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高凝油开采工艺技术 汇报提纲 一 基本概况二 开采过程中遇到的配套工艺问题三 配套工艺技术及应用 一 基本概况 1971年发现1986年开发动用含油面积 83 64km2动用地质储量 19191 33 104t可采储量 4559 37 104t标定采收率 23 76 油藏埋深 1350 3720m 静安堡油田 高凝油油田构造位置图 边台油田 综合柱状图 静北潜山 安1 安97潜山 东胜堡潜山 沈95块 沈84 安12块 高凝油油田储量面积图 边台潜山 静35块 高凝油田主要含油区块分类 中高渗 沈84 安12块 高凝油油田 砂岩油藏 中低渗 沈95块 静35块 257砂岩 碳酸盐岩油藏 中深层 静北潜山 沈259 沈253 深层 沈625潜山 沈257潜山 变质岩油藏 较强底水 东胜堡潜山 弱底水 安1 安97潜山 边台潜山 沈628块 潜山油藏 n 9161 2 104t n 10030 13 104t n 19191 33 104t n 6374 104t n 2787 2 104t n 1791 71 104t n 3601 42 104t n 1509 104t n 3128 104t n 5393 13x104t n 4637 104t 高凝油具有以下四个特点 1 含蜡量高 一般为30 45 最高达53 52 2 凝固点高 一般为42 以上 最高达67 3 析蜡点高 一般为54 61 4 蜡熔点高 一般为58 75 油品性质特殊 高凝油区块油品性质表 上产阶段 稳产阶段 递减阶段 低速稳产阶段 建产能200 104t 平均年产油225 104t 年均递减17 0 104t 年均产油87 5 104t 高凝油油田开发阶段划分 高凝油开发现状表 高凝油主力区块开发现状表 汇报提纲 一 基本概况二 开采过程中遇到的配套工艺问题三 配套工艺技术及应用 二 开采过程中遇到的配套工艺问题 高凝油开发初期 受油品性质的影响 自喷井及抽油井管柱结蜡现象严重 常常造成管柱堵死 油井停产现象 1 井筒举升中原油析蜡凝固造成油井无法正常生产 2 注水井分注和分层测试遇到的问题 1 由于层间矛盾突出 导致分注井管柱出现弯曲现象 2 分注井数和分注层段多 分层测试和动态调配的工作量较大 3 由于井筒死油影响 注水井分注和进行分层测试受到很大影响 分注管柱遇阻及测试下井仪器遇阻现象频繁发生 二 开采过程中遇到的配套工艺问题 3 修井作业困难 由于高凝油凝固点高的特性 修井作业过程中常常遇到管柱凝死提不动 工具下井遇阻等现象 对于油藏埋藏较深 渗透率较低的油井 为提高单井产量 需要加大压裂施工规模 4 深层潜山压裂问题 5 油井措施易对油层造成冷伤害 大型措施或修井作业 外来液的侵入 近井地带暂时温降 高凝油中的重质成份析出 油层渗透率降低 高凝油与外来液形成乳化现象 润湿性改变表面张力提高 油流动性变差 二 开采过程中遇到的配套工艺问题 汇报提纲 一 基本概况二 开采过程中遇到的主要工艺问题三 配套工艺技术及应用 一 井筒举升工艺技术 二 注水工艺技术 三 修井作业技术 四 措施工艺 三 配套工艺技术及应用 第一阶段 水力活塞泵 闭式热水循环采油工艺 第二阶段 闭式热水循环 空心杆热线 潜油电泵采油工艺 第三阶段 空心杆热线 潜油电泵 电热油管 化学加药冷采 常规冷采采油工艺 第1阶段 第2阶段 第3阶段 一 井筒举升工艺技术 1 井筒举升工艺技术的发展 第一阶段 1986年 1995年 高凝油田1986年投入开发 初期以自喷井为主 为保证出油温度 先后设计应用了井下掺热油 掺热水循环管柱 对自喷油流进行加热 延长自喷生产期 为提高油田采油速度 研究应用了系统开式水力活塞泵采油工艺 闭式热水循环采油工艺 为沈阳油田的加速开发做出了巨大贡献 使沈阳油田建成300万吨产能规模的目标于1991年得以实现 第二阶段 1995年 2003年 随着油田综合含水上升 单井产量下降 水力泵及闭式热水循环系统的高能耗与油井低产的矛盾日益突出 并且随着抽油机井管柱电加热技术日益发展成熟 从安全生产 油井资料测取等各方面综合考虑 水力活塞泵和闭式热水循环生产方式逐步被空心杆热线 电热油管等管柱电伴热生产方式取代 第三阶段 2003年 至今 高凝油田进入中高含水期 实现了以高凝油冷采冷输 深抽提液和提高抽油机井系统效率为主要内容的采油工艺优化 采油方式以抽油机 螺杆泵 电泵为主 抽油机方式中冷抽 加药冷抽 空心杆热线 电热油管并存 一 井筒举升工艺技术 为实现高凝油热采 1985 1987年进行了水力泵试验 取得了成功 1988年推广应用 1993年应用规模达到最高279口井 产油量占全油田的54 由于该工艺存在油井资料录取困难 运行成本高等问题 为适应精细化管理要求 1996年起逐步转化 到1998年已全部实现工艺转化 1 水力活塞泵采油工艺 2 加热举升工艺 一 井筒举升工艺技术 优点 泵效高 总效率可达40 60 液力起 下泵方便 排量大 国外最大排量已达1245方 天 对定向井 斜井有较好的适应性 缺点 换向机构在井下 检修时必须起出 地面设备较为复杂 2 闭式热水循环采油工艺 1984年试验成功 到1987年闭式热水循环抽油井为181口 占高凝油生产井总数的70 9 由于该工艺无法测试油井液面资料 且系统老化采油成本高 1997年开始逐步被其它采油工艺所取代 到2003年全部转化 一 井筒举升工艺技术 优点 由于闭抽油水不混 减去了原油脱水工作量 因地面设备等因素停产 井下循环后很快复产 生产管理方便 检泵方便 仅动 1 2 油管 不动4 管柱封隔器就可完成 井口采用大四通 保证采油树的通用性和互换性 缺点 地面泵循环排量较大 设备无用功增加 采用水基动力液 管壁结垢严重 腐蚀严重 由于套管环空形成循环液通道 不能测流压 静压 动液面等地质资料 3 空心杆热线采油工艺 1995年在静35块开始试验应用 1996年开始在油田得到规模推广应用 到2008年采用该工艺的总开井数255口 日产液2248吨 日产油1046吨 综合含水53 优点 对低产液 低含水油井加热效果好 缺点 一次性投资大 耗电量大 日平均耗电849kw h 运行成本高 加热电缆使用寿命短 一般为 年或 年半左右 维护及更新费用高 一 井筒举升工艺技术 4 电热油管采油工艺 2002年3月引入沈阳油田 很好地替代了闭抽及部分热线生产方式 在应用过程中 先后进行了绝缘短节 接触器 高压密封器等研究改进 获得多项国家专利 到2005年现场应用规模达到196口井 目前有82口井 一 井筒举升工艺技术 日产液高于20吨 含水超过90 的高凝油井 一 井筒举升工艺技术 3 冷采举升工艺 1 常规冷采工艺 高凝油进入高含水开发期后 含水原油的粘度降低 给油井的冷采创造了条件 经现场实践 日产液高于20吨 含水超过90 的多数高凝油井 井口出液温度保持在34 以上 可以实现冷采 配合定期热洗可保持长期连续冷采 通过提液等措施 增加油井产液量 扩大了常规冷采井的规模 目前高凝油区块已有324口井实现了常规冷采 占高凝油总井数的45 5 2 化学加药采油工艺 从1996年开始研究试验 通过套管环空点滴加药 与油层产出液混合 利用药剂润湿分散作用 减小混合液的流动阻力 防止凝固 实现冷采 从2005年开始规模应用 最大应用规模达到84口井 年累节电量700万度以上 产液量在10吨以上 含水在50 以上的高凝油井 3 冷采举升工艺 一 井筒举升工艺技术 3 井下平行双管掺水冷采工艺 通过井下掺入热水 增加产液量与含水实现冷采 2008年开始研究试验 现已试验4口井 获得成功 可以取代电伴热技术 实现节电目的 产液量低于10吨 含水50 以下的高凝油井 有利条件 177 8mm套管与 73mm油管空间 地面掺水伴热系统完善 主要原理 利用污水 70 通过下入 48mm油管向井下掺入 产出液与掺入热水一起采出 从而替代热线或电热油管伴热 实现冷采 一 井筒举升工艺技术 第一阶段 油田开发初期 注水工作以投转注为主 实现主力区块注水开发 注水方式以笼统注水为主 第二阶段 随注水矛盾日益突出 在主力砂岩油藏实施分注配套技术 主要以低级别分注 小剂量调剖 增压注水为主 第三阶段 为进一步解决注水矛盾 实现注好水的目标 实施细化注水技术 主要以多级分注 大剂量调驱 控量增压注水技术为主 二 注水工艺技术 1 注水工艺技术的发展 2 多级分注工艺管柱 gy341 ii型分注工艺2000年 2001年 gy341 iii型分注工艺2001年 目前 二 注水工艺技术 管柱组合 gy341封隔器 偏心配水器 坐封反洗阀 配套镍磷镀油管及配水器 2000年引进偏心多级分注管柱 并研究改进 在 139 7mm套管及 177 8mm套管井推广应用 最高分注级数达6级6层 目前油田共有分注井320口 三级以上分注井146口 占分注井的45 6 3 多级分注管柱防弯配套工艺 平衡式管柱 止推锚定式管柱 加强式管柱 下拉锚定式管柱 随着多级细分注水技术的规模实施 在 177 8mm套管井出现了管柱弯曲问题 为此研究配套了防弯工具并优化了管柱组合 现场应用下拉式防弯锚及4 油管防弯措施效果较好 2003年以来累计实施43口井 有效缓解了管柱弯曲对测试的影响 二 注水工艺技术 4 测调联动工艺 为减少测试工作量 提高分注水平 引进测调联动注水工艺 该套工艺实现层段测试 分层配注 地面可控 数据采集自动化 不仅缩短动态调配周期 而且提高了分层配注效果 2009年现场应用测试27口井 测试成功率100 层段合格率达到97 对比常规测试有大幅提高 测调联动与常规测试对比表 二 注水工艺技术 针对井筒死油影响 解决办法主要采用大排量热洗管柱 近年引进密闭循环洗井工艺 清除管柱死油影响 设备构成 电加热装置 两级旋流除砂器 高效低阻液 液旋流除油器 卧式聚结沉降器 一级深床过滤器 二级精细过滤器及两套气动加药装置 循环洗井工艺流程框图 二 注水工艺技术 5 密闭循环洗井工艺 针对高凝油特点和修井作业难点 通过实践和技术攻关 逐步形成以下修井作业配套工艺 1 热冲洗套管解堵修井工艺 下 73mm油管 采用热洗车连续冲洗至1200m 冲洗水温保持在80 90 循环建立热场 起出井内冲下管柱 下入 153mm通井规 177 8mm套管 或 116mm通井规 139 7mm套管 彻底通井 热冲洗套管解堵管柱示意图 三 修井作业技术 在油管内下入 25mm或 30mm连续油管 采用热洗车和水泥车连续冲洗 洗净油管内高凝油 冲洗水温保持在80 90 循环建立热场 将环套内的高凝油熔化 用水泥车在原井油管及环套间建立循环 替出环套内高凝油 分别起出连续油管和原井管柱 2 连续油管车解堵修井工艺 连续油管车解堵管柱示意图 三 修井作业技术 倒扣起出部分井内管杆 在油套环空冲下入 114mm油管至1200m 循环并洗净循环通道内的死油 水温保持在80 90 建热场 熔化 73mm油管内的死油 洗出 73mm油管内的死油 起出 114mm油管 起出原井的抽油杆和 73mm油管 3 套冲解堵修井工艺 套冲解堵管柱示意图 三 修井作业技术 1 油井措施工艺的发展 第一阶段 油井产能建设阶段 主要以油井补层 提液措施为主 第二阶段 随油藏地层能量下降 储层伤害现象增加 同时提液造成油井出砂加剧 含水上升迅速 此阶段油井措施以解堵 防砂 找堵水为主 第三阶段 主力中高渗砂岩区块进入高含水期 低渗区块注水见效基础差 此阶段油井措施以有效提液 低渗压裂改造为主 四 措施工艺 2004年以前深井压裂加砂量小 成功率较低 2004年后攻克了深层潜山变质岩大型压裂难题 单井平均加砂量从20 5m3 38 4m3 最大达到80m3 施工成功率从63 94 使用复合交联高温压裂液 适用温度90 140 保证耐高温强携砂性能 在前置液中低砂比 一般在10 左右 分段加入100目粉砂 封堵天然微裂隙及主裂缝两侧的微裂缝 降低压裂液滤失 携砂液中分段加入原胶段塞补充携砂过程压裂液的滤失 变台阶式加砂为坡阶式加砂 增加砂浆运移平稳性 避免砂堵 抗砂堵工艺 降滤失工艺 抗高温工艺 2 深层潜山变质岩大型压裂技术 四 措施工艺 2003 2008年老井压裂措施效果统计表 四 措施工艺 3 热压裂工艺 热基压裂