海上稠油蒸汽吞吐开采可行性研究验收多媒体第三版

中国海上稠油油田(渤海湾地区)辽河油田公司二ΟΟ五年十二月蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究中国海上稠油油田（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1汇报提纲2、-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。3、-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4、-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。5、-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℃）13.44.98.26、-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1"X52或B级

表层套管13-3/8"k55，粗扣油层套管9-5/8"或7"N80，BUTT扣钻完井情况一览表7、-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8、-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℃。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。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。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

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。12、-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。

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·℃；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

斜直井段常规生产时的井筒温度分布

：

★稠油井电加热分析

空心抽油杆加热温度场分布：

油管外伴热电缆井筒伴热系统——迭代法求解

15、-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。

16、-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17、-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。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。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

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。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

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。22、-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。

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

★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。24、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究f.举升系统设计

方案一:空心杆掺降粘剂配合有杆泵生产方式方案二：油套环形空间掺降粘剂配合有杆泵生产方式方案三：电杆拌热配合有杆泵生产方式

25、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究方案一:空心杆掺降粘剂配合有杆泵生产方式

渤海海上稠油南堡35-2油田机杆泵选择结果一览表名称型号与规格抽油机直线14型～16型空心杆Φ36mm×（1100m～1650m）抽油泵Φ70mm～Φ95mm有杆泵冲程6～8m冲数2～4r/min油管Φ89mm尾管Φ89mm泵挂深度1100m～1650m掺液比例1：0.2～0.526、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究方案二：油套环形空间掺降粘剂配合有杆泵生产方式

渤海海上稠油南堡35-2油田机杆泵选择结果一览表名称型号与规格抽油机直线14型～16型空心杆Φ36mm×（1100m～1650m）抽油泵Φ70mm～Φ95mm有杆泵冲程6～8m冲数2～4r/min油管Φ89mm尾管Φ89mm泵挂深度1100m～1650m掺液比例1：0.2～0.527、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究名称型号与规格抽油机直线14型或16型空心杆Φ36mm×（1350m～1500m）抽油泵Φ70mm～Φ83mm有杆泵冲程6m～8m冲数2～4r/min油管Φ89mm尾管Φ89mm泵挂深度1350m～1500m电杆功率70kW电加热深度1350m～1500m方案三：电杆拌热配合有杆泵生产方式

渤海海上稠油南堡35-2油田机杆泵选择结果一览表28、-g.举升工艺配套技术研究

(1)地层预处理技术

针对油井原油粘度较高，注汽较为困难的油井，为了确保油井良好的注汽效果，在油井注汽前，向地层注入预处理剂。其注入量需根据油井油层的厚度、孔隙度、渗透率、原油粘度、原油密度、处理半径的状况进行计算确定。

(2)注汽-转抽一次管柱抽油技术

在下注汽管柱的同时，将抽油泵随之下入井内，该泵既能保证注汽时井筒的畅通，又能在井下承受高温高压的注汽条件考验，不变形、不泄漏、不卡泵，确保顺利地转抽。海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究29、-

Ⅰ型Ⅱ型Ⅲ型Ⅳ型图4—6一次管柱抽油泵类型及其结构简图30、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究表4-4注汽-转抽一次管柱抽油泵主要技术参数表泵型参数CYB57TH-ZT-Ⅰ（Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ）公称直径mm705744柱塞密封长度mm1200抽油泵间隙mm0.063～0.113冲程长度m3～6连接油管外径mm88.9连接抽油杆外径mm221919耐温℃360耐压MPa20总长m7～1031、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究g.举升工艺配套技术研究

（3）大斜度井防偏磨配套技术

存在问题：★抽油杆磨断、脱扣；

★凡尔关闭不严、滞后；

★铁屑漏入泵筒，泵筒堵塞、卡泵。

解决方法：

★采用抽油杆及油管防偏磨扶正器、防脱器、旋转器、高压耐磨旋转井口；

★抽油泵采用强开强闭结构，并具有抗砂卡、防气锁功能；

★生产管柱配备防尘除屑器32、-

★举升工艺配套技术研究小结

南堡35-2油田，采取蒸汽吞吐开采的方式，利用有杆泵进行抽油生产时，必须应用大斜度井防偏磨配套技术,并优化油井的生产管柱。

▲井斜和狗腿度较小的油井，选用Ⅰ型—浮球式或Ⅲ型—滑套式注汽—转抽一次管柱抽油泵进行生产。

▲井斜和狗腿度较大的油井，选用Ⅳ型适用于大斜度或水平井的沉砂防气式注汽—转抽一次管柱抽油泵或大斜度井用泵进行生产，并在抽油杆上安装一定数量的扶正器、防脱器，利用抽油杆、油管旋转装置、旋转井口等确保大斜度、水平井的正常生产。同时，在泵体上下，安装磁性保护器，以有效地解决井筒内由于杆管摩擦造成的铁屑沉积、卡泵等问题，延长油井的检泵周期。海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究33、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究◆海上稠油采油工艺配套技术研究

a.井筒隔热工艺技术研究b.注汽工艺技术研究c.井筒降粘工艺技术研究d.完井方式与防砂、冲砂工艺技术研究e.油层保护工艺技术研究

34、-a.井筒隔热工艺技术

★

隔热油管隔热技术

普通隔热油管：隔热效果较低，视导热系数0.07w/m·℃真空隔热油管：视导热系数0.007w/m·℃,使用寿命30周期，千米井筒热损失小于5%防氢氦隔热油管：隔热性能介于普通隔热油管和真空隔热油管之间，视导热系数0.05～0.08w/m·℃,使用寿命30周期，千米井筒热损失小于10%。

推荐：渤海海上稠油南堡35-2油田井筒隔热时选用真空隔热油管隔热技术。海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究35、-a.井筒隔热工艺技术

★氮气隔热技术氮气是一种良好的井筒隔热材料，通过液氮车将液态氮气注入油套环形空间，可以将其体积膨胀700倍。但因海上施工平台空间的限制，液氮车占地面积又较大，因此，氮气隔热不是海上稠油井筒隔热理想的隔热方式。

★热采封隔器隔热技术热采封隔器，又称高温封隔器，它可防止流体上窜到油套环形空间，保护套管、减少井筒热损失、实现分注分采。目前常用的热采封隔器有两种，一种是卡瓦式封隔器，另外一种是热力封隔器。目前常用热力封隔器，解封、坐封容易。海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究36、-a.井筒隔热工艺技术

★井筒隔热方式的确定

选择热力封隔器配合真空隔热油管隔热方式作为该油田井筒隔热的主要方式。真空隔热油管连接处要加隔热套，整套隔热管柱要有双级密封补偿器来保证注蒸汽热补偿可靠地密封。b.注汽工艺技术

★对注汽工艺的要求

参照辽河油田多年陆地上油井注汽的经验，结合南堡35-2油田的现状，推荐渤海海上稠油油田首次注汽≥2000t，井口蒸汽干度≥75%，保证平稳注汽。为了保证良好的注汽效果，可利用汽水分离器对注入的蒸汽进行汽水分离，这样可使井口蒸汽干度达到95%以上。

海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究37、-b.注汽工艺技术

★注汽参数选择

依油藏数值模拟结果进行设计。

★注汽管柱结构设计

以封隔器为主的注蒸汽管柱，包括真空隔热油管、热补偿器、扶正器、热力封隔器等。

注汽管柱设计为：Φ89mm引斜+Φ89mm筛管+Φ89mm油管做尾管+热力封隔器+Φ114mm隔热油管+双级密封补偿器+Φ114mm隔热油管至井口。

注汽井口：RC21／380型，适用于各种稠油井。海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究38、-

注汽管柱结构示意图

39、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究图4-15RC21/380型热采井口结构图

RC21/380型热采井口结构图

主要技术规格如下：公称通径65mm大四通通径170mm最大工作压力21MPa最高工作温度380℃强度试验压力42MPa连接形式法兰或卡箍外形尺寸（长×宽×高）1580mm×690mm×1577mm重量1037kg（六个阀）40、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究c.降粘工艺技术

原油粘度较高、注汽较为困难的油井,井筒或地层应采取降粘措施。

★井筒降粘工艺技术

降粘方法:三种—稀释法、化学法、加热法加热法:需维持井筒温度65℃以上，可满足正常生产。稀释法:稀释剂筛选得当，完全可以解决南堡35-2油田稠油的井筒降粘问题。但因用量较大，附近无货源,受平台空间限制，无法实施。化学法:掺活性水，降粘率达到95%以上，较为理想。

结论:南堡35-2油田的井筒降粘工艺可以考虑电加热和掺活性水降粘两种方法。

41、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究c.降粘工艺技术

★地层降粘工艺技术降粘方法:三种—化学吞吐、蒸汽吞吐、溶剂驱油法

蒸汽吞吐降粘:稠油开采的主要方法，在我国各类稠油生产中发挥了重要作用。

溶剂驱油法:是将煤油或柴油等有机溶剂注入地层，使之与地层的原油混溶，从而降低原油的粘度，达到油井正常生产的目的。这种方法在现场应用时，见到了良好的增产效果。但成本较高，经济性差。

化学吞吐降粘法:是将具有一定浓度的化学药剂注入地层，焖井一段时间，再开井生产的一种方法。降粘效果明显，但有效期短，只能维持油井正常生产2～3个月。

42、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究c.降粘工艺技术

★降粘工艺的确定针对粘度较高、注汽较为困难的油井，在热采转注前，可以向地层注入一定量的预处理剂（化学药剂或有机溶剂），油井转抽后，采取电加热或掺活性水的方法进行降粘，以确保油井正常生产。43、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.完井方式与防砂工艺技术

★完井方式的筛选研究

对油井完井方法总的要求是：（1）最大限度地防止钻井、完井过程中造成的油层污染；（2）预防采油过程中油层出砂；（3）采用的防砂方法要考虑到油井产能的损失不能太大；（4）井下防砂工具、填入砾石等能耐注蒸汽的高温度，使用寿命长；（5）采用7″以上套管，N-80以上钢级。44、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.完井方式与防砂工艺技术

★完井方式的筛选研究

我国稠油热采完井方法:先期裸眼完成绕丝衬管砾石填充完井、先期完成管内尾管完井、套管内衬管砾石填充完井、普通射孔完井。

先期裸眼完成绕丝衬管砾石填充完井（简称先期裸眼砾石充填）:国内外应用最多、效果最好。

套管内衬管砾石充填完井:防砂效果好。但在近井地带的液流阻力大,油井生产指数低。

射孔完井方法:多层状、有水层存在的以及新发现的油藏，对油藏地质剖面不完全了解的情况适应性强。但极易造成钻井、完井过程中油层污染。45、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.完井方式与防砂工艺技术

★完井方式的筛选研究

尾管完井方法：能防止油层污染。但防砂能力极差，尾管尺寸限制某些井下作业，因此采用的较少。

筛选结果：首选裸眼砾石填充，其次套管内砾石衬管，最后选择射孔完井方式。若油井的各层段的物性差异较大，油藏类型为多层系油藏，应首选射孔完井方式，孔密16～20孔/m，射孔孔深≥230mm，射孔孔眼的方位应选择最大水平主应力方向，以保证海上油井产能的充分发挥。考虑蒸汽的超覆现象，应将油层下部的1/2作为射孔部位。

46、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.完井方式与防砂工艺技术

★防砂工艺及其配套工艺技术

防砂方法的选择：一般油井采取机械防砂方法，机械防砂时，可以选择弹性筛管防砂技术进行防砂，无法进行机械防砂措施且油层井段小于20m的油井,采取化学防砂方法。化学防砂时，可以选择热采人工井壁防砂技术进行防砂。

弹性筛管防砂技术：是20世纪90年代初开发研制的一项防砂新技术。弹性筛管防砂即可下在水平井裸眼井段中，也可下在射孔完井的套管内，利用挤压砾石充填、高速水砾石充填、压裂充填防砂完井方法进行防砂。是针对辽河油田稠油注汽井细粉砂防治的难题而进行研制的。

47、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.完井方式与防砂工艺技术

弹性筛管技术性能及特点

：（1）采用的是一种整体结构，具有强度高、通径大的特点，便于管内作业施工；（2）过滤层采用不锈钢丝弹性金属纤维，过流面积大，油砂分离效果好，渗透率高，在压差变化下可自行解堵，细粉砂不易堵塞；（3）布孔均匀，外部采用全焊工艺，过滤单元强度高。48、-表4—8弹性筛管技术指标一览表项目单位指标外径mm102114140177.8壁厚mm12109.179.19筛管长度m4.0～10筛管内径mmφ76φ89φ120φ159.42抗拉力kN≤560过滤单元抗内挤强度kN20过滤单元厚度mm8.57.0渗透率μm230～120防砂粒径mm≥0.1工作温度℃≤35049、-分层防砂管柱适宜于油井纵向油层相隔较远，生产上又有分层要求的油井

图4-17弹性筛管分层防砂管柱结构示意图

50、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.完井方式与防砂工艺技术

热采井人工井壁防砂技术：是二十世纪九十年代初针对稠油注汽井出砂严重而研制的一种新的化学防砂方法。其防砂原理是：用树脂涂在“砾石”表面，形成“树脂预包砂”，用携砂液将“树脂预包砂”携入井底，通过炮眼在油层亏空部位堆积、压实，形成具有一定强度及渗透率的人工井壁，阻止地层砂随液流流入井筒，从而达到防砂的目的。

热采井人工井壁：耐温350℃；抗压强度＞6MPa,渗透率＞20μm2，固化温度＞25℃，固化时间24～48h；可防治细粉砂且效果显著。可用于稠油注汽井、稀油井、水井防砂。51、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.完井方式与防砂工艺技术

★排砂工艺

防砂:0.07mm以上,排砂:0.07mm以下。尤其是针对出砂较为严重的油井，更需采取排砂工艺，做到防排结合。针对出砂严重、无法维持正常生产的油井，可先选用反循环水力喷射泵强排，然后用浮环泵携砂采油。在海上稠油具有一定的适应性。

推荐：南堡35-2油田出砂严重的油井，利用反循环水力喷射泵强排，然后用浮环泵携砂采油，来保证油井的正常生产。

52、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究d.完井方式与防砂工艺技术

★冲砂工艺：

冲砂方法:正循环冲砂管柱和反循环冲砂管柱两种。南堡35-2油田油井冲砂时,推荐选择：反循环连续冲砂管柱及其配套工具进行施工。该冲砂管柱由转换阀、连续井口、单向封隔器和喷射冲砂工具等多种工具组成。53、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究e.油层保护工艺

★储层潜在危害因素分析；★入井流体与产层的配伍性分析与评价；★海水净化系统的应用研究；★一体化工作液的应用研究。

储层潜在危害因素分析：对储层的潜在水敏性和盐敏性、速敏性、酸敏性、结垢的可能性、注入流体发生堵塞的可能性等进行分析。

54、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究e.油层保护工艺

潜在水敏性和盐敏性：南堡35-2油田储层南区为中等水敏偏强、中等盐敏性储层。因此，入井流体的矿化度要与地层水矿化度大致相当，不能低于临界矿化度。严禁用普通淡水进行压井、作业。

潜在速敏性：南堡35-2油田储层南区为弱速敏性储层。因此，各种配伍性的流体注入油井时，其注入速度对储层的影响不大。

55、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究e.油层保护工艺

潜在酸敏性:南堡35-2油田储层南区为强碱敏和中等偏强酸敏性储层，地层水的PH值为7.0～7.5。因此，入井流体的PH值要保持在7.0～7.5之间，与地层水匹配。油井酸化时，要使酸液与油气层配伍，确定出适宜的酸液配方。

结垢的可能性：南堡35-2油田油井生产过程中，应对各种入井流体进行组分分析、配伍性分析和储层岩石学分析，严禁各种不配伍的流体入井。

56、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究e.油层保护工艺

注入水或其它入井液发生堵塞的可能性：

一种入井液有可能引起多种损害。预先进行流体分析，对了解入井液的性质，判断可能损害的类型是非常必要的。在油井注汽热采过程中，避免压力激动，入井流体与地层流体配伍。57、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究e.油层保护工艺

入井流体与产层的配伍性分析与评价：通过岩心驱替实验来分析和评价对储层的损害程度。测定入井流体对岩样渗透能力的损害实验是最具共性的一类实验。入井液损害的评价指标采用渗透率损害率Dk来判定，Dk定义为

Dk=（Kf-Kfd）/Kf

式中，Kf——模拟地层水驱替岩样的渗透率，10-3μm2；

Kfd——入井液污染后模拟地层水驱替岩样的渗透率，10-3μm2。

弱损害Dk≤0.3;中等损害0.3<Dk≤0.7强损害Dk>0.7

根据评价结果，采取针对性的措施，可把储层损害降到最低程度。

58、-海上稠油蒸汽吞吐开采工艺技术可行性研究e.油层保护工艺

海水净化处理工艺：处理量：65m3/h；精度：悬浮固体颗粒直径（中值）<2μm；重量：2t；体积：1.5m×2.2m；工作压差<0.3MPa。优点：稳定性好，使用寿命长；滤芯坚固，支撑稳定，过滤面积大；节省空间；撬装结构，装卸方便；标准接口，便于安装；设备安全系数高。

油层保护工作液：

利用净化后的海水作为配液用水，以无机盐为原料，将具有多种功能的液体融为一体的无固相工作液。59、-注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

目前陆地上所用的注汽装备占地面积太大、热效率低、控制系统落后，不能适应海上平台紧凑、高效、自动化程度高的要求，这就要求海上热采设备必须小型高效化、控制系统自动化、排放系统环保化。为了满足海上稠油热采的需求，需对注汽锅炉设备小型化设计。针对南堡35-2油田，在注蒸汽锅炉小型化技术应用研究方面，需开展以下方面的工作。60、-完成的主要工作:

（1）锅炉热力、水阻力、烟风阻力及强度设计；（2）钢结构设计；（3）燃烧器及各种机、泵选型；（4）对流段吹灰系统设计；（5）水处理工艺设计；（6）控制系统微机化技术应用；（7）电器元件的防潮、防爆、防腐选型；（8）整体结构及系统方案设计。注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

61、-辽河油田稠油热采蒸汽发生器现状主要采用额定注汽量为22.5t/h的蒸汽发生器。

蒸汽发生器的主要结构

a.辐射段b.对流段c.水—水热交换器

蒸汽发生器配套主要设备

a.泵——选择容积式往复泵b.电动机——按泵所需额定功率选

c.燃烧器——选用北美燃烧公司（NA）产品

d.空气压缩机

注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

62、-表5-9蒸汽发生器参数系列YZF50-17-PYZF25-17-PYZF20-17-PYZF18-17-P额定输出热量kJ/hr50×10625×10620×10618×106额定工作压力MPa17.217.217.217.2额定蒸发量t/h22.511.29.27蒸汽干度%80808080额定热效率%＞85＞85＞85＞85燃烧方式重油,天然气重油,天然气重油,天然气重油,天然气控制方式PLCPLCPLCPLC装载方式撬座撬座撬座撬座63表5-11给水水质标准序号名称单位参数1悬浮物mg/L≤52总硬度毫克当量/升＜0.0053PH8-94含油量mg/L＜15溶解氧mg/L＜0.016铁mg/L07铜mg/L＜58二氧化硅mg/L＜209钠mg/L＜1064卧式锅炉及立式锅炉选型方案设计及优化

注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

方案一：立式锅炉

设计思路:尽量减小占地面积，向空间发展。

优点：结构紧凑，热效率高，占地面积小；水阻力减小。

缺点：稳定性较差，基础要求高；螺旋盘簧管加工需重新制做工装；增加型钢及平台板约20吨左右。安装较复杂。国内外没有成功经验。

费用：锅炉制作费用比陆地要增加5％～8％，取消了建锅炉房的费用。65卧式锅炉及立式锅炉选型方案设计及优化

注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

方案二：卧式锅炉

将原锅炉布置在一层平台上，水处理装置布置在二层平上，同时将锅炉部分侧放的水-水换热器改为布置到锅炉筒体的上方。

优点：占地面积比原来有所减少:基础要求简单；图纸改动量小，热效率提高，排烟温度降低；不需重新制做工装；运输安装方便。

缺点：增加型钢及平台板约10吨左右。

费用：制作费用比陆地要增加3％～5％，取消了建锅炉房的费用。结论：经分析各类技术经济指标，并比较，拟采用卧式锅炉进行小型化技术研究。66水处理工艺设计

常规水处理：（1）一、二级软化罐内部衬胶、外表面刷涂耐海水腐蚀的优质船用漆；（2）外部工艺管线采用全不锈钢管件；（3）盐水箱采用玻璃钢制成；（4）加药系统采用全不锈钢管件。

注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

67水处理工艺设计

反渗透水处理系统：反渗透—是一种以压力为推动力，通过选择性透过膜将溶液中的溶质和溶剂分离的应用技术。注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

68控制系统微机化技术应用

采用现代较先进的控制器SLC503、PV触摸屏。运行参数通过电控柜监控，并在PV触摸屏直接显示，整台锅炉实现自动控制。

供水泵和鼓风机由手动和自动两部分控制，电加热器由燃油温度自动控制调节。水量调节由变频器实现。火量通过燃料和进风量的大小调节，在程序内部将采集到的水流量信号根据计算公式转化为火量大小，再将火量信号传至电气转换器，控制燃烧器的执行气马达，控制风门与油门的开度，实现水量和火量的联动跟踪。注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

69控制系统微机化技术应用

锅炉自控内容:

★

锅炉启动、前吹扫、点火、后吹扫顺序控制程序；

★18个故障报警点的自动诊断和报警停炉程序；

★调水、调火动作程序；

★注水量累计程序；

★干度控制程序；

★氧量控制程序；

★

模拟量输入、输出程序。注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

70控制系统微机化技术应用

注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

锅炉报警火焰干度氧量PV触摸屏显示锅炉启动内部模拟量输入图5-6锅炉控制的原理基本框图71新型的海上小型化注汽锅炉系统特点：a.控制系统采用人机对话模式，界面显示丰富，动态显示锅炉运行工况；b.锅炉设有18个报警状态点，确保锅炉安全、平稳的运行；c.控制系统操作简单；d.锅炉采用统一的电信号控制；e.预留扩展接口，可根据需要进一步开发；f.有效地解决了蒸汽干度的自动控制，使锅炉在最佳的经济状态下运行；g.提高热效率，缩短锅炉吹灰周期。注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

72注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

整体结构及系统方案设计

海上平台主要的注汽锅炉的技术参数

额定蒸发量22.5t/h额定工作压力17.2MPa额定蒸汽温度353℃蒸汽干度80%额定热效率88%燃料种类重柴油控制方式全自动外形尺寸（长×宽×高）：18×4×8m73注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

整体结构及系统方案设计

对流段布置在过渡烟道上示意图取消过渡烟道示意图74注蒸汽锅炉小型化技术应用研究

常规锅炉和设计的海上锅炉技术经济指标对比参数改造前小型化后工作压力MPa17.517.5蒸汽干度%8080热效率%8080外型尺寸(长×宽×高)m27×4×4＋(8×3×3.5)18×4×8占地面积m2108+24=13272动力负荷kw290290燃料消耗量kg/h14401390水消耗量t/h2525控制系统PLCPLC+微机显示75取得的主要研究成果

（1）完成了热采方式的适应性分析，提出了建设性的意见；（2）完成了井筒流体温度场分