超稠油采油工艺技术简介-总公司调研团

1、中国石油天然气股份有限公司 调研团材料 超稠油采油工艺技术简介超稠油采油工艺技术简介 辽河油田分公司特种油开发公司 2002 年 9 月 11 日 1 1.1. 概况概况 曙一区超稠油油藏地理上位于辽宁省盘锦市西约 30km 处，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段。 曙一区兴隆台油层超稠油资源丰富，总含油面积 23.3km2，地质储量 15557104t。杜 84、杜 229两块是曙一区超稠油的主力区块，其探明含油面积分别为 6.2km2和2.5km2, 地质储量分别为 5647104t 和 2061104t； 动用含油面积分别为 1.0km2和 2.5km2，动用地质储量分别为 15001

2、04t 和 2061104t。 特油公司合计动用含油面积 3.5km2， 动用地质储量 3561104t。 杜 229、杜 84块兴隆台油层原油物性差，属超稠油。两块原油密度均大于1.0g/cm3（20） ，地面脱气油粘度 5.416.8104mPa s （50） ，凝 固 点20 26.5，胶质沥青质含量 49.3%57.8%。 截止到 2002 年 8 月底，特种油开发公司共有超稠油开发井 644口，其中油井 610 口。累积注汽 875104t、产油 444104t、产水602104t，累油汽比 0.51、回采水率 69%。2002 年特油公司计划完成原油产量 126 万吨,现已累积注汽

3、 168104t，产油 83.7104t，产杜 2 2 9 块兴隆台兴隆台馆陶组84094066081053064038.282.01067083.781.980储层 粒度中值 mm0.270.300.47物性 孔 隙 度 %30.431.021.628.1 渗 透 率 um21.321.551.061.82 20oC密度 g/cm31.0051.011.0011.0041.008原油 50oC粘度 mPa.s5.47.214.616.822.930.2 凝固点 oC202325.126.530物性 含蜡量 %1.972.192 胶+沥含量 %49.356.956.157.856.248.23

4、89.567.35有 效 厚 度 m净 总 比 %原 始 地 层 温 度 oC原 始 油 层 压 力 M P a表1 杜 8 4 块 、 杜 2 2 9 块 主 要 地 质 特 征 表区 块层 位油 藏 埋 深 m杜 8 4 块 2 水 130.7104t，年油汽比 0.5，回采水率 78%。目前平均日开井 435口，核实平均日产油 3492t/d，综合含水 62.4%。 2.2. 超稠油蒸汽吞吐生产特点超稠油蒸汽吞吐生产特点 (1) 周期产量低、油汽比低 超稠油蒸汽吞吐生产的高产期，杜 84 块出现在第 3-4 周期、杜229 块出现在第 2-3 周期，杜 229 块好于杜 84 块，产量及

5、油汽比变化规律见图 1、2。 (2) 周期生产时间短，产量递减快 超稠油井吞吐周期一般为 23 个月，油井日产一般为阶梯性递减，高产期为 20 天左右，废弃产量为 35t/d。 (3) 油井作业频繁，工序多 由于周期生产时间短，一口井一年可生产 3 轮左右，每年的作业工作量是普通稠油井的两倍以上，且现有生产工艺完成一次热采作业，从起泵下隔到转抽生产至少需经 6 个以上的作业工序。99 年以来，由于作业价格上浮，以及出砂、汽窜频次的逐年增高，造成作业成本一直局高不下，并有递增趋势。 (4) 开采全过程需伴热生产 超稠油油品粘度高，开采全过程需伴热生产，这是有别于一般油品生产的重要特征。尤其是举升

6、工艺，97 年我们采用越泵电加热举图2 杜229块周期生产规律曲线44.871.984.489.888.281.253.6120063914631595871146315860.920.620.350.990.890.560.80200400600800100012001400160018001轮1052轮873轮574轮435轮286轮127轮1轮次00.20.40.60.811.2周期生产天数(d)周期累油(t)油汽比图1 杜84块周期生产规律曲线53.364.47895.5102.6109.6113.5109.7619.2812.41028.21173.61120.5844.1990.8

7、1061.40.430.70.530.630.460.530.620.720200400600800100012001400一轮208 二轮196 三轮166 四轮147 五轮127六轮86七轮41八轮11轮次00.10.20.30.40.50.60.70.8周期生产天数(d)周期累油(t)油汽比 3 升工艺解决了将超稠油采出地面的技术难题， 由此也带来了巨大的电能消耗，成为成本构成中的一大要素，在操作成本中占 10%左右的份额。 (5) 油井普遍出砂 超稠油出砂井比率为 67%，普遍出砂情况的存在对油井生产产生了严重影响，这一情况在杜 229 块 2000 年新井投产初期表现得尤为突出。油井

8、普遍出砂造成了大量的冲检作业，增加了作业成本。 3.3. 超稠油采油工艺技术超稠油采油工艺技术 通过 6 年来的技术攻关和现场试验， 针对直井蒸汽吞吐开发方式所确定的主体采油工艺为注采冲防一体管柱+空心杆智能温控中频电加热采油工艺，同时为提高机采效率，配套了调冲次技术。 3.1 注采冲防一体管柱技术 常规生产管柱为：注汽管柱采用11462mm 真空隔热管+热敏封隔器+伸缩管，采油管柱为89mm 油管+57mm 越泵+36mm 空心杆，完成一次热采作业通常需要图 3 所示 6 道工序，多则要达到 12图3 常规作业工序图下隔探砂起隔注焖放下泵管下杆下冲砂管柱冲砂起冲砂管柱起杆起泵管采油起杆起泵管

9、下泵管下杆检泵图4 一体管柱作业工序图下隔注汽下杆冲砂起杆采油起杆下杆检泵 4 道以上。这种工艺与超稠油蒸汽吞吐生产不适之处主要有四方面：一是工序繁多，成本高；二是光油管生产，井筒热损失大，电加热能耗高；三是封隔器隔热效果较差，不利套管保护，且易造成卡井事故；四是冲砂作业需起下冲砂管柱。 那么，要解决以上问题，就需要通过技术改进，寻求一种能够与超稠油蒸汽吞吐生产特点更加匹配的采油工艺，总的指导思想是，实现超稠油不动管柱开采，则上述诸多问题都可以迎刃而解，其作业工序如图 4 所示，为此，我们研究开发了注采冲防一体管柱，管柱结构如图 11 所示，其主要工作原理及特点如下： 3.1.1 氮气隔热优于

10、封隔器隔热 采用氮气隔热取代封隔器隔热， 隔热效果良好。 由此解决了封隔器隔热存在的密封效果不佳、 多数井不能敞套管注汽的问题， 避免了封隔器卡封处的热应力集中对套管造成的损害， 同时避免了封隔器卡井事故的发生。 3.1.2 具有注汽隔热及采油保温的双重作用 注采一体保温油管是注采冲防一体管柱的关键技术之一， 5 采用真空隔热预应力技术生产，外管为114mmN80油管，内管采用76mmN80油管，满足与57mm 杆式泵配合的要求，内外管环空填充铝薄等隔热材料，提高隔热性能。 从视导热系数对比来看， 注采一体保温管视导热系数为 0.01w/m.，与真空隔热管视导热系数 0.008w/m.接近，完

11、全能够满足超稠油井注汽要求（见表 9） 。另外由于内径增大，一方面满足了采用57mm 杆式一次管柱泵进行采油生产的要求；另一方面，可降低注汽时的蒸汽摩阻，相同井口压力下，采用一体保温管注汽时的井底压力高于普通真空隔热管， 在一些注汽压力高的油井上， 该管柱显示出一定的优势。 电杆加热采油工艺实际上是一种采油保温过程， 即以电杆输出的热量来弥补油流自井底流至井口过程中通过油管向外散失的热量， 使原油始终处于保持良好流动状态所需的最低温度之上。 据井底产液温度测试资料， 以杜 229 块为例， 转抽初期的井底流温可达 200左右，末期流温为 65左右，期间为自然递减过程。理想状态下，如采取良好的井

12、筒保温措施，油流自井底到井口的热损失为 0，可以保持恒定的井底流温，则完全不需要加热措施，一体保温油管的采油保温作用即在于此，它可以延长不通电采油期，降低通电采油期的电加热功率，从而大大降低电能消耗，节省成本。 3.1.3 杆式泵与一体管匹配性能可靠 类 型 用 途 视导热系数 （w/m.） 普通保温油管 采油保温 0.149 普通隔热管 注汽隔热 0.070 真空隔热管 注汽隔热 0.008 注采一体保温油管 注汽隔热及采油保温 0.010 表 2 隔热管参数对比表 6 一次管柱泵是实现不动管柱的关键技术之一，通过试验改进，开发应用了三种形式的杆式泵：卡块锚定-聚四氟材料密封杆式泵、卡簧锁定

13、-橡胶压缩密封杆式泵和卡块锚定-金属密封杆式泵。 3.1.4 可不动管柱冲砂 该种管柱底带 3”笔尖即可实现不动管柱冲砂作业，从而大大降低了冲砂费用。 3.1.5 具备防砂功能 针对超稠油井普遍出砂的生产特点，在出砂井上采用杆泵底带0.61mm 砂锚方式，外径与杆泵匹配，长度一般为 8m，在一些出砂不严重井上，避免大砂粒入泵造成砂卡，从而实现了不动管柱档砂生产。 除上述五项主要特点以外，由于实现了不动管柱开采，注采冲防一体管柱还具有缩短作业工期-提高油井时率、减少油管清洗费、减轻环境污染、减轻油层污染和热能损失等诸多优点。 该项技术现场应用主要取得以下效果： 1)大大减少作业工序，降低了作业成

14、本。周期平均节约作业费3.68 万元，下降幅度 39.5% 。 2)大幅度降低电能消耗。平均周期节省电费 2.09 万元，下降幅度 55.9%。 3)提高了采油时率。周期作业时间缩短 34 天。 4)减少了井场污染、管杆清洗和运输费用。 5)基本避免了出砂井砂卡管柱造成油井大修。 更有效地保护了套 7 管。 该项技术从 2000 年底开发应用以来，目前保温油管使用规模已达 200 口井。截至 2002 年 8 月底，注采冲防一体管柱技术已推广实施 669 井次，现场统计共节省成本 3831 万元。 3.2 空心杆智能温控中频电加热采油工艺 中频电加热技术是针对工频电加热技术存在的耗电量高、维修

15、费用高、单相供电造成电网不平衡等问题，通过改变供电方式以加强集肤效应，增强电磁感应，提高电热转换效率为技术切入点而开展的。 越泵电加热装置主要由地面和井下两大部分组成 （见图 6） 。 工频电加热地面部分主要由特种变压器 、电控柜、电缆引入器及地面电缆组成。 其中特种变压器是用来将三相 6.3kV 的高压电变为单相的低压电，对井下加热装置进行供电。 井下部分主要由空心抽油杆、空心环流泵、加热电缆、电路连接器等组成，其中空心抽油杆既起抽油杆的作用，又是加热主体，加热电缆一端与电源相连， 另一端通过接触棒与空心杆的底部相连构成加热回路。 图 6 越泵电加热示意图 8 中频电加热技术将原有工频电加热

16、的地面电控系统去掉特变及电控柜，改为中频电加热器，井下部分与工频加热系统完全相同。其工作原理是将三相 380V 电压，经三相全波整流、滤波，变成直流电压， 然后再将直流电压经主回路和控制回路逆变成频率为500800Hz的单相中频电压，由中频变压器副边输送到油井加热电缆，供电热采油应用。在相同供电参数下， 频率越高则空心杆的阻抗就越大，集肤效应越强，其获得的电功率也就越大，使电源自损降低到最低限度， 从而更充分地发挥了集肤效应的电热转换效率，达到节电目的。 试验结果表明： 中频加热与工频加热对比， 加热功率平均低 1020Kw，节电率在 20%以上。 2000 年，在原有技术的基础上，又开发应用

17、了自动温控调节、自判断自保护、故障报警等先进功能。 中频电加热采油生产管理的核心工作为温度管理。 原有设备温度控制完全为人工控制， 即根据井口产液温度及油井生产状况人工调整设备供电参数，难免存在不及时和不合理等问题，造成不必要的电能损耗。自动温控功能的研制就是要实现井口产液温度的实时控制，即人工设定最佳的井口温度控制点，设备根据井口温度传感信号，实时图 7 中频电源装配图 9 调整供电功率，始终保持设备在最佳温控点运行，从而以最低的能耗保证油井的最佳生产状态。 中频电加热采油技术 1999 年试验应用，2000 年全面推广，使采油电加热成本由 1998 年的 61.5 元/吨降低到目前的 42

18、.1 元/吨，吨油成本降低 19.4 元/吨。年节省成本达 2000 万元以上。 3.3 调冲次技术 针对超稠油生产周期生产时间短，产量递减快的特点，为使油井供液能力与井筒举升能力相匹配，在提高机采系统效率方面，特油公司一直致力于研究抽油机调冲次技术， 先后进行了更换皮带轮调冲次技术、塔型轮调冲次技术、全齿轮传动变速箱调冲次技术、三速电机调冲次技术、变频调速器调冲次技术等。然而超稠油井的生产特点决定了调整抽油机冲次动作必须具备较短时间内完成的功能， 故皮带轮调冲次技术、塔型轮调冲次技术、全齿轮传动变速箱调冲次技术等不能完全适合超稠油井生产需要。 三速电机和变频调速器可以较好地满足调冲次技术要求

19、。 三速电极调冲次技术是在原有老电机的基础上进行改造， 通过定子绕组的重新绕制，使原来的 6 级电机改造成 4、6、8 级电机。在油井生产周期内的不同生产阶段，通过控制系统，对电机的三种极对数工作状态进行自由切换，从而获得三种转速，达到调冲次的目的。 变频调速器其工作原理是利用整流模块将 50HZ 交流电流变为直流电，而后经过 IGBT 模块逆变为交流三相变频电源，其频率调整范 10 围为 25-75HZ。电机频率 25HZ 时，对应抽油机冲次 3 次；50HZ 时，对应抽油机冲次 6 次；75HZ 时，对应抽油机冲次 9 次。在频率调整范围内为可实现无级调速。 调冲次技术从 2001 年开始

20、试验应用以来，共实施 275 口井，其中三速电机 55 台，变频调速器 220 台。2001 年实施三速电机 55 台，变频调速器 71 台；鉴于变频调速器可实现无级调速，技术性能优于三速电机，2002 年停止使用三速电机，确定主体技术为变频调速，当年实施 149 台。 3.3.1 效果分析 （1） 冲次提高，液量上升，起到增油效果。 在油井生产初期，油井供液能力较强，提高抽油机冲次，能够提高油井的产液量，缩短油井的排水周期，减少能量的无用消耗，提高周期产量。 现场试验结果表明，冲次提高后，泵效下降，但冲次提高造成的液量上升部分大于因泵效下降而引起的液量下降部分， 平均单井液量上升 10t/d

21、 左右，增液效果十分显著。见图 8、图 9： 冲次变化n,液量变化Q0.05.010.015.020.025.06870666447434846578547454838484052285230523852345630不同油井冲次变化液量变化 图 8 提高冲次，不同油井产液量变化与冲次的变化柱状图 11 0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%6664687057854743474548384840484652285230523452385630不同油井泵效调前泵效%调后泵效% 图 9 不同的油井提高冲次前后泵效的对比 提高冲次后， 吨液电耗由调前的 10kw/t 提高到调后的 11.2kw/t。增幅仅有 10%。 （2）冲次降低，由于