高凝油开采工艺技术PPT.ppt

高凝油开采工艺技术,汇 报 提 纲,一、基本概况二、开采过程中遇到的配套工艺问题三、配套工艺技术及应用,一、基本概况,1971年发现1986年开发动用含油面积：83.64km2动用地质储量：19191.33104t可采储量：4559.37104t标定采收率：23.76%油藏埋深：-1350-3720m,静安堡油田,高凝油油田构 造 位 置 图,边台油田,综合柱状图,静北潜山,安1-安97潜山,东胜堡潜山,沈95块,沈84-安12块,高凝油油田储量面积图,边台潜山,静35块,高凝油田主要含油区块分类,中高渗（沈84-安12块）,高凝油油田,砂岩油藏,中低渗（沈95块、静35块、257砂岩）,碳酸盐岩油藏,中深层（静北潜山、沈259、沈253）,深 层（沈625潜山、沈257潜山）,变质岩油藏,较强底水（东胜堡潜山）,弱底水（安1-安97潜山、边台潜山、沈628块）,潜山油藏,N：9161.2104t,N：10030.13104t,N：19191.33104t,N：6374104t,N：2787.2104t,N：1791.71104t,N：3601.42104t,N：1509104t,N：3128104t,N：5393.13X104t,N：4637104t,高凝油具有以下四个特点：(1)含蜡量高，一般为3045，最高达53.52。(2)凝固点高，一般为42以上，最高达67。(3)析蜡点高，一般为5461。(4)蜡熔点高，一般为5875。,油品性质特殊,高凝油区块油品性质表,上产阶段,稳产阶段,递减阶段,低速稳产阶段,建产能200104t,平均年产油225104t,年均递减17.0104t,年均产油87.5104t,高凝油油田开发阶段划分,高凝油开发现状表,高凝油主力区块开发现状表,汇 报 提 纲,一、基本概况二、开采过程中遇到的配套工艺问题三、配套工艺技术及应用,二、开采过程中遇到的配套工艺问题,高凝油开发初期，受油品性质的影响，自喷井及抽油井管柱结蜡现象严重，常常造成管柱堵死、油井停产现象。,1、井筒举升中原油析蜡凝固造成油井无法正常生产,2、注水井分注和分层测试遇到的问题,1）由于层间矛盾突出，导致分注井管柱出现弯曲现象；2）分注井数和分注层段多，分层测试和动态调配的工作量较大；3）由于井筒死油影响，注水井分注和进行分层测试受到很大影响，分注管柱遇阻及测试下井仪器遇阻现象频繁发生。,二、开采过程中遇到的配套工艺问题,3、修井作业困难,由于高凝油凝固点高的特性，修井作业过程中常常遇到管柱凝死提不动、工具下井遇阻等现象。,对于油藏埋藏较深、渗透率较低的油井，为提高单井产量，需要加大压裂施工规模。,4、深层潜山压裂问题,5、油井措施易对油层造成冷伤害,大型措施或修井作业,外来液的侵入,近井地带暂时温降,高凝油中的重质成份析出,油层渗透率降低,高凝油与外来液形成乳化现象,润湿性改变表面张力提高,油流动性变差,二、开采过程中遇到的配套工艺问题,汇 报 提 纲,一、基本概况二、开采过程中遇到的主要工艺问题三、配套工艺技术及应用,（一）井筒举升工艺技术（二）注水工艺技术（三）修井作业技术（四）措 施 工 艺,三、配套工艺技术及应用,第一阶段：水力活塞泵、闭式热水循环采油工艺,第二阶段：闭式热水循环、空心杆热线、潜油电泵采油工艺,第三阶段：空心杆热线、潜油电泵、电热油管、化学加药冷采、常规冷采采油工艺,第1阶段,第2阶段,第3阶段,（一）井筒举升工艺技术,1、井筒举升工艺技术的发展,第一阶段（1986年-1995年)：高凝油田1986年投入开发，初期以自喷井为主，为保证出油温度，先后设计应用了井下掺热油、掺热水循环管柱，对自喷油流进行加热，延长自喷生产期。为提高油田采油速度，研究应用了系统开式水力活塞泵采油工艺、闭式热水循环采油工艺，为沈阳油田的加速开发做出了巨大贡献，使沈阳油田建成300万吨产能规模的目标于1991年得以实现。,第二阶段（1995年-2003年)：随着油田综合含水上升、单井产量下降，水力泵及闭式热水循环系统的高能耗与油井低产的矛盾日益突出，并且随着抽油机井管柱电加热技术日益发展成熟，从安全生产、油井资料测取等各方面综合考虑，水力活塞泵和闭式热水循环生产方式逐步被空心杆热线、电热油管等管柱电伴热生产方式取代。,第三阶段（2003年-至今)：高凝油田进入中高含水期，实现了以高凝油冷采冷输、深抽提液和提高抽油机井系统效率为主要内容的采油工艺优化。采油方式以抽油机、螺杆泵、电泵为主，抽油机方式中冷抽、加药冷抽、空心杆热线、电热油管并存。,（一）井筒举升工艺技术,为实现高凝油热采，1985-1987年进行了水力泵试验，取得了成功。1988年推广应用，1993年应用规模达到最高279口井，产油量占全油田的54。由于该工艺存在油井资料录取困难、运行成本高等问题，为适应精细化管理要求，1996年起逐步转化，到1998年已全部实现工艺转化。,（1）水力活塞泵采油工艺,2、加热举升工艺,（一）井筒举升工艺技术,优点：泵效高，总效率可达40-60%；液力起、下泵方便；排量大，国外最大排量已达1245方/天；对定向井、斜井有较好的适应性。缺点：换向机构在井下，检修时必须起出；地面设备较为复杂。,（2）闭式热水循环采油工艺,1984年试验成功，到1987年闭式热水循环抽油井为181口，占高凝油生产井总数的70.9。由于该工艺无法测试油井液面资料，且系统老化采油成本高，1997年开始逐步被其它采油工艺所取代，到2003年全部转化。,（一）井筒举升工艺技术,优点：由于闭抽油水不混，减去了原油脱水工作量；因地面设备等因素停产，井下循环后很快复产，生产管理方便；检泵方便，仅动1/2“油管，不动4”管柱封隔器就可完成；井口采用大四通，保证采油树的通用性和互换性。缺点：地面泵循环排量较大，设备无用功增加；采用水基动力液，管壁结垢严重，腐蚀严重；由于套管环空形成循环液通道，不能测流压、静压、动液面等地质资料。,（3）空心杆热线采油工艺,1995年在静35块开始试验应用。1996年开始在油田得到规模推广应用，到2008年采用该工艺的总开井数255口，日产液2248吨，日产油1046吨，综合含水53%。,优点：对低产液、低含水油井加热效果好。缺点：一次性投资大；耗电量大(日平均耗电849kW.h)、运行成本高；加热电缆使用寿命短，一般为年或年半左右，维护及更新费用高。,（一）井筒举升工艺技术,（4）电热油管采油工艺,2002年3月引入沈阳油田，很好地替代了闭抽及部分热线生产方式。在应用过程中，先后进行了绝缘短节、接触器、高压密封器等研究改进，获得多项国家专利。到2005年现场应用规模达到196口井，目前有82口井。,（一）井筒举升工艺技术,日产液高于20吨，含水超过90%的高凝油井,（一）井筒举升工艺技术,3、冷采举升工艺,（1）常规冷采工艺,高凝油进入高含水开发期后，含水原油的粘度降低，给油井的冷采创造了条件。经现场实践，日产液高于20吨，含水超过90%的多数高凝油井，井口出液温度保持在34以上，可以实现冷采，配合定期热洗可保持长期连续冷采。通过提液等措施，增加油井产液量，扩大了常规冷采井的规模，目前高凝油区块已有324口井实现了常规冷采，占高凝油总井数的45.5。,（2）化学加药采油工艺,从1996年开始研究试验，通过套管环空点滴加药，与油层产出液混合，利用药剂润湿分散作用，减小混合液的流动阻力，防止凝固，实现冷采。从2005年开始规模应用，最大应用规模达到84口井，年累节电量700万度以上。,产液量在10吨以上、含水在50%以上的高凝油井,3、冷采举升工艺,（一）井筒举升工艺技术,（3）井下平行双管掺水冷采工艺,通过井下掺入热水，增加产液量与含水实现冷采。2008年开始研究试验，现已试验4口井，获得成功，可以取代电伴热技术，实现节电目的。,产液量低于10吨、含水50%以下的高凝油井,有利条件：177.8mm套管与73mm油管空间；地面掺水伴热系统完善。主要原理：利用污水(70)通过下入48mm油管向井下掺入,产出液与掺入热水一起采出,从而替代热线或电热油管伴热，实现冷采。,（一）井筒举升工艺技术,第一阶段：油田开发初期，注水工作以投转注为主，实现主力区块注水开发，注水方式以笼统注水为主。,第二阶段：随注水矛盾日益突出，在主力砂岩油藏实施分注配套技术，主要以低级别分注、小剂量调剖、增压注水为主。,第三阶段：为进一步解决注水矛盾，实现注好水的目标，实施细化注水技术。主要以多级分注、大剂量调驱、控量增压注水技术为主。,（二）注水工艺技术,1、注水工艺技术的发展,2、多级分注工艺管柱,GY341-II型分注工艺2000年2001年,GY341-III型分注工艺2001年目前,（二）注水工艺技术,管柱组合：GY341封隔器+偏心配水器+坐封反洗阀，配套镍磷镀油管及配水器。,2000年引进偏心多级分注管柱，并研究改进，在139.7mm套管及177.8mm套管井推广应用，最高分注级数达6级6层。目前油田共有分注井320口，三级以上分注井146口，占分注井的45.6。,3、多级分注管柱防弯配套工艺,平衡式管柱,止推锚定式管柱,加强式管柱,下拉锚定式管柱,随着多级细分注水技术的规模实施，在177.8mm套管井出现了管柱弯曲问题。为此研究配套了防弯工具并优化了管柱组合，现场应用下拉式防弯锚及4油管防弯措施效果较好。2003年以来累计实施43口井，有效缓解了管柱弯曲对测试的影响。,（二）注水工艺技术,4、测调联动工艺,为减少测试工作量，提高分注水平，引进测调联动注水工艺。该套工艺实现层段测试、分层配注、地面可控、数据采集自动化，不仅缩短动态调配周期，而且提高了分层配注效果。2009年现场应用测试27口井，测试成功率100，层段合格率达到97，对比常规测试有大幅提高。,测调联动与常规测试对比表,（二）注水工艺技术,针对井筒死油影响，解决办法主要采用大排量热洗管柱，近年引进密闭循环洗井工艺，清除管柱死油影响。,设备构成：电加热装置、两级旋流除砂器、高效低阻液-液旋流除油器、卧式聚结沉降器、一级深床过滤器、二级精细过滤器及两套气动加药装置。,循环洗井工艺流程框图,（二）注水工艺技术,5、密闭循环洗井工艺,针对高凝油特点和修井作业难点，通过实践和技术攻关，逐步形成以下修井作业配套工艺。,1、热冲洗套管解堵修井工艺,下73mm油管，采用热洗车连续冲洗至1200m，冲洗水温保持在8090；循环建立热场，起出井内冲下管柱；下入153mm通井规（177.8mm套管）或116mm通井规（139.7mm套管）彻底通井。,热冲洗套管解堵管柱示意图,（三）修井作业技术,在油管内下入25mm或30mm连续油管，采用热洗车和水泥车连续冲洗，洗净油管内高凝油，冲洗水温保持在8090；循环建立热场，将环套内的高凝油熔化；用水泥车在原井油管及环套间建立循环，替出环套内高凝油；分别起出连续油管和原井管柱。,2、连续油管车解堵修井工艺,连续油管车解堵管柱示意图,（三）修井作业技术,倒扣起出部分井内管杆；在油套环空冲下入114mm油管至1200m；循环并洗净循环通道内的死油，水温保持在8090；建热场，熔化73mm油管内的死油；洗出73mm油管内的死油；起出114mm油管；起出原井的抽油杆和73mm油管。,3、套冲解堵修井工艺,套冲解堵管柱示意图,（三）修井作业技术,1、油井措施工艺的发展,第一阶段：油井产能建设阶段，主要以油井补层、提液措施为主。,第二阶段：随油藏地层能量下降，储层伤害现象增加；同时提液造成油井出砂加剧、含水上升迅速，此阶段油井措施以解堵、防砂、找堵水为主。,第三阶段：主力中高渗砂岩区块进入高含水期，低渗区块注水见效基础差。此阶段油井措施以有效提液、低渗压裂改造为主。,（四）措施工艺,2004年以前深井压裂加砂量小、成功率较低，2004年后攻克了深层潜山变质岩大型压裂难题，单井平均加砂量从20.5m338.4m3，最大达到80m3。施工成功率从63%94%。,使用复合交联高温压裂液，适用温度90-140，保证耐高温强携砂性能。,在前置液中低砂比(一般在10%左右)分段加入100目粉砂。封堵天然微裂隙及主裂缝两侧的微裂缝，降低压裂液滤失。,携砂液中分段加入原胶段塞补充携砂过程压裂液的滤失；变台阶式加砂为坡阶式加砂，增加砂浆运移平稳性，避免砂堵。,抗砂堵工艺,降滤失工艺,抗高温工艺,2、深层潜山变质岩大型压裂技术,（四）措施工艺,2003-2008年老井压裂措施效果统计表,（四）措施工艺,3、热压裂工艺,热基压裂液,压裂液温度8085破胶温度 40选用液体胍胶高温稳定剂,入井温度超过75，井底温度保持在60以上,热压裂解决了冷伤害，在曹台低潜山近年来实施了3口井，单井最大加砂量达到80m3。累增油2431吨。,（四）措施工艺,溶剂：混合苯与 水乳化形成,溶剂酸解堵技术,该技术解决冷伤害，年实施超过40井次，有效率83以上，实现增油超过11000吨。,酸液：无机酸,洗油破乳和溶解胶质、沥青质,对有机沉积物有润湿、渗透、分散直至剥离等作用,解除机杂、岩石碎屑造成的无机堵塞,防止酸液与原油接触，避免形成二次污染,4、油井解堵工艺,（四）措施工艺,谢谢！,