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稠油开采方法

稠油开采方法
稠油开采方法

世界上稠油资源极为丰富,据统计,世界上证实的常规原油地质储量大约为4200×108m3,而稠油(包括高凝油)油藏地质储量却高达15500×108m3;在我国,目前已在松辽盆地、渤海湾盆地、准葛尔盆地、二连盆地等15个大中型含油盆地和地区发现了数量众多的稠油油藏,预测我国稠油(包括高凝油)油藏地质储量却高达80×108m3以上。因此,稠油分布广,储量大,开采潜力大。但是,由于原油粘度高,油层渗流阻力过大,使得原油不能从地层流入井筒;即使原油能够流到井底,在从井底向井口流动过程中,由于降压脱气和散热降温而使原油粘度进一步增加,都严重地影响原油的正常进行,使得稠油流动性差,开采难度大。

我国稠油开采技术近二十年来发展迅速,已形成了胜利﹑辽河﹑新疆﹑河南﹑大港等稠油生产基地,其产油量逐年提高,我国已成为目前世界稠油生产的主要国家之一。

第一章稠油的性质

一、稠油的定义和标准

稠油是指粘度大的原油,重油是指密度大的原油,粘度越高的原油一般密度就越大。联合国训练署于1979年6月在加拿大召开了关于重油和沥青砂的标准:

(1)重油是指在油藏原始温度下,脱气原油粘度为100~10000mPa·s或在15.6℃(60℉)及0.101MPa 条件下密度为934~1000kg/m3。

(2)沥青砂是指在原始油藏温度下,脱气油粘度大于10000mPa·s或在15.6℃(60℉) 及0.101MPa条件下密度大于1000kg/m3。

根据国际稠油分类标准,我国石油工作在考虑我国稠油特性的同时,按开发的现实及今后的潜在生产能力,提出了中国稠油分类标准,即将粘度为1×102~1×104mPa·s,且相对密度大于0.92的原油称为普通稠油;将粘度为1×104~5×104mPa·s ,且相对密度大于0.95的原油称为特稠油;将粘度大于5×104 5000mPa·s,且相对密度大于0.98的原油称为超稠油(或天然沥青)。

这里必须弄清稠油与高凝油的区别,高凝油是指原油的凝固点比较高,在开发过程主要由于当原油处于凝固点以下温度状态时,原油中的某些重质组分(如石蜡)凝固析出,并沉积到油层岩石颗粒、抽油设备或管线上,造成油层渗流阻力过高,或抽油设备正常工作困难。到目前为止,高凝油尚无统一的划分标准,我国某些油田有自己的地区性划分方法,例如有的油田将凝固点大于40℃,含蜡量超过35%的原油定为高凝油。

二、稠油的一般性质

我国发现的稠油油藏分布很广,类型很多,埋藏深度变化很大,一般在10~2000m之间,主要储层为砂岩。中国稠油特性与世界各国的稠油特性大体相似,主要有以下特点。

(1)稠油中轻质馏分很少,而胶质沥青含量很多,而且随着胶质沥青含量增加,原油的相对密度及同温度下的粘度随之增高。

常规油(即稀油)中沥青质含量一般不超过5%,但稠油中沥青质含量可达10%~30%,个别特超稠油可达50%或更高。

(2)稠油随着密度增加其粘度增高,但线性关系较差。

众所周知,原油密度的大小与其含金属元素的多少有关,而原油粘度的高低主要取决于其含胶质量的多少。我国稠油油藏属于陆相沉积,原油中金属元素含量较少,而沥青、胶质含量变化大,与其他国家相比,沥青质含量较低,一般不超过10%,而胶质含量较高,一般超过20%。因此,原油密度较小,但原油粘度较高。

(3)稠油中烃类组分低。稠油与稀油的重要区别是其烃类组分上的差异,我国陆相稀油中,烃的组成(饱和烃+芳香烃)一般大于60%,最高可达95%,而稠油中烃的组成一般小于60%,最少者在20%以下,稠油中随着非烃和沥青含量的增加,其密度呈规律性大。

(4)稠油中含硫量低,在我国已发现的大量稠油油藏中,稠油中的含硫量都比较低,一般小于8%。河南油田稠油中含硫量仅为0.8%~0.38%,远低于国外含硫量(见表1)。

(5)稠油中含蜡量低。我国的大多数稠油油田(如辽河高升、曙光、欢喜岭、新疆克九区、胜利单家寺)原油中含蜡量在5%左右。河南井楼稠油油田稠油中含蜡量虽然高与上述稠油油田,但远低于河南双河等稀油油田的含蜡量(一般含蜡量在30%以上),见表1。

(6)稠油中的金属含量较低。 中国陆相稠油与国外海象稠油相比,稠油中镍、钒、铁及铜等金属元素含量很低。特别是钒含量仅为国外稠油的1/200~1/400(见表1),这是中国稠油粘度较高,而密度较小的重要原因之一。

(7)稠油凝固点较低。大多数稠油油藏属于次生油藏,由于石蜡的大量脱损,以及前部氧化作用强烈,因此,稠油性质表现为胶质沥青含量高、含蜡量及凝固点低的特点(见表1)。

三、稠油的热特性

1.粘度对温度的敏感性

原油粘度随温度变化而变化的曲线,称为粘温曲线。对于常规原油而言,由于粘温曲线作用不大,往往被人忽视。但对于稠油来说,稠油的粘度随温度变化十分敏感,温度升高,粘度急剧下降。这是稠油热采的最主要的原理—加热降粘机理,也是决定是否进行热力开采的基础。

采用ASTM (American Society for Testing and Meterials standards )标准坐标纸,对几乎所有稠油都出现平行的斜直线(见图1),即粘度与温度呈线性关系;一般温度升高10℃,粘度下降近60%。

过去几十年,有文献记载的粘温关系式超过100个,但是大多数学者公认,而且适用于稠油热采的表达式有两个,其余表达式的适用范围较窄,或者误差较大。

图1 稠油粘温曲线

第一种表达式是Walther 方程,其粘度与温度的关系式为:

)4928.1lg()lg(lg +-=+t B A o αμ (1)

式中 o μ——原油粘度,mPa ·s ;

t —— 温度, ℃;

A 、

B —— 常数,分别为曲线的截距和斜率;

α——经验系数,一般取1.05。

另一种相关式由Andrad 提出,即

*

bT o ae =μ (2)

式中 a 、b —— 常数; *T ——绝对温度,K 。

该式比较简单,但在作为外推预测时不太可靠。

2.热膨胀性

在热力采油过程中,随着油层温度的升高,地下原油、水及岩石都将产生不同程度的膨胀,为驱动提

供能量。上述三种物质中,原油的热膨胀系数最大(10-3℃-1),其次是水(3×10-4℃-1)岩石最小(10-4℃-1)。

当温度由常温升高到200℃时,原油体积将增加20%。由此可见稠油的热膨胀性在热采中的作用。

3.热裂解性

当温度升高一定值时,稠油中的重质组分将会裂解成焦碳和轻质组分(轻质油和气体)、热裂解生成的轻质组分对改善地下稠油的驱油效果作用很大。

4.蒸馏性

随着温度上升,原油中开始出现汽化时的温度叫做原油的初馏点(又称泡点)。当温度大于或等于初馏点时原油中的轻质组分逐渐增多(见表2)。馏出量的多少除取决于蒸馏温度外,还与原油特性及总压力有关。值得一提的是,在蒸汽驱过程中,蒸汽对原油的蒸馏过程有重要影响,即有蒸汽存在时,相同温度下的馏出量将大大增加,这是蒸汽驱提高稠油采收率的重要机理之一。

由于稠油具有热特性,因此,热力开采稠油(包括热水驱、注蒸汽开采、火烧油层等)是目前提高稠油开发效果的有效技术之一。

5.燃烧热

在稠油和沥青的开采和精制中,燃烧热是其能量平衡计算的重要参数之一。

第二章 稠油油层处理技术

稠油对温度敏感这一特征,国内外普遍认为热处理油层是较为理想的稠油开采方法。目前,广泛采用的热处理油层的采油方法是注热流体(如蒸汽和热水)、火烧油层两类方法,注热流体根据其采油工艺特点主要包括蒸汽吞吐和蒸汽驱两种方式。同时,在本世纪80年代末,90年代初,世界上有关石油工程技术人员利用稠油油藏开采过程中容易出砂的原理发展起来一项稠油开采新技术,即稠油出沙冷采技术。

一、蒸汽吞吐

蒸汽吞吐采油方法又叫周期注气或循环蒸汽方法,即将一定数量的高温高压下的湿饱和蒸汽注入油层,焖井数天 ,加热油层中的原油,然后开井回采。我国多数新的稠油油藏,不论浅层(200m ~300m )还是深层(1000m ~1600m )。均首先采用这种技术,这是稠油开发中最普遍的采用方法。过去十年,依靠蒸汽吞吐技术打开了我国稠油开采的新局面。在国外,从1959年第一口井蒸汽吞吐以来,到目前为止还在普遍应用。对于稠油油藏如果采用常规采油速度很低或根本无法采油时,必需采用蒸汽吞吐方法开采。而后在进行蒸汽驱开采。该方法的主要优点是投资少、工艺技术简单,增产快,经济效益好,对于普遍稠油及特稠油油藏几乎没有技术及经济上的风险性。但是由于它是单井作业,虽然每口油井(包括预定的蒸汽驱注气井)都要经过蒸汽吞吐采油,可是整个开发区的原油采收率不高,一般只为8%~20%,我国也有个别地区近30%的实例,还需要接着进行蒸汽驱开采以提高最终的采收率。

蒸汽吞吐可分为注气、焖井及回采三个阶段如图2所示。

稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产机理为:

(1)油层中原油加热后粘度大幅度降低,流动阻力大大减小,这是主要的增产机理。向油层注入高温高压蒸汽后,近井地带相当距离内的地层温度升高,将油层及原油加热。虽然注入油层的蒸汽优先进入高渗透层,而且由于蒸汽的密度很小,在重力作用下,蒸汽将向油层顶部超覆,如图2所示,油层加热并不均匀,但由于热对流及热传导作用,注入蒸汽量足够多时,加热范围逐渐扩展,蒸汽带的温度仍保持井底蒸汽温度Τs (250~350℃)。蒸汽凝结带,即热水带的温度Тw 虽有所下降,但仍然很高。形成的加热带中的原油粘度将由几千到几万毫帕秒降低到几个毫帕秒。这样,原油流向井底的阻力大大减小,流动系数( kh )成几十倍地增加,油井产量必然增加许多倍。

(2)对于油层压力高的油层,油层的弹性能量在加热油层后也充分释放出来,成为驱油能量。

受热后的原油产生膨胀,原油中如果存在少量的溶解气,也将从原油中逸出,产生溶解气驱的作用。这也是重要的增产机理。在蒸汽吞吐数值模拟计算中即使考虑了岩石压缩系数、含气原油的降粘作用等,但生产中实际的产量往往比计算预测的产量高,尤其是第一周期,这说明加热油层后,放大压差生产时,弹性能量、溶气驱及流体的热膨胀等作用发挥相当重要的作用。

(3)厚油层,热原油流向井底时,除油层压力驱动外,重力驱动也是一种增产机理;美国加州稠油油田重力驱动便是主要的增产机理。

(4)带走大量热量,冷油补充入降压的加热带,当油井注汽后回采时,随着蒸汽加热的原油及蒸汽凝结水在较大的生产压差下采出过程中,带走了大量热能,但加热带附近的冷原油将以极低的流速流向近井地带,补充入降压地加热带。由于吸收油层顶盖层及夹层中的余热而将原油粘度下降,因而流向井底的原油数量可以延续很长时间。尤其对普通稠油在油层条件下本来就具有一定的流动性,当原油加热温度高于原始油层温度时,在一定的压力梯度下,流向井底的速度加快。但是,对于特稠油,非加热带的原油进入供油区的数量减少,超稠油更是困难。

(5)地层的压实作用是不可忽视的一种驱油机理

委内瑞拉马拉开湖岸重油区,实际观测到在蒸汽吞吐开采过程30年以来,由于地层压实作用,产生严重的地面沉降。产油区地面沉降达20m ~30m 。据研究,地层压实作用产生的驱出油量高达15%左右。

(6)蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用

稠油油藏在钻井完井、井下作业及采油过程中,入井液及沥青胶质很容易阻塞油藏,造成严中重油层伤害。一旦造成油层伤害后,常规采油方法,甚至采用酸化,热洗等方法都很难清除堵塞物。这是由于固形堵塞物受到稠油中沥青胶质成分的粘结作用,加上流速很低时,很难排出。例如辽河高升油田几

十口常规采油井产量低于10m 3/d 。进行蒸汽吞吐后,开井回采时能够自喷,放喷产量高达200~300m 3/d

左右,正常自喷生产产量高达50~100m 3/d ,个别井超过100m 3/d 。我国其它油田也有同样情况。早在60

年代美国加州许多重质油田蒸吞吐采油历史表明,蒸汽吞吐后的解堵增产油量高达倍20左右。

图2 蒸汽吞吐示意图

1-冷原油;2-加热带;3-蒸汽凝结带;4-蒸汽带;5-流动原油及蒸汽凝结水;

6-套管;7-隔热油管;8-隔热封隔器

(7)注入油层的蒸汽回采时具有一定的驱动作用

分布在蒸汽加热带的蒸汽,在回采过程中,蒸汽将大大膨胀,部分高压凝结热水由于突然降压闪蒸为蒸汽。这也具有一定程度的驱动作用。

(8)高温下原油裂解,粘度降低

油层中的原油在高温蒸汽下产生蒸馏作用某种程度的裂解,使原油轻馏分增多,粘度有所降低。这种油层中的原油裂解作用,无疑对油井增产起到了积极作用。

(9)油层加热后,油水相对渗透率变化,增加了流向井筒的可动油。

在油层中,注入湿蒸汽加热油层后,在高温下,油层对油与水的相对渗透率起了变化,砂粒表面的沥青胶质极性油膜破坏,润湿性改变,由原来油层为亲油或强亲油,变为亲水或强亲水。在同样水饱和度条件下,油相渗透率增加,水相渗透率降低,束缚水饱和度增加。而且热水吸入低渗透率油层,替换出的油进入渗透孔道,增加了流向井筒的可动油。

(10)某些有边水的稠油油藏,在蒸汽吞吐过程中,随着油层压力下降,边水向开发区推进。如胜利油区单家寺油田及辽河油区欢喜锦45区。在前几轮吞吐周期,边水推进在一定程度上补充了压力,即驱动能量之一,有增产作用。但一旦边水推进到生产油井,含水率迅速增加,产油量受到影响。而且随着油层条件下,油水粘度比的大小不同,其正、负效应也有不同,但总的看,弊大于利,尤其是极不利于以后的蒸汽驱开采,应控制边水推进。

从总体上讲,蒸汽吞吐开采属于依靠天然能量开采,只不过在人工注入一定数量蒸汽,加热油层后,产生了一系列强化采油机理,而主导的是原油加热降粘的作用。

蒸汽吞吐开采效果的好坏,已经建立了较为成熟的技术评价指标,主要内容包括:

1)周期产油量及吞吐阶段累积采油量;

2)周期原油蒸汽比及吞吐阶段累积油汽比;

原油蒸汽比定义为采出油量与注入蒸汽量(水当量)之比,即每注一吨蒸汽的采油量。如果油井吞吐前有常规产油量,则按增产油量计算,称作增产油汽比。通常每烧一吨原油作燃料,可生产15m3蒸汽;

3)采油速度,年采油量占开发区动用地质储量百分数;

4)周期回采水率及吞吐阶段回采水率。回采水率定义为采出水量占注入蒸汽的水当量百分数;

5)原油生产成本;

6)吞吐阶段原油采收率,即阶段累积产量占动用区块地质储量的百分数;

7)油井生产时率及油井利用率,按开发区计算;

8)阶段油层压力下降程度。

二、蒸汽驱

蒸汽驱开采是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采以后接着为进一步提高原油采收率的热采阶段。因为进行蒸汽吞吐开采时,只能采出各个油井井点附近油层中的原油,井间留有大量的死油区,一般原油采收率为10%~20% 。采用蒸汽驱开采时,由注入井连续注入高干度蒸汽,注入油层中的大量热能加热油层,从而大大降低了原油粘度,而且注入的热流体将原油驱动至周围的生产井中采出,将采出更多的原油,使原油采收率增加20%~30% 。虽然蒸汽驱开采阶段的耗汽量远远大于蒸汽吞吐,原油蒸汽比低得多,但它是主要的热采阶段。

在蒸汽驱动开采过程中,由注气井注入的蒸汽,加热原油并将它驱向生产井中,见图3所示。

注入油藏的蒸汽,由注入井推向生产井过程中,形成几个不同的温度区及油饱和度区。即蒸汽区、凝结热水区、油带、冷水带及原始油层带。如图4及5所示。热水凝结带又可分为溶剂带及热水带。事实上这些区带之间没有明显的区别的界限。这样划分便于描述蒸汽驱过程中油藏的各种变化。

由图3温度剖面图可以看出,当蒸汽注入油藏后,在注入的蒸汽使蒸汽带向前推进。在蒸汽带前面,由于加热油层,蒸汽释放热量而凝结为热水凝结带(2),热水凝结带包括溶剂油及热水带,他的温度逐渐降低。继续注入蒸汽,推进热水带并将蒸汽带前缘的热量加热距注入井更远的冷油区,凝结热水加热油层损失热量后,它的温度逐渐降到原始油层温度(3)。未加热的油层保持原始温度(4)。

由于每个区带的驱替机理不同,因此注入井与生产井之间的油饱和度也不同(图4)。原油饱和度因经受的温度最高而降至最低程度。它不取决于原油饱和度,而取决于温度及原油的组分。在蒸汽温度下,原油中部分轻质馏分受到蒸汽的蒸馏作用,在蒸汽带前缘(1与2之间)形成溶剂油带或轻馏分油带。在热凝结带(2)中,这种轻馏分油带从油层中能抽提部分原油形成了油相混相驱替作用。同时热凝结带的温度较高,使原油粘度大大降低,受热水驱扫后的油饱和度远低于冷水驱。

由于蒸汽带(1)及热水带(2)不断向前推进,将可动原油驱扫向前,热水带前面形成了原油饱和度高于原始值的油带及冷水带(3),此处的驱油形式和水驱相同。在油层原始区(4),温度和油饱和度

仍是原原始状态。

许多的学者对蒸汽驱采油的机理进行了大量的室内模拟实验。认为蒸汽驱采油的机理有:

1) 原油粘度加热后降低;

2) 蒸汽的蒸馏作用(包括气体脱油作用):

3) 蒸汽驱动作用

4) 热膨胀作用;

5) 重力分离作用;

6) 相对渗透率及毛管内力的变化;

7) 溶解气驱作用;

8) 油相混相驱(油层中抽提轻馏分溶剂油);

9) 乳状液驱替作用等;

这些机理作用在油层中各个区带中的作用程度是不一样的,而且主要取决于原油及油层的性质。在蒸汽带中,蒸汽驱的主要机理是蒸汽的蒸馏作用及蒸汽驱油作用。在热凝结带中,主要是降粘、热膨胀、高渗透率变化、重力分离及溶解气驱等作用。在原始带中,主要是常规水驱及重力分离作用。

图3 蒸汽驱采油过程示意图 图 4 蒸汽驱采油过程中注采井间温度剖面示意图

三、火烧油层

火烧油层是较早使用的提高油田采收率方法之一。1947年开始室内研究;50年代进行了现场小型实验;60年代现场应用发展较快;70年代由于受到注蒸汽开采冲击,曾一度进展缓慢;进入80年代后,由于注氧火烧等先进技术的应用,火烧油层技术的得到较快发展和广泛应用。美国、前苏联、罗马尼亚、加拿大等国100多个油田开展了大规模工业性开采实验。现场实验资料证实,火烧油层的采收率可以达到50%~80%。

火烧油层又称油层内燃烧驱油法,简称火驱。它是利用油层本身的部分重质裂化产物作燃料,不断燃烧生热,依靠热力、汽驱等多种综合作用,实现提高原油采收率的目的。

通过适当井网,选择点火井,将空气或氧气注入油层,并用点火器将油层点燃,然后继续向油层注入氧化剂(空气或氧气)助燃形成移动的燃烧前缘(又称燃烧带)。燃烧带前方的原油受热降粘、蒸馏,蒸馏的轻质油、气和燃烧烟气驱向前方,未被蒸馏的重质碳氢化合物在高温下产生裂解作用,最后留下裂解产物—焦炭作为维持油层燃烧的燃料,使油层燃烧不断蔓延扩大。由于在高温下地层束缚水、注入水及裂解生成氢气与注入空气的氧化合成水蒸气,携带大量的热量传递给前方油层,从而形成一个多种驱动的复杂过程,把原油驱向生产井。被烧掉的裂解残渣约占储量的10%~15%。

从火烧油层的驱油机理看,它具有以下特点。

1)具有注蒸汽、热水驱的作用,热利用率和驱油效率更高,同时由于蒸馏和裂解作用,提高了产物的轻质成分。

2)具有注汽、注水保持油层压力的特点,且波及系数及洗油效率均较高。

3)具有注二氧化碳和混相驱的性质,驱油效率更高,见效更快,且无须专门制造各种介质及配套设备。

火烧油层采油适应范围广,既可用于深层(3500m)、薄层(<6m)、较细密(0.035μm 2)、高含水(>75%)

的水驱稀油油藏,又可用于稠油油藏;既可用于一、二次采油,又可用于三次采油,还被认为是开采残余油的重要方法.

四、出砂冷采

稠油油藏一般埋藏较浅,压实成岩作用差,储层胶结疏松,开采过程中出砂现象十分普遍和严重,给生产带来危害,采用各种防砂工艺技术后,虽然能收到一定的防砂效果,但是,这既影响了油井的产油量,又增加了防砂工具的投资。

“出砂冷采”正是能克服上述危害和不利而产生的一项稠油开采新技术,它不需要向油层注入热量,属于一次采油的范畴,允许油藏出砂,并通过出砂采油大幅度提高稠油常规产量。

(1)大量出砂形成“蚯蚓洞”网络,极大地提高了稠油的流动能力。

稠油油藏一般埋藏较浅,压实成岩作用差,储层胶结疏松,沙砾间的结合能力弱,在较高的压力梯度作用下,砂粒容易发生脱落,而原油粘度较高,携沙能力强,致使砂粒随稠油一道采出,油层中形成“蚯蚓洞”网络(据有关文献介绍,“蚯蚓洞”的形成主要依赖于砂粒间结合力的强弱差异来实现),从

图 5 蒸汽驱采油过程中注采井间油饱和度剖面示意图

而使油层空隙度和渗透率大幅度提高。一般情况下,空隙度可以从30%提高到50%以上;渗透率可从1~2μm2提高到上百平方微米,极大地提高了稠油的流动能力。

(2)稠油以泡沫油形式产出,减少了流动阻力。

与轻质油相比,尽管稠油中溶解气含量很低,但仍然含有5~20m3/ m3的溶解气。在稠油从油层深处向井筒流动过程中,随着油层压力的降低,地层原油中产生的大量微气泡形成泡沫油流动,且气泡不断发生膨胀。由于稠油粘度高,胶质含量高,形成的油膜强度大,因此,泡沫油不易破裂,即使在非常低的压力情况下,泡沫油仍能保持较长时间的稳定。泡沫油的形成,减少了原油流动阻力。

(3)溶解气膨胀,提供了驱油能量。

稠油中的溶解气以微气泡的形式存在于地层中,当含气原油向井筒流动时,由于孔隙压力降低,不仅微气泡急剧发生膨胀,形成泡沫油,而且油层中的原油、水以及岩石骨架也会发生弹性膨胀。这些因素的联合作用,为原油的流动提供了驱动能量。

(4)远距离的边、底水存在,提供了补充能量。

边底水对稠油出砂冷采的作用,国外存在不同的看法。有人认为,边底水的存在可以为驱动补充能量,有利于稠油出砂冷采。也有人认为,稠油出砂冷采过程中必然形成蚯蚓洞网络,一旦蚯蚓洞网络延伸到边底水区域,必然导致油井只产水不产油。

第三章井筒降粘技术

井筒降粘技术是指通过热力、化学、稀释等措施使得井筒中的流体保持低粘度,从而达到减少井筒流动阻力,缓解抽油设备的不适应性,提高稠油及高凝油的开发效果等目的的采油工艺技术。该技术主要与用于稠油粘度不很高或油层温度较高,所开采的原油能够流入井底,只需保持井筒流体有较低的粘度和良好的流动性,采用常规开采方式就能进行开采的油藏。

目前常采用的井筒降粘技术主要包括化学降粘技术和热力降粘技术。

一、井筒化学降粘技术

井筒化学降粘技术是指通过向井筒流体中掺入化学药剂,从而使流体粘度降低的开采稠油及高粘油的技术。其作用机理是:在井筒流体中加入一定量的水溶性表面活性剂溶液,使原油以微小油珠分散在活性水中形成水包油乳状液或水包油型粗分散体系,同时活性剂溶液在油管壁和抽油杆柱表面形成一层活性水膜,起到乳化降粘和润湿降阻的作用。

1.乳化剂的选择

乳化剂在化学降粘中起着重要作用,如乳状液的形成类型及稳定性都与乳化剂本身的性质有直接关系,选用乳化剂一般按其亲油亲水平衡值(HLB)来确定,通常形成水包油型乳状液的HLB值为8~18。在实际应用中,为了满足开采要求,乳化剂选择标准有三条:

1)活性剂比较容易与原油形成水包油型乳状液,具有好的稳定性和流动性;

2)乳化剂用量少,室内试验浓度不高于0.05%;

3)原油采出后重力分离快,易于破乳脱水;

2.化学降粘工艺技术

乳化降粘开采工艺是在地面油气集输中建设降粘流程,根据加药地点不同,可分为单井乳化降粘、计量站多井乳化降粘及大面积集中管理乳化降粘三种地面流程。根据化学剂与原油混合点的不同,又可分为地面乳化降粘和井筒中乳化降粘技术。

单井乳化降粘是在油井井口加药,然后把活性水掺入油套环形空间;计量站多井乳化降粘是为了便于集中管理,在计量站总管线完成加药、加压加热及水量计量,然后再分配到各井,达到降粘的目的;而大面积集中管理乳化降粘则在接转站进行加药,这种方式设备简单、易于集中管理。

地面乳化降粘是使用于油井能够正常生产,地面集输管线中流动困难的油井。原油从油井产出后,经井口油水混合器与活性剂溶液混合成乳状液,由输油管线输送到集油站。

井筒中乳化降粘工艺是由管柱装有封隔器和单流阀,活性剂溶液通过油管柱上的单流阀进入油管与原油乳化,达到降粘的目的。根据单流阀与抽油泵的相对位置又可分为泵上乳化降粘和泵下乳化降粘,其管柱如图6所示。

化学降粘工艺一定要根据油井的实际情况进行选择,其设计中的主要参数包括活性剂溶液的浓度、温度、水液比。

活性剂水溶液的浓度要适当,浓度过低不能形成水包油型乳状液,浓度过高时乳状液浓度进一步下降幅度不大,采油成本提高,经济上不和算,而且有化学剂(如烧碱、水玻璃等),在高浓度时易形成油包水型乳状液,反而会造成原油粘度的升高。温度对已形成的乳状液粘度影响不大,但它影响乳化效果。实验证明,随着温度的提高,乳化效果变好。水液比是指活性水与产出液总量的比值,它直接影响乳状液的类型、粘度和油井产油量。水液比应根据油井实际情况而定,某油田现场试验结果表明:在井口活性剂溶液保持60℃,活性剂浓度为0.02~0.03时,不同的原油粘度与水液比关系见表3。

二、井筒热力降粘技术

井筒热力降粘技术是利用高粘油、稠油对温度敏感这一特点,通过提高井筒流体的温度,使井筒流体粘度降低的工艺技术。目前常用的井筒热力降粘技术根据其加热介质可分为两大类:即热流体循环加热降粘技术和电加热降粘技术。

1.热流体循环加热降粘技术

热流体循环加热降粘技术应用地面泵组,将高于井筒生产流体温度的油或水等热流体,以一定的流量通过井下特殊管柱注入井筒中建立循环通道以伴热井筒生产流体,从而达到提高井筒生产流体的温度、降低粘度、改善其流动性目的的工艺技术。根据其井下管(杆)柱结构的不同主要分为以下四种形式:

1)开式热流体循环工艺:其井下管柱结构如图7所示。开式热流体循环根据循环流体的通道不同又可分为正循环和反循环两种。开式热流体反循环工艺是油井产出的流体或地面其他来源的流体经过加热后,以一定的流量通过油套环形空间注入井筒中,加热井筒生产流体及油管、套管和地层,然后在泵下或泵上的某一深度上进入油管并与生产流体混合后一起采到地面。开式热流体正循环工艺则是指热流体由油管注入井筒中,在油管的某一深度处进入油套环形空间与生产流体混合。这种工艺技术适用于自喷井和抽油井等不同采油方式生产的高凝油及稠油油井。

图 6 井筒中乳化降粘管柱结构示意图

a -泵上乳化降粘;

b -泵下乳化降粘

1-掺液器;2-深井泵;3-封隔器;4-人工井底

2)闭式热流体循环工艺:其井下管柱结构如图8所示。闭式热流体循环工艺循环的热流体与从油层采出的流体不相混合,而且循环流体也不会对油层产生干扰。图7中列出了三种闭式热流体循环的基本井下管柱结构:a 为加热管同心安装,从油套环形空间采油,该管柱的最大优点是不需要封隔器,井下作业方便,相当于井筒中悬挂了一个加热器,在循环方式上热流体可从中间油管进入,两油管环形空间返出,也可相反循环。由于其从套管采油,因而不能用于抽油井;b 为加热管同心安装,油管上安装有封隔器,热流体从两油管环形空间进入井筒,由油套环形空间返回地面,油层采出流体由中心油管举升到地面,此结构不如a 加热效果好,但它适用于自喷井和抽油井;c 为加热油管与生产油管平行安装,在油管下部装有封隔器,热流体由热油管注入井筒,由油套环形空间返回地面,油层采出流体经油管举升到地面,这种结构需有较大的套管空间,且井下作业困难。

3)空心抽油杆开式热流体循环工艺:其井下管柱结构如图9(a)所示。它是将空心抽油杆与地面掺热流体管线连接,热流体从空心抽油杆注入,经杆底部凡尔流到油管内与油层采出流体混合后一同被举升到地面。

4)空心抽油杆闭式热流体循环工艺:其井下管柱结构如图9(b)所示。油层流体进入油管后,经特定的换向设备进入空心抽油杆流向地面,而热流体由杆与油管的环形空间进入井筒,然后由油套环形空间返回地面。

除此之外,热流体循环加热降粘技术的管柱结构变形很多,其基本的原理是相似的,在实际应用中应根据具体情况确定,目标是使得所开采的原油具有低的开采成本。热流体循环加热降粘技术的关键在于确定循环流体的量、循环深度、井口循环流粘度、含蜡量等的制约和流体在循环通道中流动时与管壁、井筒及地层岩石换热的影响。循环深度的确定主要取决于油层采出流体沿井筒的温度和粘度分布,循环深度确定后要求使得井筒中的流体具有足够低的粘度和较好的流动性,满足油井正常生产的换热过程研究的基础上,这两个参数是影响加热效果的主要因素,同时热流体循环量往往会受到井口注入压力的限制,在一定循环量的条件下,井口注入压力必须能保证循环的顺利进行,相反在地面限定井口注入压力的情况下,循环量将受到制约。因此要保证达到加热效果,应根据油井的条件在优化井筒管柱结构的基础上,合理选择热流体循环的四个关键参数。

2.加热降粘技术

电加热降粘技术是利用电热杆或伴电缆,将电能转化为热能,提高井筒生产流体温度,以降低其粘度和改善其流动性。目前常用方法有电热杆采油工艺和伴热电缆采油工艺两种技术:

1)电热杆采油工艺:井筒杆柱和管柱结构如图10(a)所示。其工作原理是交流电从悬接器输送到电热杆的终端,使得空心抽油杆内的电杆发热或利用电缆线与空心抽油杆杆体形成回路,根据集肤效应原

图 7 开式热流体循环工艺管柱结构示意图

a -反循环;

b -正循环

1-掺入流体;2-产液;3-套管;4-油管;5-油层

理将空心抽油杆杆体加热,通过传热提高井筒生产流体的温度、降低粘度、改善其流动性。

2)伴热电缆采油工艺:井筒管柱结构如图10(b)所示,伴热电缆分为恒功率伴热电缆与恒温(自控温)伴热电缆两种,后者节约电能,但价格昂贵,前者则相反。再生产高凝油和稠油的油井中,将伴热电缆利用卡箍固定在油管外部,通电后电缆发热加热井筒中的生产流体。

在电加热降粘技术的工艺设计中关键是确定加热深度和加热功率两个主要的参数。加热深度根据井

图 8 闭式热流体循环工艺管柱结构示意图

1-掺入流体;2-产液;3-套管;4-油管1;5-油管2;6-油层;7-封隔器

图 9 空心抽油杆热流体循环工艺管柱结构示意图

1-产液;2-掺入流体;3-空心抽油杆;4-油管;5-套管;

6-抽油泵;7-油层;8-动液面;9-动密封;10-封隔器

筒中生产流体的温度,粘度分布及流体特性等为基础确定,加热功率的大小取决于所需的温度增值,要通过设计使得井筒内的生产流体具有低粘度和较好的流动性,同时考虑到节省材料和节省能源,因此要根据具体情况确定合理的加热深度和经济的加热功率。

电加热降粘技术对电缆和电缆杆制造工艺要求比较高,要去其质量稳定,工作可靠,温度调节容易。在工艺实施过程中,其地面设备简单,生产管理方便,温度调节和控制容易、快速,沿程加热均匀,停电凝管处理容易,热效率高,便于实现自动控制,且对环境无污染,使用安全。电热杆采油工艺还具有井下作业和维修施工方便、简单,一次性投资少,资金回收快的特点,且电热杆的重量加在悬点上,只适于有杆抽油系统采油的油井。而伴热电缆则井下作业和维修施工复杂,且一次性投资较高,但其应用不受采油方式的影响,因而适用范围更广。

第四章 螺杆泵在稠油开采中的应用

螺杆泵作为一种油田采输工艺技术,是一种行之有效的人工采输手段,不但广泛应用于采油生产,而且被广泛应用于油日地面油气集输系统.这一切均取决于其对于输送介质物性有着优越的适应性,尤其是对于气液混合物的输送,能很好的解决普通容积泵所面临的“气蚀”,“气锁”问题,达到很高的输送效率.实际上螺杆泵的应用不过20多年历史.到目前,国外以及国内的各大油田已经开始较为广泛的使用.

一、螺杆泵采油装置结构及其工作原理

螺杆泵采油装置是由井下螺杆泵和地面驱动装置两部分组成。二者由加强级抽油杆作为绕轴,把井口驱动装置的动力通过抽油杆的旋转运动传递到井下,从而驱动螺杆泵工作.螺杆泵一般分为单螺杆泵和双螺杆泵两种。由于国内油田采油工艺普遍使用的是单螺杆泵,在此仅就单螺杆泵的结构原理及性能作如下介绍.单螺杆泵结构如图11所示,井下单螺杆泵是由一个单头转子和一个双头定子组成,在两件之间形成一个个密闭的空腔,当转子在定子内转动时,这些空腔沿轴向由吸入端向排出端方向运动,密封腔在排出端消失,同时在吸入端形成新的密封腔,其中被吸入的液体也随着运动由吸入端被推挤到排出端,螺杆泵地面驱动装置为电力机械驱动,地面驱动装置由可自动调4的推力向心球面滚子轴承承受泵的轴向负荷;螺杆泵转子转速的调节,通过更换地面驱动装置传动皮带轮的方法来加以实现。

二、螺杆泵性能及采油工艺应用条件

采油工程师经过多年的实践和探索,在选择螺杆泵开采稠油方面,形成了较完善的工艺应用条件,概况起来主要有以下几方面:

1) 原油粘度(50℃) ≤15000mPa ·s ;

2) 工作环境温度≤90℃;

3) 不适用与高H 2S 产出的油井;

4) 井斜要求<30;

图 10 电加热降粘工艺井筒管柱结构示意图

1-产液;2-动液面;3-油管;4-套管;5-油层;6-电热杆;7-实心杆;8-抽油泵;9-拌热电缆

5) 适用于高含砂、高油气比、高粘度的三高油井;

6) 泵挂深度不宜过深,一般不超过900m ;

7) 产层必须有充足的供液能力,防止螺杆泵使用过程中出现空抽,间歇抽等情况;

8) 沉没度一般至少保持在200m 以上。

三、螺杆泵在稠油出砂井中的应用

在我国,螺杆泵开采稠油在华北油田、胜利油田等稠油油藏取得了较完善的经验。以胜利油田东辛油田开采为例。

东辛油田营十三断块东二段由于油稠、出砂、粘土膨胀堵塞油层等原因,于1987年新钻的12口油井,有11口投产不成功。曾采取压裂、酸化、防砂和防粘土膨胀等多项新工艺措施,均无效果。1994年对该断块油井采取二次射孔。不洗井方法,并运用螺杆泵举升稠油新工艺配合金属棉、陶瓷防砂管防

砂新技术使长期停产的营十三断块东二段的6口油井恢复了正常生产,日产油量由原来的1.6 m 3增加到

51 m 3,检泵周期由原来的30天延长到135天,截至1994年底,累计增产原油6418 m 3。

第一口试验井营13—32选择沈阳新阳机器制造公司制造的LBJl50—15型螺杆泵,其技术参数见表

4。经过严格的现场施工,营13—32井试机一举成功,初产液量为15 m 3/d ,产油量为14 m 3/d ,生产

参数93r /min 。

以后,相继在该层位6口油井进行了试验,6口油井平均单井日产液量23.3 m 3,平均日产油量8.5 m 3,

取得了较好的经济效益。

四、螺杆泵及配套工艺在稠油开采中的应用

在应用螺杆泵过程中,由于不同油井的开采状况、地质特点、原油物性差异较大,单一的工艺不能满足开采需要,为此我国胜利油田、华北油田等油田结合自身油田实际,加强了配套工艺方面的研究与应用工作。

1. 螺杆泵与地层化学处理工艺配套使用

因油稠停产多年的油井,井筒和近井地带常有稠油及其它污物堵塞,给施工带来了困难,也严重影响油井的供液能力。为此在下螺杆泵时,多数油田普遍使用了化学助剂处理近井地带,达到了降粘及疏图 11 螺杆泵结构图

1、光杆;

2、螺杆泵转动装置;

3、卡箍法兰;

4、套管;

5、油管;

6、

抽油杆;7、井下单螺杆泵;8、定子;9、转子

通地层的目的。对于地层出砂严重、泥质含量高的油井,采用挤粘土稳定剂的方法,抑制粘土膨胀,取得了较好的应用效果。如胜利油田的孤岛油田东37—23井,由于油稠、粘土膨胀严重,停产多年。1995年,对该井应用螺杆泵开采并配套应用了降粘剂、粘土稳定剂后,使该井一次开井成功,日产油10.5m3,到目前已连续生产367天,增油效果比较明显。

2.螺杆泵与井下管柱配套使用

1)杆、管合理配套

抽油杆和油管是螺杆泵最基本的配套设备。以前只考虑节约材料费用,下螺杆泵时大多使用原井的油管和抽油杆,如胜利油田的孤岛油田常用的是Φ62mm油管和Φ22mm抽油杆。由于抽油杆偏细,扭矩传递能力小、效率低、断脱率高,杆管间隙小、摩阻大,易造成油管脱扣。针对这种情况,工程技术人员将与螺杆泵配套使用的油管全部换成Φ76mm,抽油杆使用Φ25mmD级杆,从而大大减少了这类故障。

2)配套锚定装置

泵体的锚定装置是螺杆泵配套工艺中的一个关键环节,直接影响着施工的成败。1994年,胜利油田的孤岛油田试验了液压全包式油管锚,由于打压坐封时,油管受力伸长,降压时油管收缩,锚自动解封,效果不太理想。他们又应用了Y211卡瓦式封隔器进行锚定试验,发现只要坐封6—8t,即可达到锚定效果。1995年孤岛油田施工的螺杆泵大部分采用卡瓦式封隔器,从没有出现锚定失效现象。但是,当用滤砂管防砂管柱坐封时,无法锚定。他们又自行研制开发了一种旋转式油管锚,这种油管锚在螺杆泵正常工作时,其卡瓦在弹簧片的作用下与套管摩擦自动坐封,当螺杆泵停机时该油管锚自动解封。他们在12口井上使用了该油管锚,除两口井沙埋油层关井外,到1996年10口井生产正常,其中12—7井至1996年1 2月已连续生产468天.通过现场应用证明,配套锚定装置结构简单,坐封、解封方便的优点,在螺杆泵井中应用效果比较明显。

3)防砂工艺技术的配套

我国大部分稠油油田油层结构疏散,出砂严重。虽然螺杆泵在一定程度上有耐砂能力,但对于出砂严重的油井,应与防砂工艺技术相配套并采取不同的防砂方法。经过多年的实践,对于一般出砂井采用滤砂管防砂工艺;对斜井采用复膜砂防砂工艺或绕丝管防砂工艺;对新井采取先混排、挤粘土稳定剂后再用滤砂管等复合防砂工艺;如孤岛油田Ngl+2层的油井采用充填绕丝防砂工艺,效果较好。如1995年9月,对1 3—71井(老大难井),用充填绕丝防砂后,采用螺杆泵生产。施工时,在抽油杆柱上安装了抽油杆扶正器,开井后产液11 m3/d,产油10 m3/d,至目前已正常生产478天。对于高压出砂油层,采用螺杆泵与滤砂管及Y411—1 52防顶封隔器配套工艺技术,来解决高低压层的压差问题,也见到了较好的效果。

4)井口降粘输送

对于稠油井,采用螺杆泵采油与地面掺水降粘工艺相配套,降低了回压,保证了原油集输系统的正常运行,见到了良好的效果.

实践证明,螺杆泵在局部稠油井中应用有以下几个优点:

1)螺杆泵运动件少,地面设备简单,安装方便。因此地面维护工作量少,便于生产管理,可减小劳动强度。

2)由于螺杆泵的转子和定子是软接触,具有一定的嵌砂能力,而抽油泵柱塞和泵筒是硬接触,两者相比,螺杆泵具有较强的耐砂能力,所以在同等条件下,螺杆泵不易砂卡。

3)因为单螺杆泵所输送的油液同时作为转子和定子的润滑油,在最优的几何条件和过盈值条件下,油液就自动保持一层薄润滑油膜,将转子和定子的接触表面完全隔开,形成液体摩擦,使两个摩擦面几乎不产生磨损。

4)螺杆泵排量、压力平稳,油流扰动小,有利于保持地层能量和保护油层。

5)螺杆泵系统效率高,应用螺杆泵具有节能降耗的优点。

6)螺杆泵及其配套工艺,对于不能进行大面积注蒸汽热采的局部稠油井来说是成功的、有效的。

稠油油藏提高采收率技术

稠油油藏提高采收率技术 摘要:作为一种非常规石油资源,“重油”又被称为“稠油”。世界上的重油资源非常丰富,已在多个国家发现了重油资源。专家们估计,在全球约10万亿桶的剩余石油资源中,70%以上是重油。我国的石油储量也相当丰富。已建立了辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田以及海洋油区等五大重油开发生产区,稠油产量占全国原油总产量的10%。但是稠油粘度大,难以流动,阻碍了原油的顺利开采。针对稠油粘度对温度的敏感性,随着温度升高而急剧下降的特点,目前世界上已形成提高稠油采收率四大技术系列,即化学法、气驱、热力和微生物采油。 关键词:稠油油藏;采收率 稠油,国际上称之为重质油或重油。严格地讲,“稠油”和“重油”是两个不同性质的概念。“稠油”是以其粘度高低作为分类标准,而原油粘度的高低取决于原油中胶质、沥青及蜡含量的多少。“重油”是以原油密度的大小进行分类,而原油密度的大小往往取决于其金属、机械混合物及硫含量的多少。 一.稠油的特点 我国稠油油藏分布广泛,类型很多,埋藏深度变化很大,一般在10m~2000m之间,主要是砂岩储集层,其特点与世界各国的稠油特性大体相似,主要有: (1)粘度高、密度大、流动性差。它不仅增加了开采难度和成本,而且使油田的最终采收率非常低。稠油开采的关键是提高其在油层、井筒和集输管线中的流动能力。

(2)稠油的粘度对温度极其敏感。随稠油温度的降低,其粘度显著增加。大量的实验证明,温度每降低10℃,原油粘度约增加1倍。目前国内外稠油采用的热力开采方法正是基于稠油的这一特点。 (3)稠油中轻质组分含量低,而焦质、沥青质含量高 中国稠油资源多数为中新生代陆相沉积,少量为古生代的海相沉积。储层以碎屑岩为主,具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。稠油储量最多的是东北的辽河油区,其次是东部的胜利油区和西北的新疆克拉玛依油区。中国重油油藏具有陆相沉积的特点,油层非均质性严重,地质构造复杂,油藏类型多,油藏埋藏深。油藏深度大于800m的稠油油储量约占已探明储量的80%以上,其中约有一半的油藏埋深在1300m~1700m。吐哈油田的稠油油藏埋深在2400m~3400m,而塔里木油田的轮古稠油油藏埋深在5300m左右。 二.国内外提高稠油采收率技术 2.1.1 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油技术。 蒸汽吞吐技术机理主要是加热近井地带原油,使之粘度降低,当生产压力下降时,为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。 蒸汽吞吐的工艺过程是先向油井注入一定量的蒸气,关井一段时间,待蒸汽的热能向油层扩散后,再开井生产,即在同一口井进行注入蒸汽、关井浸泡(闷井)及开井生产3个阶段,蒸汽吞吐工艺描述如图2-1。注入蒸汽的量以及闷井的时间是根据井深、油层性质、原油粘度、井筒热损失等条件预先设计好的。 封隔器 吞 蒸汽 蒸汽注入 油砂层 流体采出 吐

对稠油开采几种主要技术分析

对稠油开采几种主要技术分析 孔卫杰 (河南油田采油一厂,河南南阳473000) 一、热采技术 注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性,高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽(热水)动力驱油作用、溶解气驱作用。当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时,混合物将沸腾,使原油中轻组分分离,即为蒸馏作用。蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移,从而提高驱油效率。高温水蒸气对稠油的重组分有热裂解作用,即产生分子量较小的烃类。在蒸汽驱过程中,从稠油中馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃进入热水前沿温度较低的地带时,又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释,降低了原始油的密度和粘度,形成了对原始油的混相驱。注蒸汽热采的乳化驱作用同样很有意义,蒸汽驱过程中,蒸汽前沿的蒸馏馏分凝析后与水发生乳化作用,形成水包油或油包水乳化液,这种乳化液比水的粘度高得多。在非均质储层中,这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进,提高驱油的波及体积。热采井完井时的主要问题是,360℃高温蒸汽会导致套管发生断裂和损坏。为此,采用特超稠油HDCS技术,将胶质、沥青质团状结构分解分散,形成以胶质沥青质为分散相、原油轻质组分为连续相的分散体系。 二、出砂冷采 1986年,为了降低采油成本,提高稠油开采经济效益,加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的探索性矿场试验。到90年代中期,稠油出砂冷采已成为热点,不注热量、不防砂,采用螺杆泵将原油和砂一起采出。文献指出,螺杆泵连续抽吸避免了稠油网状结构的恢复,稠油形成稳定的流动地带,在油带前缘,油滴被启动而增溶到油带中,因此,油带具有很好的流动能力,表现到生产上就是含水下降。而抽油泵的脉动抽吸,使得地层孔隙中的油流难以形成连续流,水相侵入到油流通道,微观上表现为降低了油滴前后的压差,油滴更难启动。稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性,它通过使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中“蚯蚓洞”,可提高油层渗透率;形成泡沫油,则给油层提供了内部驱动能量。 三、加降粘剂 据研究,乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程,降低界面张力、提高毛管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质,降粘剂在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用,原油以小油珠的形式分散在水溶液中,形成比较稳定的水包油型乳状液体系。比较常用的有GL、HRV-2、PS、碱法造纸黑液、BM-5、DJH-1、HG系列降粘剂。鲁克沁油田通过加强化学吞吐油井化学降粘、化学吞吐、蒸汽吞吐、天然气吞吐等技术现场攻关试验,形成超深稠油开发技术路线。 四、电加热 采用电热采油工艺开采稠油、超稠油,在技术上是成熟的。对于远离油田基地的中小规模稠油油藏,由于其面临的主要开发瓶颈主要来自地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺等。因此笔者建议开展地下稠油变稀油技术攻关,将稠油开发转化为稀油开发问题。当然这存在比较突出的成本问题:电热采油工艺单井平均加热功率80kW·h,日耗电费约1000元。 五、掺稀油开采 掺稀油降粘是开采稠油的一种有效的方法,其优点是不伤害油层,不像掺活性水降粘开采,掺水后的油水混合液要到联合站去脱水,脱下的水还要解决出路问题,增加了原油生产成本。 六、微生物驱油 微生物驱油技术是通过细菌在油藏环境中繁殖、生长、代谢,利用细菌对原油的降解作用,产生的代谢产物使固液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化,提高洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量,降低原油粘度。美国密苏里大学在2002~2004年开展了浅层重油的微生物采油技术研究;2005年,微生物采油技术列入中国“973”科技项目。 七、地热辅助采油技术 地热采油是利用地热资源,以深层高温开发流体(油、气、水及其混合物)将大量的热量带人浅油层,降低原油粘度,提高原油流动能力。为了减少热损失,最好不进行油、气、水分离,而且不经过地面,直接注入目的油层。 八、结语 (1)稠油因粘度高而开采难,随着中国节能减排力度的加大,建议推广微生物驱油、掺稀油开采和多分支水平井开采技术。如今稠油冷采已形成成熟技术,而实际应用规模还较小,这一状况亟需改变。(2)地热采油方法原理简单、易于实现,广泛适用于各类油藏,安全、节能、环保、试验。(3)井下稠油变稀油。建议开展地下稠油变稀油技术攻关,将稠油热采和稠油炼制两大成熟技术集成起来,在油田井底实现炼油厂的稠油预处理过程,将稠油开采难题转化为稀油开采问题,从而大幅提高稠油产能和最终采收率。 参考文献 [1]王乃举.中国油藏开发模式·总论[M].北京:石油工业出版社,1999:275~281 技术市场 284 企业导报2012年第12期

稠油开采技术的最新研究进展

《稠油开采技术的最新研究进展》 油工(2)2001 喻天龙 201013074 近年来,随着塔河油田开发规模的不断扩大,稠油开发的难度越来越高。其中,塔河12区超稠油井越来越多,超稠油油藏开发的形势越来越不容乐观。该厂尽管在稠油深抽、稠油降粘等稠油开采配套技术上不断下大功夫,但稠油井筒举升难的问题依然进度缓慢。根据多方论证和技术分析,其主要原因是12区原油粘度高,在油藏条件下具有较好的流动性。但是,在进入井筒后的垂直流动过程中,随着井筒温度的降低,原油粘度逐步增大,流动性逐渐变差。针对以上客观实际难题,该厂充分发挥地质技术人员攻关优势,紧跟开采开发形势,瞄准10区、12区超稠油举升、掺稀降粘、化学降粘技术难题,展开大胆探索和技术攻关,初步获得了突破性进展。 第一,根据油田快速上产发展要求,不断加大稠油开采工艺自主创新力度。今年以来,先后实施了两级接力举升、深抽减载装置、超深尾管深抽电泵、电加热杆等稠油新工艺,配套实施了18型游梁式抽油机、24型塔式抽油机、皮带式抽油机等配套工艺,试验取得较好效果。目前,已初步形成具有塔河特色的稠油开发采油技术模式。 第二,进一步加大油溶性、水溶性化学降粘剂评价、优选和试验力度。今年以来,筛选出两种水溶性化学降粘剂、三种油溶性化学降粘剂进入现场进行放大样试验。与去年相比较,化学降粘剂的应用效果得到很大提高,极大地缓解了稠油区块稀油紧缺的瓶颈问题,保证了新区稠油井正常投产需要。 第三,加大了中质油混配密度。目前,混配密度达到了0.898g/cm3,日增加中质油300吨。同时,加大掺稀生产井优化力度,分区块、分单元判定不同的掺稀优化目标,还采用低压自喷井提前转抽,提高混配效果等一系列措施,今年上半年,共计节约稀油11万余吨。 1、稠油油田开采历程及开采现状 欢喜岭采油厂稠油开采始于1982年5月。在当时勘探发现油层发育好、油层集中的锦89块、锦203块、锦8块等有效厚度大于10m的范围内布井118口,

油气井智能开采技术综述与发展趋势

油气井智能开采技术综述与发展趋势 刘宁(长江大学石油工程学院)王英敏(河南油田勘探开发研究院) 摘要 油田数字化是目前油气田发展的新趋势,而智能井技术是实现油田数字化的主要构成部分,是实时油藏管理的关键结构单元,通过安置在油藏平面上的传感器与控制阀,可以对油藏与油井的动态进行实时监测,分析数据,制定决策,改变完井方式,以及对设备的性能进行优化,从而提高油藏采收率,增加油井产量;减少作业中投入的劳动力,更有效地进行油气藏管理。本文叙述了智能井技术的发展历史、原理及特点,并结合实例说明了其技术优势以及国内外智能井的发展趋势。 关键词 数字油田 智能井 系统 传感器 智能完井 DOI:10 3969/j.issn.1002-641X 2010 11 009 1 简介 智能井技术是为了适应现代油藏经营管理和信息技术应用于油气藏开采而发展起来的新技术,通过生产动态的实时监测和实时控制,达到提高油藏采收率和提高油藏经营管理水平的目的[1] 。 自从1997年世界上第一套智能井系统(SCRAM S)在北海首次安装,全球智能井系统的应用迅速加快,其功能和可靠性有了显著的提高。例如,贝克休斯公司1999年推出的液压智能井系统InForce TM 已商业化;2000年下半年将其全电力智能井系统InCharg efM 推向市场;其他的智能井系统有斯伦贝谢公司的油藏监测和控制(RM C)系统、BJ 公司的系列智能井仪器和威德福公司的Simply Intellig ent TM 智能井系统[2]。 目前,各种类型的电力智能井系统、电力-液压智能井系统与光纤-液压智能井系统均已成功应用,这些技术将油藏动态实时监测与实时控制结合在一起,为提高油藏经营管理水平提供了一条崭新的途径。 2 智能井技术原理及特点 智能井这个术语一般指基本过程控制向井下的 转移,是一个实时注采管理网络,是一种利用放置在井下的永久性传感器实时采集井下压力、温度、流量等参数,通过通信线缆将采集的信号传输到地面,利用软件平台对采集的数据进行挖掘、分析和学习,同时结合油藏数值模拟技术和优化技术,形成油藏管理决策信息,并通过控制系统实时反馈到井下对油层进行生产遥控、提高油井产状的生产系统[2]。智能井系统的主要构成和用途,如图1所示 [3] 。 图1 典型智能井系统组成和用途 在油田开发过程中,智能井的主要优点是: 优化产量和储量采收率; 最大限度地降低基建费用(CAPEX)和作业费用(OPEX);!更加有效地管理油藏。 在油田开发过程中,智能井的基本用途: 控制注入井内的注入水或注入气沿井眼分布; 控制或隔断生产井内无用流体从井眼流出;!通过合采加速生产。 智能井的其他用途: 能够有效地管理油藏采油过程,特别是对二次注水或三次EOR 采油项目尤为重要; 智能井还能控制注入水或注入气在井内层间、隔层间和油藏间的分布,从而限制或隔断无用的流出物从井内不同产层产出,因此,作业者能够管理注水或采油过程,使未波及到的储量得以动用;!控制压降,确保井眼的稳定性;不同储层流体组分混合;控制自流;连接井;气举和自动气举;减少干扰或进行遥控等作用[4]。 总之,智能井技术是一种强有力的工具,它有助于处理油田开发中经常遇到的各种地下不确定因素,解决各种挑战性问题。包括:驱动机理对采收 33 刘宁等:油气井智能开采技术综述与发展趋势

稠油开采新工艺

稠油开采新工艺 稠油是世界经济发展的重要来源,稠油油藏的研究和开发技术已日趋成熟,并形成相当大的开采规模。自今年初以来,胜利油田有限公司,在稠油产量占有较大比例的孤岛,孤东,滨难,河口等采油厂,针对自己所管辖经营的稠油油藏的特征和“症结”,采用多种新工艺,新技术配套使用,不断强化稠油开发和技术创新力度,有效地提高了稠油油藏的开发水平,取得了明显的经济效益和技术效果。 孤岛采油常针对所管辖的孤岛油田稠油热采产量已占全年原油生产量的 1/6,开发难度大等实际情况,对该油田的中二北NG5和中二南NG6两个稠油热采老区进行可整体调整,在加密调整方案的编制过程中,地质科技人员充分运用了钻井、测井、测试及油井生产资料,进行了精细油藏描述,建立了底层,构造,储层,流体等模型,摸清了剩余油的分布规律;运用数值模拟技术对加密井点进行可行性分析,编制出了切实可行的热采调整方案,目前,这两个区块已完钻新井15口。其中,中二北NG5热采区的中25-532井,投产后喜获日产320吨的高产油流;中二南NG6调整区的中24-605井也获得了日产21吨的工业油流。 同时,他们对中二北热采单元的蒸汽吞吐开采规律也进行了充分研究,该单元由于底水的进入,导致油井含水大幅度上升、高含水井数的逐年增加,油层水淹严重,造成平面上采出程度差异大,剩余由高度分散,挖潜措施针对性变差。该厂通过对边底水浸入影响分析及泡沫剂的静,动态评价,灵敏性分析及其躯替实验,认为氮气泡沫对治理边底水有较好效果。自2002年初开始,他们运用井下自生气一泡沫辅助注蒸汽技术,在130度下注入引发剂,产生二氧化氮和二氧化碳,达到调整吸气剖面,提高驱有效率的目的,迄今为止,用来试验的3口井,平均日产油量已由3.8吨上升到6.5吨,平均单井日增油2.7吨,累计增油893.6吨,其中GD15*522井日产油量由4.3吨上升到目前的11吨。 孤东采油厂稠油热采稳中有升。为了加快孤东油田的稠油开发,该厂采取地质、作业、注汽、采油、工艺“五位一体”联作制,狠抓注汽质量,取得明显效益。质量监控是注汽的关键,他们对每口注汽井都要做好注汽前、中、后的跟踪工作,注汽前,做好注汽井的经济评价,制定注入方案,加强作业管理监控;注

稠油微生物开采技术现状及进展

第23卷第3期油 田 化 学Vol.23 No.3 2006年9月25日Oilfield Chemistry25Sept,2006 文章编号:100024092(2006)0320289204 稠油微生物开采技术现状及进展Ξ 邓 勇1,2,易绍金1,2 (1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学);2.长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州434023) 摘要:综述了用微生物方法开采稠油的技术现状与进展,论题如下。①概述。②基本方法:异源微生物采油,包括微生物吞吐和微生物驱;本源微生物采油及大港孔店油田的实例。③主要机理,包括产表面活性剂,降解稠油中重质组分及其他。④技术研究,包括机理性、可行性及经济效益研究,列举了国内外6个实例。⑤现场应用,包括国外1个、国内6个实例。⑥该技术的优势及问题。参22。 关键词:稠油油藏;开采方法;微生物采油;菌种筛选;现场试验;进展;综述 中图分类号:TE357.9:TE345 文献标识码:A 稠油是一种高黏度、高密度的原油,国外将其称为重质原油。稠油在世界油气资源中占有较大的比例。据统计,世界稠油、超稠油和天然沥青的储量约为1000×108t,稠油年产量高达1.27×108t以上。加拿大的重质油储量最为丰富,其次还有委内瑞拉、美国、前苏联、中国等国家[1]。我国稠油资源分布广泛,已在12个盆地发现了70多个重质油田,预计我国重质油和沥青资源量达300×108t以上[2],具有很大的开采潜力。 目前,常用的稠油开采技术主要是热力采油法和化学采油法,这些方法均具有一定的实用性,但随着油田开发技术的发展,技术经济和环保等方面的问题日益明显[3,4],开发经济、有效的稠油开采技术势在必行。稠油微生物开采技术是一种稠油开采的新技术,已越来越受到油田的重视。 1 稠油微生物开采技术概述 微生物采油技术已经有70多年的历史,早在上世纪20年代,美国Beckman就指出细菌有利于开采石油[5]。稠油微生物开采技术是微生物采油技术的延伸,也是人们对稠油开采的一种新的尝试。美国、加拿大等欧美国家早在上世纪60~70年代就开始应用这种方法开采稠油,我国起步相对较晚。上世纪末辽河油田率先在国内开展稠油微生物开采技术的室内研究和现场试验,取得一定成果。随后大庆、胜利、新疆、大港、青海等油田相继开始稠油微生物开采技术的研究和应用。从整体上讲,目前该技术在国内外还处于试验研究阶段,真正实现工业化的项目还不多。近年来,随着稠油微生物开采技术研究的不断深入及其在稠油开采领域良好潜力的展现,该技术在国内许多油田开始受到重视[6~8]。 2 稠油微生物开采基本方法 目前,稠油微生物开采技术的基本方法主要是将含有氮、磷盐的培养液及具有降黏作用的微生物注入油层,使微生物与油层发生作用,从而提高稠油采收率,即异源微生物采油法。异源微生物开采稠油又分微生物吞吐和微生物驱两种。 微生物吞吐开采稠油的方法不动管柱,利用地面设备(水泥车、水罐车)从采油井油套环形空间挤入微生物稀释液,挤注结束后关井一段时间,使微生物作用于井筒及近井地层,然后开井采油。该法具有施工简单、不伤害储层的特点,是国内外油田主要采用的方法。 Ξ收稿日期:2006207221。 基金项目:油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)开放基金资助项目“稠油降粘菌作用机理研究”(项目编号k200610)。 作者简介:邓勇(1982-),男,长江大学环境工程专业学士(2005)、化学与环境工程学院在读硕士研究生(2005-),主要研究方向为油气田应用化学,通讯地址:434023湖北省荆州市南环路1号长江大学化学与环境工程学院,E2mail:dengyong228@https://www.docsj.com/doc/eb10734997.html,。

SAGD技术开采稠油

SAGD技术开采稠油 石油与天然气工程2011级程金金 摘要:蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术以蒸汽作为热源,依靠凝析液的重力作用开采稠油,采收率可达60-80%,在国外特别是在加拿大已获得了商业化应用。 辽河油田曙一区超稠油资源丰富,地层条件下原油粘度超过104 ?,基本没有流动能力,开采难度大。上世纪九十年代末,mpa. s 10 辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐开采技术获得成功并进行了规模化开采,但蒸汽吞吐开采后期如何进一步提高采收率是一项重要的研究课题。 关键词:超稠油蒸汽辅助重力泄油开发研究 Abstract:Steam assisted gravity drainage (SAGD) uses steam as the hear source and rely on the action of gravity of condensed liquid to recovery heavy oi1,by which the recovery can reach up to 60-80%.The technique has been commercially applied overseas,especially in Canada. The super heavy oi1 resource is very abundant in Block Shu l of Liaohe Oilfield with the crude viscosity under formation conditions over 104 ?,which is basically immobile and hard to develop. Since the 10 mpa. s end of 1990s,steam huff and puff for super heavy oil recovery in Block Shul of Liaohe Oilfield has been successful and has been commercialized. However,how to improve the recovery at the later stage during steam huff and puff is an important research topic. Keywords: the super heavy reservoirs,steam assisted gravity drainage,

直井火驱提高稠油采收率技术的应用前景

火驱提高稠油采收率技术的应用前景 摘要:中国稠油已开发区普遍进入注蒸汽开发后期,面临采出程度低、油汽比低、吨油操作成本高等问题,亟待探索大幅度提高采收率和经济开发方式。火驱技术操作成本低,但面临原油燃烧过程复杂等问题。中国石油创新室内实验手段,揭示原油火烧机理,攻克井下大功率电点火、火线前缘调控等重大技术难题,直井火驱技术在现场得到工业化应用,将成为稠油开发新一代战略接替技术。本文分析了火驱技术的特点与优势,指出了火驱技术在稠油老区上的应用前景和潜力。 关键词:直井火驱;特点;应用前景;稠油; 前言:火烧油层又称为地下燃烧或层内燃烧,亦称火驱开采法,是一种在油层内部产生热量的热力采油技术.准确的说,是指把空气或氧气体注入到油层里面,使其在油层中与有机燃料起反应,用产生的热量来帮助采收未燃烧的原油。火烧油层技术是一种具有明显技术优势和潜力的热力采油方法,是稠油开采的第二大技术。它具有驱油效率高(一般达80%~90%)、单位热成本与蒸汽相当(注空气、注蒸汽产生1.0×104千卡热量的直接成本分别为1.2元、1.3元)、油藏适应范围广(从薄油层到厚油层、从浅油层到深油层、从稀油到稠油,及已开发油藏)等特点。 美国早在1917年J.O.李威斯就提出了采用热力或注溶剂的方法,驱替地层中的原油以提高采收率的概念。1923年瓦尔科特和霍华德也认识到,把空气注入到油层,使油层在地下燃烧过程的关键是燃烧掉一部分原油,产生热量以降低粘度,同时产生驱替原油的驱动力。他们的这种认识分别在1923年申请到美国专利.当时,由于新油田勘探成功率比较高,投资商无意进行试验.直到1947年才开始了实验室试验研究.进入50年代后,美国的石油资源日见枯竭,新油田勘探成功率降低,这项新技术才得到广泛的关注.从1951年开始,各个石油公司在油田展开了一系列的试验研究,使得火烧油层技术得到了快速的发展。世界上最早的一次火烧油层现场试验是1942年在美国俄克拉荷马州的伯特勒斯维尔油田进行的.50年代以后,据统计,美国已经开展了70多个火烧油层项目.另外还有前苏联,荷兰,罗马尼亚,匈牙利,德国,印度等40多个国家先后开展了火烧油层采油的相关工作。 我国从1958年起,先后在新疆,玉门,胜利,吉林和辽河等油田开展了火烧油层试验研究,因受当时条件的限制,火烧油层技术让位于注蒸气采油,在我国的现场应用直到目前还为数不多.但是,室内研究一直没有停止,特别是在中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院热力采油研究所,中科院化学所等单位,80年代以来不断开展火烧油层的物理模拟,化学模拟和数学模拟研究,配置了一批研究设备和仪器,开展了大量的室内试验,也进行了现场火烧可行性研究和施工设计与预测.中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院热力采油研究所还与罗马尼亚开展了有关现场火烧工艺的交流合作研究项目,现已取得了不少可喜的成果。 一、火驱采油的原理及其特点 火驱,国外又叫“就地燃烧”,因为它主要是利用油层本身的部分燃烧裂化产物作为燃料,利用外加的氧气源和人为的加热点火手段把油层点燃,并维持不断的燃烧,燃烧生热使温度达到1000。C,实现复杂的多种驱动作用。其驱油原理为:当用空气作为氧源,向注入井注入热空气把油层点燃时,主要燃烧参数是焦炭的燃点;控制 注入气温略高于焦炭的燃点,并依一定的通风强度不断注入空气,会形成一个慢慢向前移动的燃烧前缘及一个有一定大小的燃烧区,当确信油层已被点燃后,可停止注入井的加热。燃烧区的温度会随时间不断增高。有最高温度的燃烧区可视为移动的热源;在燃烧区前缘

稠油综述

稠油开采、处理、集输降粘方法概述 一稠油油藏特征 (2) 二稠油开采方法 (2) 1 热力采油 (2) 2 化学采油 (4) 3 利用微生物方法采油 (5) 4 稠油出砂冷采技术 (5) 5 水平压裂辅助蒸汽驱技术 (6) 6结论和建议 (6) 三稠油集输降粘方法概述 (6) 1 稠油改质降粘 (7) 2 加热降粘 (7) 3 稠油掺稀输送方法 (8) 4 掺热水法或活性水 (8) 5 低粘液环输送方法 (9) 6 加减阻剂 (9) 7 乳化降粘 (9) 8 加油溶性降粘剂降粘 (10) 9 稠油催化降粘 (10) 10 结语 (10) 四稠油脱水 (10) 1 转相点对稠油预脱水工艺的影响 (10) 2 克拉玛依某油田稠油脱水工艺 (12) 五其他 (13) 1 稠油拐点温度测算方法 (13) 2 稠油集输管线压降计算方法 (14) 3 原油降凝剂作用机理与影响因素 (15) 4 蜡沉积规律实验研究 (15) 相关资料 (16)

我国海上油气田主要分布在渤海湾、东海、南海西部、和南海东部,截止2005年底,共发现油田41个,气田4个,开发井共计1286口,年产油量32×106m3,年产气量58×108m3。我国海上原油探明储量为29.3×108m3(储量分布见图1),稠油所占的比重较大,稠油储量的绝大部分分布于渤海湾,约为17.85×108m3。2005年,中国海上原油产量的43%来自重油油藏,预计到2010年,重油产量将占中国海上原油总产量的60%以上。 作为动力燃料和化工原料有着独特的优点,是其它新能源不能代替的。因此稠油的开发利用越来越受到人们的重视。 一稠油油藏特征 据我国现行标准,把原油比重大于0.934,粘度在100m Pa·S以上定位稠油(或称重油)。按照稠油粘度高低将稠油划分为三种类型,分述如下: 普通稠油:脱气油粘度为150~10000m Pa·S,比重在0.92以上。 特稠油:粘度在(1~5)×104 m Pa·S,比重大于0.95。 超稠油:粘度在5×104 m Pa·S以上,比重大于0.98,这种稠油在油层中实际上是不流动的。 概括而言,稠油主要特点如下:胶质与沥青质含量高,轻质馏分很少,少于10%,一般仅5%左右。稠油中含硫量很低,一般小于0.8%,石蜡含量也较低,通常在5%左右。 二稠油开采方法 1 热力采油 热力采油主要是通过一些工艺措施使油层温度升高,降低稠油粘度,使稠油易于流动,从而将稠油采出。其主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。 1.1蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油的技术,其机理主要是加热近井地带

简述稠油的开采方法及原理

4、简述稠油的开采方法及原理 1)蒸汽吞吐采油方法又叫周期注气或循环蒸汽方法,即将一定数量的高温高压下的湿饱和蒸汽注入油层,焖井数天,加热油层中的原油,然后开井回采。 稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产机理为: (1)油层中原油加热后粘度大幅度降低,流动阻力大大减小,这是主要的增产机理;(2)对于油层压力高的油层,油层的弹性能量在加热油层后也充分释放出来,成为驱油能量;(3)厚油层,热原油流向井底时,除油层压力驱动外,重力驱动也是一种增产机理;(4)带走大量热量,冷油补充入降压的加热带,当油井注汽后回采时,随着蒸汽加热的原油及蒸汽凝结水在较大的生产压差下采出过程中,带走了大量热能,但加热带附近的冷原油将以极低的流速流向近井地带,补充入降压地加热带;(5)地层的压实作用是不可忽视的一种驱油机理;(6)蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用;(7)注入油层的蒸汽回采时具有一定的驱动作用;(8)高温下原油裂解,粘度降低;(9)油层加热后,油水相对渗透率变化,增加了流向井筒的可动油;(10)某些有边水的稠油油藏,在蒸汽吞吐过程中,随着油层压力下降,边水向开发区推进。 2)蒸汽驱 蒸汽驱采油的机理有: 原油粘度加热后降低;蒸汽的蒸馏作用(包括气体脱油作用);蒸汽驱动作用;热膨胀作用;重力分离作用;相对渗透率及毛管内力的变化;溶解气驱作用;油相混相驱(油层中抽提轻馏分溶剂油);乳状液驱替作用等。 3)火烧油层又称油层内燃烧驱油法,简称火驱。它是利用油层本身的部分重质裂化产物作燃料,不断燃烧生热,依靠热力、汽驱等多种综合作用,实现提高原油采收率的目的。 4)出砂冷采 (1)大量出砂形成“蚯蚓洞”网络,极大地提高了稠油的流动能力; (2)稠油以泡沫油形式产出,减少了流动阻力; (3)溶解气膨胀,提供了驱油能量; (4)远距离的边、底水存在,提供了补充能量。

稠油开采技术进展

2010年第1期 总第181期 26 王学忠 (中国石化股份有限公司胜利油田分公司新疆勘探开发中心,山东东营 257000) 稠油开采技术进展 摘 要:分析了制约稠油开采的主要问题,综述了稠油开采的主要技术,建议开展地下稠油 变稀油技术攻关, 将稠油开采难题转化为稀油开采问题,大幅提高稠油产能和最终采收率。 关键词:稠油开采 冷采 注水采油 热采 水热裂解 收稿日期:2009-09-22。 作者简介:王学忠,高级工程师,1993年毕业于石油大学(华东)油藏工程专业,2006年获中国石油大学(华东)油气田开发专业硕士学位,长期从事油田开发研究。 如何降低成本,最大限度地把稠油、超稠油开采出来,是世界石油界面临的共同课题。稠油由于粘度高,给开采、集输和加工带来很大困难,国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱,采收率能达到30%左右[1]。深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究,配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动,保障了热采稠油产量的持续增长。1 制约稠油开发的主要问题 特稠油油藏温度下脱气油粘度为10 000~50 000 mPa·s, 超稠油(天然沥青) 油藏温度下脱气油粘度一般大于50 000 mPa·s。稠油的特点一是胶质和沥青质含量高,如单家寺油田单6块稠油族组分中沥青质占11%,塔河油田稠油族组分中沥青质含量高达23%;二是粘温关系敏感, 如陈375井脱水脱气油40℃对应粘度133 300 mPa·s,80℃对应粘度2 646 mPa·s,100℃对应粘度754 mPa·s。特稠油因含有胶质、沥青质、石蜡等高分子化合物,易形成空间网状结构,具有非牛顿流体的性质,其结构随剪切应力的增大而破坏,且破坏程度与流动速度有关[2] ,即当原油流速慢时结构破坏小,粘度相对较大;流速快时则破坏大,粘度相对较小。共用同一渠道的多相流体在流动时会相互干扰,流度比越大,干扰越严重,低流度的水相更易侵入油相,使 油相变为孤立的油滴,油滴一旦被滞留下来,要起动它必须克服更大的附加毛管阻力。 特超稠油油藏开发难点在于:注汽压力高于18 MPa,常规锅炉不适应;吸汽能力差,小于1 t/(MPa·h);加热动用半径小于50 m;转变为牛顿流体温度高(高于100℃)。对于远离油田基地的中小规模特稠油油藏,或许其面临的主要开发瓶颈不是来自钻井技术、热采技术或冷采技术,而是来自地面集输技术,如地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺[3-4]。 胜利稠油的粘温关系曲线特点是,稠油的粘度对温度敏感性强,在低温范围内随温度增加稠油粘度急剧下降,普通稠油在温度50~80℃范围内每升高10℃,稠油粘度降低约一半,特超稠油在温度70~100℃范围内每升高10℃,稠油粘度降低约一半。普通稠油在温度大于80℃和特超稠油在温度大于100℃后,随温度增加,稠油粘度下降缓慢[5]。 2 稠油开采的主要技术 目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠

SAGD稠油开采技术

SAGD技术开采稠油 一、国内外研究现状 在过去的时间里,全球工业化应用的稠油开采技术,一般只适用于粘度低于10000mP a·s的普通稠油,目前国内外针对超稠油的开采技术发展较快,已进入矿场先导试验阶段或工业型试验阶段的技术有:蒸汽吞吐、蒸汽驱、水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)、水平裂缝辅助蒸汽驱、火烧驱技术。从目前国内外稠油开采情况看,由于超稠油原油粘度高,油层条件下流动能力低,依靠压差驱动的方式难以获得成功。在国内,对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式进行详细研究的单位有辽河油田、新疆石油管理局、总公司研究院。1996年辽河油田和总公司研究院曾与加拿大MCG公司合作,研究认为在杜84块兴隆台油层兴V工组、馆陶油层可采用SAGD开发,最终采收率为45%-60%。在国外,蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式在加拿大和委内瑞拉获得了商业化成功应用,尤其在加拿大在不同类型的油田中已经开展了20多个重力泄油的先导试验区,并建成了5个商业化开采油田,其中两个规模较大的油田已建成了日产5000吨重油的产能,另一个油田已建成日产7000吨产能,预计2010年在加拿大依靠重力泄油开采方式的重油产量将超过每天10万吨。重力泄油开采方式已成为开采重油,特别是超稠油的主要手段。重力泄油开采方式的最终采收率一般超过50%,高的可以达到70%以上。 二、SAGD机理介绍 蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项前沿技术,其理论首先是罗杰·巴特勒博士于1978年提出的,最初的概念是基于注水采盐

的原理,即注入的淡水将盐层中的固体盐溶解,浓度大的盐溶液由于其密度大面向下流动,而密度相对较小的水溶液浮在上面,这样可以通过持续在盐层的上面注水,从盐层的下部连续的将高浓度的盐溶液采出。高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差,将这一原理用于住蒸汽热采过程中就产生力重力泄油的概念。 对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油,要实现注采井之间的热连通,需经历油层预热阶段。形成热连通后,注入的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔,蒸汽腔向上及侧面移动,与油层中的原油发生热交换,加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生产井中产出。 目前SAGD有三种布井方式,即在靠近油藏的底部钻一对上下平行的水平井,上面水平井注汽,下面水平井采油;第二种是直井与水平井组合方式,即在油藏底部钻一口水平井,在其上方钻一口或几口垂直井,垂直井注汽,水平井采油;第三种是单管水平井SAGD,即在同一水平井井口下入注汽管柱,通过注汽管柱向水平井最顶端注汽,使蒸汽腔沿水平井逆向扩展。 SAGD机理示意图(左图为双水平井组合、右图为垂直井与水平井组合)

世界稠油资源开采技术的现状及展望

世界稠油资源开采技术的现状及展望 世界稠油资源目前正得到越来越广泛的利用。稠油开采技术总体而言可分为热采和冷采技术,在稠油的开采过程中,根据油藏的不同特点合理的利用热采、冷采及其交替技术,就可以大幅度提高采收率。 标签:稠油热采冷采 0前言 随着全球经济的日益发展,世界对石油的需求量迅猛增长,经过对常规石油资源的大规模的开发后,稠油资源逐步被人重视,稠油油藏的开发技术也备受关注。我国稠油资源主要分布于辽河油田、新疆油田、河南油田。 1 稠油冷采技术 稠油冷采,指的是不以升温方式作为降低稠油的粘度、提高油品的流动性能的手段,而是通过其它方式(如化学降粘剂、干抽等)及工艺方法进行稠油开采的技术。 1.1 携砂冷采 携砂冷采是指依靠天然能量,仅靠调节生产压差而使地层达到出砂的目的,同时又保持地层骨架不被破坏,进而大幅度改善油层的渗透率,提高油井产量的采油方法。 携砂冷采的采油机理虽需要进一步深入研究,但目前可以归纳为“泡沫流”和“蚯蚓洞”。根据经验,携砂冷采适合埋藏小于1000 m,原油脱气粘度范围是600至160 000 mPa·s的稠油或特稠油油藏,储层胶结疏松,且泥质含量较低,有一定携砂能力的油藏。 1.2 微生物采油技术 微生物采油技术指的是向油藏中注入微生物液,利用微生物及其代谢产物降低原油粘度,提高油藏采收率。其主要采油机理为:微生物在地层环境中发酵,生成的代谢产物降低原油表面张力,改善原油的流动性,如CO2可以增加地层的压力,增加溶解性;有机酸类改善原油的性质;微生物发酵能裂解原油,降低稠油相对分子质量与粘度;菌液的渗透性会剥离粘附在岩石上的原油,启动难动用的部分。 微生物采油成本低,易于操作,采出液易处理,环境污染少。但是由于稠油开采地层的高温、高压、高矿化度的环境,要筛选出适合的菌种很困难,恶劣的环境下,微生物也不容易存活。

稠油油藏提高采收率技术研究

稠油油藏提高采收率技术研究

xxxx工程技术学院毕业设计(论文) 题目名称xxxx 系部xxxxx 专业班级xxxx 学生姓名xxx 指导教师xxx 辅导教师 时间2012年11月至2013年5月

目录 任务书. (Ⅰ) 开题报告 (Ⅱ) 指导教师审查意见 (Ⅲ) 评阅教师评语 (Ⅳ) 答辩会议记录 (Ⅴ) 中文摘要 (Ⅵ) 英文摘要 (Ⅶ) 前言 (Ⅷ) 1 热力采油 (1) 1.1 蒸汽吞吐 (1) 1.2 蒸汽驱 (5) 1.3 火烧油层 (8) 1.4 热水驱 (13) 2 化学采油 (15) 2.1 表面活性剂驱油 (15) 2.2 微乳液驱油 (15) 2.3 化学采油原理 (15) 2.4 化学采油应用 (16) 2.5 实验结论 (20) 3 微生物采油 (21) 3.1 生物表面活性剂 (21) 3.2 微生物降解技术 (21) 3.3 微生物采油机理 (21) 3.4 微生物采油应用 (21) 3.5 实验结论 (26) 4 总结 (27) 参考文献 (27)

致谢 (29)

长江大学毕业设计(论文)任务书 学院(系)工程技术学院专xxx班级 xxx 学生姓名 xxx 指导教师/职称 xx 1.毕业设计(论文)题目: 稠油油藏提高采收率技术研究 2.毕业设计(论文)起止时间: 2012年11月20日~2013年5月25日 3.毕业设计(论文)所需资料(指导教师选定部分) 主要参考文献: (1)《稠油注蒸汽热采工程》刘文章等; (2)《热力采油提高采收率技术》张义堂等; (3)《化学吞吐开采稠油技术研究》黄立信等。 4.毕业设计(论文)应完成的主要内容 (1)我国稠油油藏提高采收率技术的研究进展; (2)稠油油藏提高采收率技术的发展趋势; (3)稠油油藏提高采收率技术有哪些?这些技术能提高采收率的机理是什么? 任务书下达日期 2012 年 12 月 5 日指导教师(签字)

超稠油油藏开采方式解析

超稠油油藏开采方式解析 稠油的基本特性就是粘度比较高且流动阻力较大,如果使用常规的开采方式工作效率非常低,所以提升稠油开采效率就成为了当前研发的重点。下面将针对当前国内外所应用的稠油开采技术展开分析和研究,以了解技术的发展状态,为我国稠油油藏的开采提供参考意见。 标签:稠油;油藏开采;方式研究 稠油油藏的开采是当前石油开采领域中非常重要的研发方向,但是因为稠油自身所具有的性质就造成了其开采难度比较高且成本难以降低。稠油油藏的基本特性就是粘度高、密度大且流动性非常差,如果选择使用普通的开采方式难以满足经济性的要求。当前我国的油田开采进入到了后期阶段,稠油油藏的开采也逐渐被重视,该中类型的油藏在我国储量丰富,开采成本较高,大部分都在浅层分布。当前我国很多的油田都采用注蒸汽的方法来进行,在具体开采的过程中,对于稠油油藏的开采具备非常明显的效果,其主要就是应用蒸汽驱替稠油油藏原油时与地层物质发生一定的热效反应。 1 注蒸汽开采稠油油藏的机理 稠油油藏开采难度比较高,这主要是因为其粘度大且具备较差的流动性。采用注蒸汽开采的方法可以通过蒸汽来对地层和原油进行加热,从而可以使得粘度下降,同时地层的水也会加速流动,这就使得地层中的水油流动更加的顺畅。伴随着油温的持续上升,原油的粘度会逐渐的降低,油藏的开采启动压力会不断的减小,如果温度控制得当,甚至压力都可能为零。高温的促使之下,原油的流动性能逐渐的提高,其油层的厚度也会很大程度上提升,这就使得油层的曾文降粘的作用逐渐显现。这种稠油的温度影响作用就是注蒸汽稠油开采技术的工作原理。蒸汽注入到油藏内部之后,热力的影响之下,油藏内的流体与地层岩石会产生膨胀反应,岩石的膨胀发生之后就能够减小空隙的体积,流体的体积逐渐增加的过程中,其就会受到地层的压缩作用,流体的弹性能量也会逐渐的增大,这就导致了地层流体能量的增加,原油的膨胀可的主要原因就是其具体组成成分所导致的。 注入蒸汽到稠油油藏中,原油中所包含的轻质组成部分会因为蒸汽的蒸馏作用而逐渐的被析出,再加上蒸汽所具有的流动性,在其移动到低温的范围内,原油中的轻质组分会逐渐的与蒸汽混合起来而逐渐的被凝结。蒸汽的驱替前缘进入到热水范围内只好,轻质原油会逐渐的与驱替原油实现混合,经过混合之后的组合油所具有的粘度就比较小,密度也比较小。蒸汽驱替地层原油前进的过程中,原油内所被蒸馏出的轻质组分会逐渐的与驱替前缘性能轻质油带,伴随着轻质原油的逐渐向前行进,通过开采设备来逐渐的将其中所含有的轻质组分提取出来,轻油带的面积逐渐扩大,从而可以实现油相混合驱的作用。蒸汽流动时,驱替原油與水的温度会被逐渐的提升,内部的压力也会升高。油水压力逐渐的提升到驱替压力之后,原油内的轻质组分就会在压力的影响之下逐渐的变成气相的形式,

稠油开采技术与发展前景

稠油开采技术与发展前景 摘要: 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。目前,提高采收率最成功的开采方法分两大类:一是注入流体热采或驱替型方法,如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等;另一类是增产型开采方式,包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等,这两类技术的结合使用,已成为当今稠油开发的主要手段。 关键词: 稠油,热采,油储量,蒸汽吞吐,试验。 序言 目前,制约国内油田持续稳定发展的主要因素有两个,一个是大多数油田已进入开发后期,老油田平均综合含水达90%以上,自然递减率达到20%,综合递减率达11%,原油产量递减加快;另一个是后备储量接替严重不足,已探明储量的丰度和品位明显下降,且大部分为稠油、出砂严重的难动用区块,按常规开采工艺开发其经济效益很差或根本无效。为稳定国内油田原油产量,除继续加大勘探力度外,借鉴国外先进超稠油油藏的开发经验,探索经济有效的开发方式和钻采新工艺及相关配套措施,提高超稠油开

发项目的经济效益,是国内油田目前乃至今后一段时间的紧迫任务。 一目前世界及国内稠油的开采情况 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。提高采收率的方法,如蒸汽吞吐、SAGD、冷采和水平井技术提高了开发效果。随着稠油开采技术的发展和油藏管理技术的改进稠油的开采成本在持续降低。目前国际市场的高油价提供了加速稠油开采和利用。 由于稠油的黏度高,难流动,故不能用常规的方法开采,但稠油的黏度对温度十分敏感,只要温度升高到8℃-10℃时,其黏度就降低1倍,故以高压饱和蒸汽注入油层,先吞后吐进行热采,就能达到良好效果,其采收率可达到40%-60%的水平。 我国上世纪80年代就着眼对稠油的研究和开发,按稠油油藏的特点,其开采方式也各有所异,但总是沿着降黏和使分子变小、变轻的方向发展努力着。目前,提高采收率最成功的开采方法分两大类:一是注入流体热采或驱替型方法,如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等;另一类是增产型开采方式,包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等,这两类技术的结合使用,已成为当今稠油开发的主要手段。其中,胜利油田采用热采、注蒸汽、电加温、化学降黏(注聚合物驱)等技术;辽河油田的中深层热采稠油技术;大港油田的化学辅助吞吐技术;新疆油田的浅层稠油面积驱技术;河南油田的稠油热采技术等,均处于国内领先水平。尤其是河南油田原油的黏度特高(普通稠油为10000mPa?s,特稠油为10000-50000mPa?s超稠油为50000mPa?s以上),热采需要的参数很大,需要注气压力7.5MPa,注气速度为100t/d,蒸汽干度为75%,蒸汽温

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