配套工艺,主要形成以下几种模式:
1、1012型游梁抽油机、21/2油管、D级杆、普通抽稠泵和排砂抽稠泵、井筒掺稀油或活性水降粘。
该模式适用于油藏埋深1300m以内,普通稠油冷采和蒸汽吞吐井筒举升,采用该模式的井数占辽河稠油总井数的65%以上。
抽油机,抽油泵,抽油杆,掺稀油或活性水,(三)稠油举升工艺技术,双级流道抽稠泵,动态密封一次管柱泵,主要泵型为双级流道抽稠泵和动态密封一次管柱泵。
前者采用了中部固定阀二次进油技术,流体入泵阻力小,与常规抽油泵相比,具有较高的泵效。
后者可完成多次的注汽转抽一次管柱过程,可节省大量的作业经费。
(三)稠油举升工艺技术,整体式,分层采油工艺,串联式,三级,整体式分层采油管柱上级泵排量小下级泵排量大适用于主力层位在下部串联式分层采油管柱上级泵排量大下级泵排量小适用主力层位在上部三级分层采油管柱适用于供液能力充足、出砂量不大,结蜡不严重的油井。
(三)稠油举升工艺技术,2、1214型游梁抽油机、21/23油管、空心抽油杆、空心泵、电缆泵下加热降粘举升工艺。
该模式适用于油藏埋深6001900m特、超稠油井筒举升。
应用该举升工艺的油井占辽河稠油总井数的20%左右。
(三)稠油举升工艺技术,空心杆电加热系统,井下搅拌掺活性水管柱,特、超稠油举升工艺,注采冲防一体管柱,(三)稠油举升工艺技术,3、1214型游梁抽油机、3油管、D/H级杆、耐高温泵。
该模式适用于油藏埋深800m1000m蒸汽驱采油井举升,应用该模式举升工艺的井数占辽河稠油总井数的7%左右。
(三)稠油举升工艺技术,耐高温泵,开发了非金属软密封,金属高温泵,抗高温陶瓷泵等三个系列共6种泵型规格的抽油泵,满足了不同阶段不同温度下蒸汽驱井筒举升要求,平均检泵周期达到441天,平均泵效53%。
浮环泵,陶瓷泵,过油层深抽泵,泵径:
4470mm;管柱允许砂埋长度:
10m。
(三)稠油举升工艺技术,针对蒸汽驱井组地层压力低、采出井排液不充分的问题,实施越层强制排液,最大限度扩大生产压差,提高排液量。
主要问题是防止砂埋管柱造成油井大修。
4、18型22型塔式抽油机、4油管、H级杆、83140mm耐高温管式泵井筒举升。
该模式适用于油藏埋深600m900m特、超稠油水平井和超稠油SAGD水平井举升。
应用该模式举升工艺的井数占辽河稠油总井数的2%左右。
塔式抽油机,(三)稠油举升工艺技术,塔架式抽油机最大载荷:
22t冲程:
8m冲次:
0.14r/min,高温大排量泵,形成了70、83、95、108、120、140mm高温大泵系列。
(三)稠油举升工艺技术,大排量耐高温泵,泵筒,脱接器,柱塞,5、螺杆泵举升工艺该模式适用于油藏埋深1200m以内的出砂较严重的稠油冷采。
应用该模式举升工艺的井数占辽河稠油总井数的5%左右。
螺杆泵举升系统示意图,螺杆泵结构示意图,(三)稠油举升工艺技术,防排砂工艺技术堵水调剖工艺技术蒸汽吞吐助排技术修井作业技术,(四)稠油注采井工艺技术措施,1、防排砂工艺技术,形成了机械防砂、化学防砂、复合防砂和有杆泵、无杆泵排砂技术,基本解决了油井出砂的难题。
防砂理念:
以防为主、防排结合,从单一功能防砂走向了复合防砂一体化,同时实现四个结合,即:
防砂工艺与射孔工艺、压裂工艺、大修工艺、完井工艺相结合。
水力喷射强制排砂泵,排砂技术,无杆泵排砂技术,有杆泵排砂技术,PS系列排砂泵,强排+深防+携砂,组合技术1:
强排+深防+携排砂采油技术组合技术2:
深防+携砂采油技术组合技术3:
强排+深防采油技术,TBS筛管防砂技术,膨胀筛管防砂技术,1膨胀外套2膨胀基管3过滤层,
(1)机械防砂技术,过滤单元,1、防排砂工艺技术,
(2)化学防砂技术,树脂液防砂技术,将乳液树脂防砂剂挤入出砂油层,在地层温度、破乳剂和固化剂的共同作用下,破乳游离固化,将地层砂胶结在一起,形成强度高、渗透性好的挡砂层,达到防砂目的。
高温固砂技术,PR-SC/LH-型高温固砂剂在高温条件下,有机硅化物经过水解,使有机硅化物的一端与地层砂以硅氧键结合,形成立体蜂窝网状结构,将地层砂紧密的连接在一起,同时在各种添加剂的协同作用下,使地层渗透率降低最少,实现防砂的目的。
1、防排砂工艺技术,机械压裂防砂,复合射孔防砂技术,(3)复合防砂技术,化学压裂防砂,纤维防砂,1、防排砂工艺技术,PS-IV,PSR-V,PS-,PS-,PS-,(4)有杆泵系列排砂技术,1、防排砂工艺技术,(5)反循环水力喷射泵强制排砂技术,1、防排砂工艺技术,技术原理:
短期内将近井地层游离砂强行排出,形成相对清洁的井壁松散地层,在近井地带形成自然砂桥技术特点:
具有强制排液能力吸入状态连续无脉动井下泵无运动部件,允许高含砂液过泵反循环可以提高流速加强系统携砂能力含砂量7(体积比,瞬时)耐温150喉管寿命150h以上,
(1)机械堵水调剖工艺技术,封堵下部水淹层堵水管柱,封堵中间水淹层堵水管柱,封上采下堵水管柱,伸缩管,DY245封隔器,2、堵水调剖工艺技术,应用固相颗粒堵水调剖剂、封窜堵漏剂和单液或双液调剖剂等耐高温化学堵剂,对高含水井或水淹井实施调剖堵水。
依据油藏条件和油井水淹状况,确定调剖剂种类和剂量。
固相颗粒堵水调剖剂,高强度封窜堵漏剂,单液或双液结合堵水调剖剂,智能控制系统,大剂量注入装备,
(2)化学堵水调剖工艺技术,2、堵水调剖工艺技术,针对部分区块蒸汽吞吐井回采水率低的问题,为提高蒸汽热效率研发了氮气助排、二氧化碳助排、三元复合吞吐助排等工艺技术,不仅基本解决了回采水率低等问题,而且增加了周期产油量。
氮气出口温度高(80)最大注入速率1200Nm3/h(一套)最大注入速率800Nm3/h(三套),车载式氮气发生装置,注入液态二氧化碳,3RC125二氧化碳注入泵,二氧化碳罐车,注入表面活性剂,活性剂罐车,400型水泥车,注入蒸汽,三元复合吞吐工艺,3、蒸汽吞吐助排技术,
(1)套管整形补贴技术,套管整形,套损井大通径尾管加固完井技术,套管补贴,
(2)套损井大通径尾管加固完井技术,4、修井作业工艺技术,试验现场,蒸汽驱高温不压井作业装置,(3)注汽井高温不压井作业技术,井口钢丝绳防喷装置,带压冲砂作业,技术指标:
适用的防喷介质温度350防喷压力常温21MPa、高温17MPa设备总功率92.1KW系统压力31.5MPa胶芯高压起下超过3000m环境温度-4050系统通径0-180mm,该技术包括:
高温不压井修井设备、高温不压井作业蒸汽驱井口、高温注汽井管内堵塞器,可实现汽驱井在不压井情况下的高温作业。
4、修井作业工艺技术,抽油杆起下防喷,油管起下防喷,(4)生产井高温不压井作业,4、修井作业工艺技术,(五)稠油高温动态监测技术,应用地面五参数监测仪实现了注汽井口的蒸汽干度、流量、温度、压力、热量等五参数的实时在线测量和无线信息远传,该项监测技术可为注汽参数调整提供可靠依据。
注汽井口蒸汽参数在线监测技术,1、地面系统监测技术,地面注汽参数监测技术,2、注汽井监测技术,井下任意点干度取样仪,井下四参数测试仪,现场施工,注汽井吸汽剖面测试技术,应用毛细管测压仪和高温双点微差井温仪测试焖井期间井筒压力温度等参数,为开井时机提供依据。
(1)焖井阶段,3、生产井监测技术,毛细管焖井压降测试技术,应用高温放喷产液剖面测试仪监测放喷过程中产液剖面。
(2)放喷阶段,高温涡轮流量计,产液剖面测试工艺,3、生产井监测技术,高温长效测试工艺,水平井多点温度、压力监测工艺,应用高温长效测试仪、过泵直读监测仪和井下温度压力监测仪实现了直井和水平井生产过程中温度、压力连续监测,为油井动态分析提供依据。
(3)抽油生产阶段,过泵直读监测工艺,实现了五项技术突破:
(1)热电偶在毛细管内穿接工艺技术;
(2)多组毛细管在连续油管内穿接工艺技术;(3)小直径高温传压筒设计与研制;(4)高阻抗热电偶弱信号采集技术;(5)井下温度观察点增加到6点。
3、生产井监测技术,4、观察井监测技术,应用毛细管、热电偶和光纤配套监测技术监测观察井油层温度和压力,为注采井动态调整提供依据。
光纤预埋式温度监测工艺,过管线高温封隔器,毛细管、热电偶温压测试工艺,光纤分层温压监测工艺,双管测试井口,5、井间连通监测技术,应用范围:
蒸汽吞吐、蒸汽驱、混相驱(液化石油气、富气、干气、二氧化碳气、氮气)、非混相驱、火烧油层及天然气开采。
特点:
用量少(几十公斤),施工简便,检测灵敏度高,对工艺技术无影响。
(1)气体示踪监测,常规示踪与分层示踪的对比,技术特点:
国内首创,两个系列8种示踪剂新型固相萃取法富集示踪剂,富集倍数1000高效液相色谱法、气相色谱质谱法检测下限ppt级分层示踪监测解释软件(初步)国内首次进行多井组分层示踪的现场试验在同一区块1个井组分3层,2个井组分2层共分注7种示踪剂,取得了较好的效果,注入情况,受效情况,
(2)分层示踪监测技术,5、井间连通监测技术,发明专利1项:
分层示踪监测技术现场应用:
实施了6个井组:
三层的2个井组,两层的4个井组。
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