掺稀工艺.doc

专题三 气举采油工艺技术研究专题三 气举采油工艺技术研究 西北油田分公司工程技术研究院西北油田分公司工程技术研究院 2007 年年 12 月月 目目 录录 1 气举采油前景分析气举采油前景分析 1 1 1 气举采油国内外应用情况 1 1 2 气举采油工艺的提出 1 1 3 气举气源状况分析 3 1 4 气举采油推广规模分析 4 2 气举降粘举升工艺阶段进展气举降粘举升工艺阶段进展 4 2 1 稠油气举降粘举升工艺阶段进展稠油气举降粘举升工艺阶段进展 5 2 1 1 稠油注天然气降粘先导试验方案 5 2 1 2 稠油撬装气举单井试验 9 2 2 九区邻井高压气举方案阶段进展九区邻井高压气举方案阶段进展 12 3 1 九区开展气举采油的油藏适应性分析 12 3 1 1 油层物性的适应性 12 3 1 2 九区开展气举采油的气源适应性分析 13 3 1 3 主要举升方式的适应性对比分析 13 3 2 气举参数优化 14 3 3 地面配套工程 15 3 4 九区气举采油效果评价 16 3 4 1 增产效果预测 16 3 4 2 地面工程投资估算 16 3 4 3 九区气举采油经济评价 17 4 几点认识和存在的问题几点认识和存在的问题 18 5 下一步工作下一步工作 18 1 专题三 气举采油工艺技术研究专题三 气举采油工艺技术研究 1 气举采油前景分析气举采油前景分析 1 1 气举采油国内外应用情况气举采油国内外应用情况 国外从二十世纪四十年代就开始进行气举采油技术研究 到了 70 80 年代 气举采油已得到了广泛应用 开展气举采油较早的是美国与原苏联 美国气举 采油井数占机采井总数的 12 占机采中采油量的 33 最深井深 3658m 原苏 联气举采油井数占机采井总数的 5 5 气举采油量占总产量的 14 应用规模 较大的为委内瑞拉 马拉开波湖油田 和印度 吉拉克油田 目前单油田气举 规模最大的是哈萨克 扎那若尔油田 到 2006 年底该油田气举总井数 245 口 并获得了较好经济效益 中国气举采油技术发展较晚 主要原因在于建设费用高 缺乏充足的气源 没有得到大面积推广 但随着我国经济形势和能源需求的变化 近十几年气举 采油有较快的发展 尤其是近年来国产压缩机的技术发展大大降低了气举成本 使得国内气举采油工艺得到了长足发展 到目前国内已在中原 胜利 辽河 吐哈 塔里木等油田上使用 其中 中原油田气举单一系统应用规模亚洲最大 从 1990 年引进美国天然气压缩机 于 1990 年 4 月在文东油田开始气举采油 到 2005 年底 气举井 130 口 日注气 200 104m3 日产液 3301t 日产油 1033t 平均举深深度 2543m 平均注气压力 10MPa 总投入 14258 7 万元 总 产出 87077 6 万元 创经济效益 72819 万元 其次吐哈的鄯善油田于 1993 年 7 月开始气举 到 1996 年 5 月 总气举井 61 口 日注气 75 104m3 单井日增油 15 3t 塔里木轮南油田于 1991 年 4 月开展了气举采油 到 1995 年底 气举井 45 口 单井日注气 2 104m3 1993 年气举生产原油 85 104t 胜利油田于 1997 2000 年气举 180 口井 产油 10 3 104t 由于气举采油技术的发展 于 2007 年 9 月在吐哈油田召开了第一届气举技术研讨会 1 2 气举采油工艺的提出气举采油工艺的提出 截至 2007 年 12 月 16 日 分公司共有稀油井 236 口 日产液 8470 t d 日 产油 4255 t d 含水 41 5 稠油井 326 口 日产液 12681t d 日产油 8842t d 含水 29 5 其中掺稀井 82 口 日产液 4795t d 日产油 4231t d 含 2 水 22 1 日掺稀 4220t d 稀稠比 1 1 具体生产情况见表 1 1 表表 1 1 分公司稀稠井生产情况分类统计表分公司稀稠井生产情况分类统计表 类型 生产方 式 井数 产液 t d 产油 t d 含水 掺稀量 t d 掺稀稀 稠比 备注 自喷984593 2896 32 9 机抽1383877 1359 49 5 稀油井 小计2368470 4255 41 5 密度密度 0 78 0 9g cm3 自喷742995266316 5 机抽1704891194856 0 不掺稀 稠油井 小计2447886461136 9 自喷393616341128 533110 97 机抽43117982027 79091 11 小计824795423122 142201 00 掺稀稠 油井 合计326126818842 29 542201 00 密度密度 0 92 g cm3 针对掺稀稠油井掺稀量需求日益加大和目前稀油井需要提液增产的情况 分别提出了稠油气举降粘技术和稀油井气举提液增产技术 1 1 稠油井气举降粘技术 稠油井气举降粘技术 对于掺稀的稠油井 目前的掺稀油量很大 而稀油资源相对不足 随着塔 河 12 区等新稠油区块的顺利投产 加之该区块油井产量大 需要掺稀量大 稀 油资源面临严重不足 为解决稀油紧缺和后期稠油人工举升的问题 针对地面原油粘度在 700 10000mPa s 50 之间的稠油区块 主要目标区在 6 7 8 10 区 提 出替代性的气举采油工艺技术 注入气在井筒中有两方面作用 1 举升作用 依靠从地面注入井内的高 压气体与油层产出流体在井筒中的混合 利用气体的膨胀使井筒中的混合液密 度降低 将流入到井内的原油举升到地面 2 降粘作用 依靠气体与稠油的 混合溶解作用 使稠油粘度降低 增加稠油的流动性并减少稠油与井筒的摩阻 损失 气举开采稠油现场应用成功后将会节省足够的稀油资源 为西北油田分公 司 2008 年上产提供技术支持 2 2 稀油区块邻井高压气举技术 稀油区块邻井高压气举技术 目前分公司大部分三叠系砂岩油藏都处于中高含水阶段 油田逐渐进入开 发中后期 在高含水期要求大排量提液来提高开发效果 而泵抽提液的能力在 某种程度上受到限制 从研究情况看 气举可以弥补泵抽的不足 因此需要研 3 究气举方式替代机采方式的可行性 表表 1 2 各区块稀油生产情况统计表各区块稀油生产情况统计表 采油井开井数 区块 投产 井数 口 自喷 口 机采 口 小计 口 日产液 t d 日产油 t d 含水 日产气 104m3 单井日 液 t d 单井日 油 t d 气油比 m3 t S95 井区 三叠系5612 166 6310 9131 17943 721178 TK918 井 区三叠系 4213186 330 483 682 362 110 133757 阿克库勒 10145244 143 282 34248 828 64463 S102 井区 奥陶系 802219 313 331 0909 656 650 评价一区 732825532768148346 2839 952 226427 981269 塔河 1 区 31189272893951 967 0912107 14835 256126 塔河 2 区 621044542864120557 967 853 03722 31565 塔河 3 区 3291625963 3493 248 81538 53219 728304 塔河 4 区 75837452348110852 815 152 177824 62246 塔河 5 区 804473 544 439 59018 37511 10 T903 区块 三叠系 8347695 2115 883 345 499 314316 543466 西达里亚 三叠系 2741721137224781 927 165 333311 762287 合计 35393167260162636347 360 97107 562 550824 413169 以九区为例 依据目前这一区块的生产现状 结合目前区块周围的气源情 况 对九区三叠系提出利用九区奥陶系气源进行邻井高压气举采油 从试油和 目前生产共 9 口井的产气情况看 九区奥陶系在 9 口井全部生产的情况下日产 气能力可达 77 104 m3 干线压力可以达到 10MPa 这为低成本气举 不需购 买压缩机 提供了有利气举的基本条件 1 3 气举气源状况分析气举气源状况分析 截至 2006 年底 西北油田分公司有天然气探明储量 1292 54 108m3 其中 气层气探明储量 644 99 108m3 溶解气探明储量 647 55 108m3 动用天然气 储量 643 53 108m3 未动用天然气储量 649 01 108m3 预计 2007 年底西北分公司拥有天然气生产能力 11 17 108m3 预计 2008 年 天然气生产能力 16 41 108m3 其中气层气井口产量为 9 58 108m3 溶解气为 6 83 108m3 表 1 3 4 表 1 3 西北油田分公司 2007 年天然气产能汇总表 井口气工业气 类别 1 11 月完成 108m3 预计全年完成 108m3 1 11 月完成 108m3 预计全年完成 108m3 气层气8 489 47 328 04 溶解气1 671 771 331 46 合计10 1511 178 659 5 2008 年已落实用户包括塔河油田自用气 轮台方向用气 库车方向用气和 西气东输 各年用气量预测见 1 4 2008 年预计有 3 9 108m3 a 的天然气富余 量 表 1 4 2008 年已落实天然气市场需求综合统计表 塔河油田用 气量 108m3 a 轮台方向用 气量 108m3 a 库车方向用气 量 108m3 a 西气东输 108m3 a 轮台 3052 项 目 108m3 a 重油加氢改 质 108m3 a 合计 108m3 a 2 70 863 12 5 1 4 气举采油推广规模分析气举采油推广规模分析 由前面稀油井和稠油井的统计可知共有 480 口 其中机采井共有 308 口 需要掺稀的井共有 82 口 由于掺稀生产井有些粘度极高不能通过注气降粘气举 的方式开采 只能对粘度略低的井进行注气降粘的方式开采 以 40 计算 能 通过注气降粘气举的方式开采共有 33 口 因此总共能过通过注天然气降粘气举 方式开采的井共有 341 口 表表 1 5 塔河油田整体实施气举采油增油量预测塔河油田整体实施气举采油增油量预测 目 前 产 量 井号 目前采油 方式 井数 口 日产液 t 油 t 含水 稀油井机抽1383877135949 5 不掺稀稠油井机抽1704891194856 自喷161483106028 5 掺稀稠油井 机抽1746659327 7 合计 341107174960 2 气举降粘举升工艺阶段进展气举降粘举升工艺阶段进展 针对目前分公司稠油区块掺稀油量需求日益增加的情况 主要从两方面进 行解决 一是寻求掺稀降粘的替代工艺 降低对稀油的依赖程度 二是增加稀 油区块的产量 为稠油区块提供充足的稀油资源 针对上述情况 提出采用气 举采油的方式缓解或解决上面问题 从两个方面开展研究工作 一是针对稠油 5 区块开展气举降粘工艺技术研究 通过这种方式降低甚至取代掺稀降粘 二是 针对稀油区块开展气举提液举升工艺技术研究 增加稀油供应量 2 1 稠油气举降粘举升工艺阶段进展稠油气举降粘举升工艺阶段进展 针对稠油注天然气降粘举升工艺从室内实验 选井方案 工艺设计以及经 济评价等多方面进行了研究 考虑到避免目前试验阶段购买增压设备的风险性 同时为稠油降粘工艺提供选井标准以及现场实施经验 提出先期选井开展制氮 拖车气举试验 2 1 1 稠油注天然气降粘先导试验方案稠油注天然气降粘先导试验方案 1 注气降粘室内实验效果明显 注气降粘室内实验效果明显 引用英 2 井侏罗系七克台组稠油与不同气体混溶试验曲线稠油溶解气体后 的降粘实验 图图 2 1 不同混溶压力下气油比的变化曲线 不同混溶压力下气油比的变化曲线 70 6 图图 2 2 不同混溶压力下粘度的变化曲线 不同混溶压力下粘度的变化曲线 70 由上述实验结果可知 对于 70 下下粘度大约为 2500mpa s 的原油 随着混 溶压力的增高 天然气和二氧化碳的溶解汽油比明显增大 随之原油粘度明显 下降 其中天然气的降粘率达到了 96 6 具有很好的降粘效果 考虑分公司 的实际情况 综合比较确定天然气作为气举稠油的气源 目前分公司的稠油天 然气降粘实验正在室内开展 2 注气降粘气举先导性试验方案 注气降粘气举先导性试验方案 为进一步论证稠油气举的可行性 建议尽快开展气举先导性试验 初步编 制了先导性试验方案 1 注入气源和试验井的选择 选择 8 3 号站作为气源 该站有充足的脱 硫干气 满足气举气的要求 同时 选取 8 3 号站较近的 T817 K 和 TK725 两 口掺稀生产井作为实验井 2 考虑稠油区块无相邻的高压气井和初步试验地面设备尽量简化的特点 因此选择增压开式气举工艺 由于需要连续生产 稠油井地层能量充足满足连 续气举的条件 因此选择连续气举工艺 3 注气点的选择 由于稠油原油粘度对温度有较强的敏感性 原油粘度迅速升高的拐点在 60 左右 而井筒温度在 60 时井深为 1300m 左右 通过研究井筒流态分布 出现井筒泡状流的点位于 1800m 以上 由于气体的析出 原油粘度急剧增大 为保证气举气在稠油中顺利 快速溶解 达到高效气举的目的 气举阀下深应 7 在 1800m 以下 而最佳注气点要进行精确的计算 油井粘温曲线 0 6000 12000 18000 24000 30000 36000 42000 48000 54000 60000 66000 72000 78000 2030405060708090100 温度 粘度 mPa s TK604井 TK605井 TK609井 TK614井 S66井 S74井 图图 2 3 油井粘温曲线油井粘温曲线 4 试验井的气举设计 以 T817 K 井为例 假设注气压力 25MPa 井口油压 4 0MPa 表表 2 1 气举设计结果气举设计结果 设计产油量 t d 270注气量 m3 d 17791 设计产液量 t d 270生产气液比 m3 t 93 9 井底流压 MPa 50 31注入气液比 m3 t 65 9 含水 0注气深度 m 2452 表表 2 2 各级气举阀设计参数各级气举阀设计参数 级 数 型 号 下入 深度 m 阀孔 尺寸 mm 井下关 闭压力 MPa psi 调试打 开压力 MPa psi 工作时井 口套压 MPa 1KFT B 25 424523 2 10 32 149620 62 5 气举外输可行性分析 表表 2 3 满足外输情况下的井口回压和出口温度条件满足外输情况下的井口回压和出口温度条件 井号井口回压 MPa进站压力出口温度进站温度 2 50 36048 1 50 37056 0 90 38063 TK725 0 50 39071 1 90 36052 1 00 37061 0 50 38069 TK817 0 380 39077 考虑到现油气集输规范上要求自喷及机抽井井口回压不超过 1 5MPa 从计 算结果可以看出 将井口的外输温度提至 70 度以上可以满足外输 6 试验步骤 由于是气举开采稠油先导试验 所以在方案制定上采取初期掺稀 注气复合 8 工艺 然后逐步降低掺稀量的方法进行试验 天然气管线点火排空 30 分钟后 并入流程 关闭循环阀 空心杆注入稀油 正常掺稀生产 记录掺稀量 产出液量 温度 井口油 套压 掺稀正常生产 72 小时后 试注天然气 A 调整天然气进口压力至设计压力 开启进口阀 B 第一级气举阀开启后 记录掺稀量 举出液量 温度 井口油套压 C 连续注气 记录掺稀量 举出液量 温度 井口油套压 第一级气举阀开启后 掺稀流程开启 1 3 流量回流 减少掺稀量 第二级 气举阀开启后 观察 3 小时 正常后 再次加大掺稀回流量至正常排量的 1 2 1 2 掺稀量保持观察 48 小时后 再次减掺稀量至 1 4 正常生产 72 小时后 关闭掺稀 7 经济评价 气举投入费用概算 表表2 4 气举采油投入费用概算表气举采油投入费用概算表 方 式气 举空心杆 气举备 注 气体类型天然气天然气 驱 动燃 驱燃 驱 地面配套设备 367367 井下气举阀费 66 3 级气举 井下作业费 4050 燃料费 3636 年 运 行 费 3030 不可预见费 1010 按总费用的 5 左右计算 投 资 万 元 合计 万元 498508 通过以上的预算可以看出 整体投资均在500万元左右 因此气举采油从经 济上是可行 维持目前产量 计算节约稀油的经济效益预算 表表2 5 T817 K TK725井气举采油经济效益预算 不增产 井气举采油经济效益预算 不增产 项项 目目T817 K TK725 目前产量 t 86 50 日掺稀量 t 40 30 9 在维持目前产量的前提下 按目前T817 K TK725井的日掺稀量来计算 300天节约稀油所带来的经济效益 预计两口井一年的净收入为630万元 预计日增油 20t 时的经济预算 表表2 6 T817 K TK725井气举采油经济效益预算 增产井气举采油经济效益预算 增产20t 按日单井日增油20吨 及单井日节约稀油的价格来计算300天的经济效益 预计两口井一年的净收入为3990万元 通过以上两种情况的预算可以看出 整体投资均在500万元左右 且成本回 收期在半年以内 对于稠油气举井第一年预计效益最低可达到630万元 300 天节约稀油 t 120009000 稀稠油价格差值 元 300300 全年收入 万元 360270 合计净收入 万元 630 项项 目目T817 K TK725 目前产量 t 86 50 日增油量 t 20 20 日掺稀量 t 40 30 300 天增加稠油产量 t 6000 6000 300 天节约稀油 t 120009000 稠油销售收入 万元 16801680 稀稠油价格差值 元 300300 稀油销售收入360270 全年收入 万元 20401950 合计净收入 万元 3990 10 按日单井日增油20吨 及单井日节约稀油的价格来计算300天的经济效益 预计两口井一年的净收入为3990万元 后几年则没有压缩机等成本支出 效益会更高 因此气举采油从经济上是 可行 2 1 2 稠油撬装气举单井试验稠油撬装气举单井试验 本次试验的目的是希望通过本次先导试验 明确下步选井类型和选井依据 即气举开采稠油的粘度适应范围以及含水高低的范围 确保注气降粘气举工艺 的顺利成功完成 1 选井结果 选井结果 撬装式制氮车先导性气举采油试验井选井原则 1 目前为自喷生产的井 2 含水不高于 60 3 日产油量较高的井 日产油 15t 4 井口压力较低的井 5 粘度较低 不是超稠 特稠油井 6 非定容体井 具有一定的稳产期 生产 曲线不是呈斜直线下降的井 依据以上选井原则 对所有掺稀生产井逐步进行选井 符合条件的只有以 下 2 口井 具体见表 2 7 表表 2 7 筛选井原油粘度统计表筛选井原油粘度统计表 序号 井名测试日期 温度 粘 度 30 温度 粘 度 40 40 温度 粘 度 50 50 温度 粘 度 60 60 温度 粘 度 70 70 温度 粘 度 80 80 温度 粘 度 90 90 1TK6532003 9 221203 28676 03284 04157 98 3TK8412005 3 1741 6398 5208 8119 973 36 具体 2 口井的生产曲线如下 TK841日度生产曲线 2005 2 206 47 269 1611 712 292006 4 126 37 259 1511 612 282007 4 116 27 249 1411 512 27 时间 年月日 0 20 40 60 80 100 120 140 160 日 产 液 量 t 2005 2 206 47 269 1611 712 292006 4 126 37 259 1511 612 282007 4 116 27 249 1411 512 27 时间 年月日 0 20 40 60 80 100 120 140 160 日 产 液 量 t 2005 2 206 47 269 1611 712 292006 4 126 37 259 1511 612 282007 4 116 27 249 1411 512 27 时间 年月日 0 0 20 0 40 0 60 0 80 0 100 0 120 0 140 0 160 0 日 产 油 量 t 2005 2 206 47 269 1611 712 292006 4 126 37 259 1511 612 282007 4 116 27 249 1411 512 27 时间 年月日 0 0 20 0 40 0 60 0 80 0 100 0 120 0 140 0 160 0 日 产 油 量 t 2005 2 206 47 269 1611 712 292006 4 126 37 259 1511 612 282007 4 116 27 249 1411 512 27 时间 年月 0 0 10 0 20 0 30 0 40 0 50 0 含 水 2005 2 206 47 269 1611 712 292006 4 126 37 259 1511 612 282007 4 116 27 249 1411 512 27 时间 年月 0 0 10 0 20 0 30 0 40 0 50 0 含 水 2005 2 206 47 269 1611 712 292006 4 126 37 259 1511 612 282007 4 116 27 249 1411 512 27 时间 年月日 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 油 压 MPa 2005 2 206 47 269 1611 712 292006 4 126 37 259 1511 612 282007 4 116 27 249 1411 512 27 时间 年月日 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 油 压 MPa 图 例 油压 含水 日产油量 日产液量 11 综合考虑 TK653 井含水偏高 首选 TK841 井作为撬装式制氮车气举采油井 次选 TK653 井 TK841 TK653 的生产数据及生产特征如下表 2 8 表表 2 8 TK841TK841 TK653TK653 井井 2007 年年 12 月月 16 日生产数据统计表日生产数据统计表 序 号 井号 油 嘴 掺稀 方式 目前油 压 MPa 目前 套压 MPa 温度 密度 g cm3 目前掺 液量 t d 目前日产 液 t d 目前含 水 1 TK8416 5反掺3 3 3 2 8 6 37 320 9832 33 864 30 2TK6536 5 正掺 10 82 1228 230 99118 938 450 56 2 方案设计 方案设计 在前期选井的基础上 我们针对筛选出的 TK841 井和 TK653 井分别进行了 具体的制氮拖车气举设计 下面以 TK841 井气举工艺设计为例 1 设计条件 注气压力 20MPa 井口油压 2 0MPa 地层压力系数 1 06 MPa 100mm 2 气举设计结果 表表 2 2 9 9 TK841TK841 井气举设计结果表井气举设计结果表 设计产油量 t d 100注气量 m3 d 20475 设计产液量 t d 100生产气液比 m3 t 237 井底流压 MPa 43注入气液比 m3 t 204 含水 0注气深度 m 3200 3 各级气举阀设计参数 TK653日度生产曲线 2003 7 242004 1 23 236 129 111 212005 5 27 2210 1112 312006 6 1111 202007 5 17 2110 1012 30 时间 年月日 0 50 100 150 200 250 日 产 液 量 t 2003 7 242004 1 23 236 129 111 212005 5 27 2210 1112 312006 6 1111 202007 5 17 2110 1012 30 时间 年月日 0 50 100 150 200 250 日 产 液 量 t 2003 7 242004 1 23 236 129 111 212005 5 27 2210 1112 312006 6 1111 202007 5 17 2110 1012 30 时间 年月日 0 0 50 0 100 0 150 0 200 0 250 0 日 产 油 量 t 2003 7 242004 1 23 236 129 111 212005 5 27 2210 1112 312006 6 1111 202007 5 17 2110 1012 30 时间 年月日 0 0 50 0 100 0 150 0 200 0 250 0 日 产 油 量 t 2003 7 242004 1 23 236 129 111 212005 5 27 2210 1112 312006 6 1111 202007 5 17 2110 1012 30 时间 年月 0 0 20 0 40 0 60 0 80 0 100 0 含 水 2003 7 242004 1 23 236 129 111 212005 5 27 2210 1112 312006 6 1111 202007 5 17 2110 1012 30 时间 年月 0 0 20 0 40 0 60 0 80 0 100 0 含 水 2003 7 242004 1 23 236 129 111 212005 5 27 2210 1112 312006 6 1111 202007 5 17 2110 1012 30 时间 年月日 0 20 40 60 80 100 120 油 压 MPa 2003 7 242004 1 23 236 129 111 212005 5 27 2210 1112 312006 6 1111 202007 5 17 2110 1012 30 时间 年月日 0 20 40 60 80 100 120 油 压 MPa 图 例 油压 含水 日产油量 日产液量 12 表表 2 10 各级气举阀设计下入深度表各级气举阀设计下入深度表 级 数 型 号 下入 深度 m 阀孔 尺寸 mm 井下关 闭压力 MPa psi 调试打 开压力 MPa psi 工作时井 口套压 MPa 1KFT B 25 417003 2 19 519 7 2KFT B 25 428873 6 2019 3 3KFT B 25 432003 6 12 图图 2 11 气举阀分布曲线图气举阀分布曲线图 3 气举采出油外输可行性分析 气举采出油外输可行性分析 表表 2 12 满足外输情况下的井口回压和出口温度条件满足外输情况下的井口回压和出口温度条件 井号管径输送类 型 井口回压 MPa 进站压力 MPa 出口温度 进站温度 备注 9 20 47060不行 6 20 48068不行混输 3 90 49077不行 170 47060不行 8 10 48068不行 DN100 分输 40 49076不行 混输1 60 49074可行可行 TK841 DN150 分输1 40 49074可行可行 由表 2 12 可以看出 在管径为 DN100 的情况下 无论采用分输还是混输 均不行 这也是目前 TK841 井已有的集输管线 若更换管线采用 DN150 的管 线 则在分输和混输的条件下均能实现 若想采用目前管线下集输 则必须加 热到 90 度 同时提高井口回压 使井口回压增加到 4MPa 以上 这需要提高井 13 口注气压力 4 施工步骤 施工步骤 图图 2 5 简要施工步骤框图简要施工步骤框图 2 2 九区邻井高压气举方案阶段进展九区邻井高压气举方案阶段进展 2 2 1 九区开展气举采油的油藏适应性分析九区开展气举采油的油藏适应性分析 2 2 1 1 油层物性的适应性 1 储层参数好 渗透率 733 3 10 3 m2 含油饱和度 65 孔隙度 21 油层平均有效厚度 13 22m 2 油藏均质 变异系数 0 38 3 驱替效率高 油水等渗点为 50 活塞驱替特征明显 能够为大排量连 续气举提供充足的流体和地层条件 适合气举采油 2 2 1 2 九区开展气举采油的气源适应性分析 1 气源量 根据研究 九区 27 口井开展气举日需气量 45 3 104 m3 九 区奥陶系在目前井网条件下具有高压气源能力 77 104m3 d 另外三叠系中油组 气藏以及邻近九区的 932 区块的气源都可作为后备气源 所以九区气举所需气 量基本具备 2 气源压力 九区气举 8MPa 的注气压力就能够满足举深和产量的要求 奥陶系气源压力完全能够达到 8 10MPa 因此能够满足气举压力的要求 故气 源的供应能力能够适应九区气举采油的需要 3 气源的天然气组分 气举系统要求天然气不得产生液态烃和水 酸气含量不得高于石油行业标 完成施 工方案 设计和 相关物 资准备 完 成 框 架 计 算 环保安 全预案 验收 作业 施工 分组 试车 并联 试车 资料收 集 评 价 气举 调整 优化 生产 14 准 塔河九区的高压天然气各成分含量为 C1 93 09 C2 1 44 C3 1 1 N2 1 65 CO2 2 72 H2S 578mg m3 C2 C3的临界温度和压力分别为 32 27 4 82MPa 96 67 4 19MPa 所以用于气举前需要脱烃 脱水 脱硫 2 2 1 3 主要举升方式的适应性对比分析 人工举升方式优选必须在了解目前国内外各种机械采油方式的能力及水平 的基础上做到采油方式与油藏实际相结合 通过对比分析选择适合的人工举升 方式 表 2 13 列出了目前国内外现场应用的主要人工举升方式在不同油井条件 下的适应性 综上所述 不管从油井的工艺条件 油藏的驱动类型 流体的特性 气源 条件和经济效益都比较适合气举采油 是该区块整体人工举升优先考虑的开采 方法之一 表表2 132 13 主要人工升举法的适应性主要人工升举法的适应性 方法 指标 有杆泵抽油电潜泵抽油气举采油 防腐 防 垢的处理 能力 好到特好 可将处理剂成批 加入环空 较好 如果不采用遮挡 处理 剂只能成批加入吸入口处 好 将处理剂加入注入气中 并对下部油管进行防腐防垢 处理 油井出砂开关井不当 容易砂卡容易损害机组非常适宜 举深 正常小于 3000 米 最大 4420 米 正常小于 2000 米 最大 2500 米 正常小于 3000 米 最大 3658 米 气体影响 若可排放气体和采用合理设 计的泵并加气锚 则好 如 果必须有大于 50 的自由气 通过泵 则差 有大于 5 的自由气通过泵 则差 如果产液中无固相颗粒 气体旋转分离器是有效的 特好 生产的气体可减少注 入气的需要量 温度限制对井筒温度没有限制 标准电机和电缆限于 120 在高温下电缆容易老化 机组 因散热不好易烧 对井筒温度没有限制 大排量升 举能力 正常 1 100 m3 d正常 80 700 m3 d 正常 30 3180m3 d 若气量 压力保证可以实现大排量提 液 能源消耗消耗电能 泵越深能耗越大 消耗电能 泵越深 液量越大 能耗越大 在不用压缩机的情况下单井 不耗能 免修期1 5 年1 5 年3 年 检修作业 量 较大大容易 维护费用 低产 产液量小于 65m3 d 的 浅到中等深度 小于 2100m 的陆上油井 操作费用低 可变的 如果功率高 则电费 高 特别在海上作业中 由于 运转寿命短造成作业费用高 修理费用也高 井的费用低 压缩机维护费 用高 基建费用 低到中等 随着深度和设备 规格的增加而提高 如果有现成电力可用 则基建 费用较低 随着功率加大费用 也提高 油井气举费用较低 需要装 备天然气处理设备 若用压 缩机则一次性投资高 工作制度 的灵活性 可以改变冲程 冲次调整产 液量 但上调的幅度受到限 制 差 因速度固定 需要谨慎设 计 变速驱动可提供较好的机 动性 特好 改变注气量以改变产 量 15 方法 指标 有杆泵抽油电潜泵抽油气举采油 可靠性 特好 如果抽油杆一直使用良 好 工作时效可超过 95 可变的 在理想升举条件下特 好 在有问题的条件下较差 对工作温度和电故障非常敏感 如果压缩系统设计和维护合 适 特好 2 2 2 气举参数优化气举参数优化 1 目标产量确定的原则 按照九区油藏开发方案的要求 同时结合油田在 不同含水时期的开发普遍规律和目前的生产动态 确定 对中低含水井 60 合理控制压差生产 对高含水井 60 适当放大压差进行提液 油 井产液量 Q J P 采用油藏工程开发方案推荐的采油指数 水平 直井综合 采油指数 25 44m3 d MPa 确定目标产量 中低含水井日产液量为 66m3 d 高含水井日产液量为 127 m3 d 作为优化设计的基础数据 2 气举参数优化 表表 2 142 14 九区气举采油模拟计算九区气举采油模拟计算 注气量 104 m3 12345 最大卸载深度 m 16471896212821872217 含水 30 时 地层压力 35MPa 井口回压 2MPa 注气压力 8MPa 最大产液量 m3 d 202256316338351 最大卸载深度 m 14931636185420181937 含水 60 时 地层压力 40MPa 井口回压 2MPa 注气压力 8MPa 最大产液量 m3 d 199258309346347 最大卸载深度 m 11651319123012401397 含水 90 时 地层压力 47MPa 井口回压 2MPa 注气压力 8MPa 时最大产液量 m3 d 206271214219237 在最大日注气量限定 5 104m3以内 分别模拟了不设定目标产量 不控 制生产压差条件下 1 2 3 4 5 104m3等 5 个不同注气量情况下的气举产量 当最大注气量为 5 104 m3 井口回压 2MPa 油管尺寸 62 5mm 注气压力 8MPa 时 油井含水 30 的气举液量可达到 351m3 d 气举深度 2217m 油井含 水 60 的气举液量可达到 347m3 d 气举深度 1937m 油井含水 90 的气举液 量可达到 237 m3 d 气举深度 1397m 由地层速敏研究结果知 速敏临界产量 为 298m3 d 为此气举产液量不宜超过该值 表表 2 152 15 九区气举采油优化结果九区气举采油优化结果 油井 含水 地层 压力 MPa 油管 尺寸 mm 井口 回压 MPa 注气 压力 MPa 举升 产量 m3 d 日注气量 104 m3 举深 m 备注 303562 527661 6781211 控制生产理论 模拟 604062 527661 21113 控制生产 16 904762 5271270 91151 放大生产 303562 52662 721 691146 控制生产 604062 527661 2925 控制生产 管柱 设计 904762 5271270 9973 放大生产 303562 52835152217 放大生产 604062 52834751937 放大生产 最大 能力 904762 52823751397 放大生产 2 2 3 地面配套工程地面配套工程 目前该区的油气集输工艺是 各单井油气水混合物流体在 9 1 计转站完成油 气收集及计量任务后 油气混输到 14km 外的一号计量接转站 在该站与其它区 油气水混合 分离出的天然气不经进一步处理通过专线直接输向 11km 外的一号 联合站 油水混合物通过另一条管线输向一号联合站 方案 1 建处理站 气举天然气处理厂的主要功能是脱硫 脱烃 脱水 同时应最大限度地减 少工艺流程的压降 配气站的主要功能是配气 计量及气举资料的采集处理传 输 实现信息共享和自动化管理 其工艺流程如图 2 6 因此只要地面空间允许 从经济性和可操作性上说气举天然气处理站选在 9 1 计量接转站比较合适 处理后的天然气不需要经过长距离管线输送就可以 直接经过一级配气和二级配气 输送到单井井口 一级配气主要是为各油区输 送高压天然气 其它油区若需要高压气气举 铺设一条输气管线即可 二级配 气就是向九区单井供应气举气 图2 62 6 天然气处理工艺流程图天然气处理工艺流程图 一级配气站主要由分离器 脱硫装置 氨制冷装置 三甘醇脱水装置 加 热炉 换热器 一 二级配气线组等组成 设计年处理量为 150 180 万方 耐 17 压 16MPa 整套设备及安装费 1768 万元 方案 2 不建处理站 不建处理站 直接将邻井高压气引 则只需要建设配气站与注气井间管线 采用 50mm 无缝钢管做为干线 耐压 15MPa 22 口井 长度共约 44km 总投资 约为 988 万元 地面工程总投资 988 万元 2 2 4 九区气举采油效果评价九区气举采油效果评价 2 2 4 1 增产效果预测 根据气举设计研究 6 口井进行气举 至少能够实现日产液 1121m3 d 日 产油 227 2t d 日产气 28553m3 d 日增油 90t d 日增气 12740m3 d 经过 对油藏的研究 认为该区油井停喷时大都处于高含水状态 经过气举提液 单 井日产油可达 15t 以上 增产效果非常明显 有利于适时提高塔河九区中高含 水期油田开发效益 见表 2 16 表表 2 162 16 目前机采井实施气举增产效果表目前机采井实施气举增产效果表 目 前 产 量气举日产 井号 目前采油 方式 日产液 t 油 t 气 m3 含水 日产液 t 油 t 气 m3 含水 日增 油 t 日增 气 m3 年增油 t 年增气 m3 S100电潜泵209 312 82978 93 9 27016 47384293 93 67864 TK910H电潜泵201 129225685 627038 88302985 69 88773 TK924H抽油机128 435 3211572 520055329472 519 71179 TK925H抽油机97 414 189085 512718 42116085 54 315270 TK925H抽油机73 919 1175474 212732 77301474 213 671260 TK932H电潜泵5226 9582048 312765 661421448 338 768394 合计 762 1137 2 15813460 1121227 228553 460 9012740 315004459000 2 2 4 2 九区气举采油经济评价 S100 井是最早的抽油井 其目前的含水为 89 5 属于高含水井 处于大 排量提液的开采阶段 需要气举采油技术进一步提高开采效果 另外它的含水 在目前的 5 口机采井中具有代表性 5 口井平均含水 93 9 因此对它的气举 采油效益进行评价 能够为目前的 5 口机采井整体实施气举采油提供比较可靠 的依据 由表 2 17 可以看出 S100 井实施气举采油比有杆泵采油年净增加收入约 385 3 万元 约 1 35 倍 表表 2 172 17 S100S100 井气举采油费用概算表井气举采油费用概算表 有杆泵采油 日 产年 产年产出投 入