辽河油田稠油技术.ppt

1、1,辽河油田稠油开采工艺技术,中油辽河油田公司 二00七年十月,2,目 录,一、辽河油田稠油开发现状 二、辽河油田稠油开采工艺技术 三、存在问题及下步攻关方向,3,探明含油面积: 200.5km2 储量：10.3504108t,动用含油面积: 128.4 km2 储量：8.16108t,一、稠油开发概况,4,开发现状,动用石油地质储量,81519104t,可采储量,18633104t,采收率22.86,2006年底,开井率71,年产油 764.45104t 采油速度 0.94 累产油 15349.9104t 采出程度 18.83 已采出可采储量的 82.38 剩余可采储量采油速度 18.87,

2、5,已采出可采储量的 84.76 剩余可采储量的采油速度 22.06,其中 热采稠油,累产油,12953.5104t,采油速度,1.01%,平均吞吐 10轮次 年油汽比 0.4 油层压力 2.05.5MPa,动用石油地质储量,65257104t,开井率66.9,6,深层37.9%,特深层 43%,中深层 18.4%,特点之一：油层埋藏深,深层9001300m 41.39%,特深层13001700m 42.92%,中深层600900m 15.69%,6,辽河油田稠油油藏主要地质特点,7,薄互层 15.49%,块状44.83%,中等互层39.68%,薄互层 18%,块状39.8%,中等互层42.2

3、%,特点之二：油层产状类型多,7,8,超稠油 9.07%,特稠油13.11%,普通稠油77.82%,特稠油及超稠油 28%,普通稠油72%,特点之三：原油粘度跨度大,9,辽河稠油产量构成图,应用上产,技术准备,调整稳产,方式转换,10,二、辽河油田稠油开采工艺技术,（一）蒸汽吞吐配套技术逐步完善，进一步改善稠油热采开发效果 （二）蒸汽驱、SAGD配套技术保证转换开采方式试验顺利进行，提高油藏采收率 （三）水平井开采工艺技术逐步完善，提高生产效果 （四）应用新工艺、新技术，不断降低投资和操作成本,11,“七五”科研攻关与现场试验，“八五”以来形成了以“蒸汽吞吐”为主体工艺的稠油热采技术， “九五

4、”期间开发超稠油资源， “十五”期间开展转换开采方式提高采收率现场试验。 历经六大阶段： 干抽-掺稀油-蒸汽吞吐-电加热举升-掺活性水举升-转换开采方式提高采收率,（一）蒸汽吞吐配套技术逐步完善，进一步改善稠油热采开发效果,12,生产流程： 注汽锅炉产生蒸汽注汽管网-单井-焖井-放喷-抽油机举升,注汽锅炉,抽油机,油井,1、注蒸汽配套技术,13,辽河油田锅炉运行总表,14,1、排烟温度高,2、过剩空气系数大,吹灰,控风,排烟温度,过剩空气,1、注蒸汽配套技术,15,三、稠油注汽系统热损失分析-典型井,热注10站1号注汽炉测试数据表,16,稠油注汽系统热损失分析,辽河油田稠油热采注汽系统热量及热

5、损失汇总表,17,稠油注汽系统热损失分析-注汽锅炉,18,采用燃气脉冲吹灰技术，解决了注汽锅炉自动在线连续吹灰的问题。同时具有蒸汽吹灰、声波吹灰和机械振打吹灰的功能。,锅炉自动吹灰技术,19,提高注汽系统热效率改进措施-注汽锅炉,燃气脉冲吹灰前后注汽锅炉燃烧情况对比,20,注汽15炉燃用乳化油配风调试对比,提高注汽系统热效率改进措施-注汽锅炉,21,不同保温类型地面管线测试数据表,稠油注汽系统热损失分析-注汽管网,22,注汽干线改造后的保温情况,23,注汽干线保温改造后的测试分析,提高注汽系统热效率改进措施-注汽管网,24,锦采应用自动防冻技术效益分析,提高注汽系统热效率改进措施-注汽管网,2

6、5,井下注汽管柱：,真空隔热管提高注汽干度技术 井间隔热技术先后开发了几代隔热管，目前已生产出视导热系数为0.007W/m 的真空隔热管,26,K331金属密封器提高热效率,井下注汽管柱：,27,五、提高注汽系统热效率下部建议,1.研究烟气、蒸汽伴热、尾汽余热综合利用技术，减少能源浪费； 2.研究冬季注汽管网无端点防冻技术，实现干线循环，端点零排放； 3.寻求可靠、快速的隔热管隔热性能检测技术，实现井下隔热管分类筛选、维修、淘汰，杜绝新旧、好坏隔热管混用现象; 4.加强井下封隔器质量管理，保证下井工具封得住，卡得牢，满足现场注汽要求; 5.主管部门严把地面注汽管网施工质量关.,28,2、分层注汽技术,辽河稠油大多为互层状油藏，多已进入吞吐中后期，渗透性差异造成储层矛盾日渐突出，严重影响油藏的动用程度。 稠油分注、分采工艺正是针对上述问题研制并开发的，现场试验表明