蒸汽驱后期（精选8篇）
蒸汽驱后期 篇1
辽河欢喜岭油田齐40块为提高稠油油藏采收率, 保持产量规模的稳定, 突破吞吐开采采收率上限瓶颈限制, 转换开发方式, 由吞吐开采转到蒸汽驱开发。伴随着蒸汽驱开发, 在实践中探索逐步得到完善。
地面工程设计方案与油藏开发方案、采油工艺方案紧密结合, 优化总体布局, 简化地面工艺, 保证齐40蒸汽驱工业化开发建设取得较好的整体经济效益。齐40块蒸汽驱2006年工业化转驱后, 区块产量逐步攀升, 核实日产油量由1193吨最高上升到1931吨, 连上7个百吨台阶。2010年以来, 汽驱井组陆续进入突破阶段, 产量呈下降趋势。2011年根据油藏所处新的开发阶段, 确定了“以动态调控为主、油井措施为辅”的工作思路。
现场实际生产过程中, 与油藏方案配套的地面方案也随之发生了很大变化, 虽然在实践中逐步完善和改进, 基本满足了生产实际需求, 但只是粗线条的管理。如何创新和完善热注系统工艺技术, 以适应蒸汽驱动态油藏变化的实际情况, 如何扩大锅炉注汽能力的可调控区间, 如何提高锅炉使用效率, 实现高效优质注汽, 如何优化地面工程设计, 解决蒸汽驱初期注汽量与中后期注汽量差异大及注75%干度以上蒸汽向注热水转换的问题等, 为蒸汽驱热注系统地面方案设计, 乃至稠油开发提供可借鉴的技术支持。
1 存在的问题
辽河油田稠油热采已有20多年的历史, 先后开发出了一系列适合稠油生产的热采技术, 并研制出了许多热采专用产品和装置, 如球形、Y形及T形等干度分配器, 两相流计量装置, 饱和水蒸汽干度分析仪等, 为稠油油田蒸汽驱开采提供了理论和技术的支持, 使所开展的稠油生产及有关蒸汽驱先导试验获得了理想效果。辽河油田齐40块蒸汽驱是股份公司重大开发试验项目, 在世界范围内首次实现中深层 (埋藏深度900米以上) 稠油蒸汽驱, 开创了世界同类型油藏规模实施蒸汽驱开发的先河, 蒸汽驱开发在地面工程技术方面缺少可以借鉴的经验, 因此, 蒸汽驱热注系统按需注汽及动态调控技术研究变得尤其重要, 将为蒸汽驱工业化延伸提供坚实的地面技术保障。生产中后期也暴露出很多生产问题:适应蒸汽驱动态油藏变化的热注系统工艺技术的选择。扩大锅炉注汽能力的可调控区间, 怎么提高锅炉使用效率。研究多台注汽锅炉连网后运行不稳定的技术难题。研究蒸汽计量分配技术, 适应蒸汽驱动态调整。实现满足油藏平面、纵向立体调控需求。解决多台锅炉连网后相互干扰的原因, 解决等干度分配问题。研究蒸汽驱注汽量动态调控实施难度大的问题, 保证各井组间灵活调配注汽量。注汽压力变化时, 各井组注汽效果相互不受影响, 满足油藏要求。
2 蒸汽驱热注系统按需注汽的做法
2.1 注汽管线连网试验情况
注汽锅炉给水泵采用柱塞泵, 柱塞泵的往复运动使锅炉产生的蒸汽流也有轻微的波动, 当2台注汽锅炉或多台注汽锅炉连网上每台锅炉必然相互影响, 产生流量、压力或干度的波动现象。针对注汽锅炉自身特点及以往注蒸汽生产的运行经验, 此次注汽锅炉连网主要采取如下措施:1) 选择精细调节阀, 确保注汽量微量准确调节;2) 避免在锅炉出口处2台锅炉相连, 选择在锅炉出口200—300m处相连, 且均选择在φ114主干线上相连, 有效利用管线自身容积做为波动的缓冲;3) 选择双向涡街湿蒸汽流量计, 可测得管线中2个方向的流量值, 同时显示蒸汽的温度和压力参数, 单个流量计实现多种功能, 减少管道附件安装, 从而减少对蒸汽流的扰动。连网注汽管线上设置双向涡街湿蒸汽流量计, 可测得管线中2个方向的流量值, 同时显示蒸汽的温度和压力参数, 并将信号通过无线远传至注汽站内。
2.2 蒸汽计量分配橇设计
目前已完成了蒸汽计量分配橇设计研发, 并完成了现场应用测试。通过设计蒸汽计量分配橇, 以适应蒸汽驱动态多变的注汽井调整。现场已应用多套蒸汽计量分配橇, 运行效果良好。
3 应用效果
目前已完成了台注汽锅炉的注汽管线连网施工工作, 安装连网注汽管线180米, 完成了3座注汽站连网试验。该3台注汽锅炉共负责14口汽驱井的注汽。连网注汽管线上设置双向涡街湿蒸汽流量计, 可测得管线中2个方向的流量值, 同时显示蒸汽的温度和压力参数, 并将信号通过无线远传至注汽站内。
3.2目前已完成了蒸汽计量分配橇设计研发, 并完成了现场应用测试。
通过研发蒸汽计量分配橇, 以适应蒸汽驱动态多变的注汽井调整。现场已应用多套蒸汽计量分配橇, 运行效果良好。3.3 2014220
3.3 2014年实际实施注汽井动态调220个井次。
蒸汽驱热注系统按需注汽及动态调控技术研究与应用项目推广后, 降低注汽系统的燃料消耗, 降低稠油开采成本, 实现高效优质注汽, 具有广泛的推广前景。
4 结语
辽河油田蒸汽驱, 在世界范围内首次实现了中深层 (埋藏深度900米以上) 稠油蒸汽驱, 开创了世界同类型油藏规模实施蒸汽驱开发的先河。稠油蒸汽驱开发在地面工程技术方面没有任何经验可以借鉴, 地面工程建设为蒸汽驱工业化应用提供了坚实的地面技术保障, 其技术水平在全国乃至世界上都处于领先地位,
4.1 采用蒸汽驱热注系统动态调控技术后, 自动控制系统更加的自动化、数字化, 更加节约能耗, 操作更为方便。
4.2 通过三座站注汽管线连网, 为注汽调控地面实施增加一新的途径。
4.3 蒸汽计量分配技术的应用, 满足蒸汽驱井位多变、注汽量波动范围大等动态调整。
参考文献
[1]王中元.齐40块蒸汽驱蒸汽波及规律研究[J].特种油气藏.2007 (04) .
蒸汽驱后期 篇2
关键词：蒸汽驱;先导试验;阶段划分;技术指标
0 引言
齐40块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南端，开发目的层为沙三下莲花油层，属于中深层稠油，地质与开发特征符合蒸汽驱Ⅰ类油藏筛选标准。于1998年10月开展了4个井组的蒸汽驱先导试验，历时9年结束，各项指标均达到了方案设计要求，取得了较好效果。在试验过程中确立了蒸汽驱不同阶段技术界限指标的标准，为整体蒸汽驱工业化实施后的动态分析调控提供借鉴。
1 先导试验区概况
蒸汽驱先导试验区位于齐40块中南部，含油面积0.129km2，石油地质储量86×104t。油层埋深935～1050m，原油为普通稠油，原始地层压力9.9MPa，原始地层温度39.2℃。
试验前该井区共有各类井27口，开井22口，日产液180t，日产油96t，综合含水47%，采油速度4.1%，采出程度35.9%，年油汽比0.8，累油汽比0.93，年采注比1.81，累积采注比1.72。地层压力4.1MPa，地层温度42℃。
2 蒸汽驱先导试验效果分析
2.1 试验实施情况
先导试验区于1998年按70m井距、反九点法蒸汽驱注采井网进行加密调整，同年10月开始注汽，至2007年9月试验结束，蒸汽驱阶段累注汽148.5729×104t，阶段采油22.5543×104t，阶段油汽比0.15，阶段采出程度26.2%。
2.2 效果分析
试验阶段实施年限、注汽量等七项指标基本达到或超过方案设计要求（表1）。试验时最高采油速度达到3.6%，并以3.0%以上的采油速度稳产3年，线预测最终采收率62.8%，比继续吞吐采收率高21个百分点。
表1 汽驱试验阶段实际注采参数与方案设计对比
3 蒸汽驱阶段划分技术界限指标的界定
3.1 汽驱阶段的划分
先导试验根据注采参数变化可划分为热连通、蒸汽驱替和蒸汽突破三个阶段。
热连通阶段：持续时间为15个月，该阶段日产液、含水上升，日产油先降后稳。
蒸汽驱替阶段：持续时间为34个月，该阶段日产液稳定，含水先降后缓慢上升，日产油先上升后快速下降。
蒸汽突破阶段：持续时间为60个月，该阶段由于汽窜影响产液量略有下降，含水上升，产油量基本平稳。
3.2 蒸汽驱各阶段指标的变化
3.2.1 温度
先导试验期间温度一直呈上升趋势，热连通阶段油井井口温度从转驱前的26℃上升到60℃，井底温度从50℃上升到130℃。蒸汽驱替阶段油井井口温度上升到80℃，井底温度达到130℃至220℃。蒸汽突破阶段油井井口温度可达到100℃以上。
3.2.2 压力
先导试验期间压力表现为先上升后下降上升。热连通阶段由于温度较低，流动性较差，采注比低，油层压力从3.5MPa上升到4MPa;蒸汽驱替阶段流动性变好，采注比高，油层压力从4MPa下降到2.7MPa。当压力值出现拐点后可确定进入驱替阶段。蒸汽突破阶段油层压力基本保持稳定。
3.2.3 注入量
先导试验注入倍数未达到0.2时，油井产油量上升缓慢，仍处于热连通阶段。注入倍数达到0.2后，逐渐进入蒸汽驱替阶段，油井见效明显，日产油从40t逐步上升到140t，注入倍数达到0.6时，日产油达到高峰160t。注入倍数超出0.7后，开始进入蒸汽突破阶段。
3.2.4 采注比
热连通阶段日产液量逐渐上升，月采注比阶段初期为0.38，阶段末月采注比达到0.73，阶段采注比为0.66。蒸汽驱替阶段日产液量基本稳定，月采注比0.7-0.9，阶段采注比0.83。
蒸汽突破阶段月采注比1.1-1.3，阶段采注比1.24。
3.2.5 采出程度
热连通阶段持续15个月，阶段采出程度2.84%;驱替阶段持续34个月，阶段采出程度11.5%，阶段采出程度是热连通阶段的4倍。蒸汽突破阶段持续60个月，阶段采出程度12.1%。
4 结论和认识
通过真先导试验，可确定蒸汽驱各阶段划分参数技术界限指标。
热连通阶段：油井井口温度<60℃，井底温度<130℃;油层压力逐渐上升，为达到临界值4MPa;注入倍数<0.2，阶段采注比<0.66，阶段采出程度<2.84%。
驱替阶段：油井井口温度60-80℃，井底温度130-220℃;油层压力达到临界值4MPa后逐渐下降;注入倍数0.2-0.7，阶段采注比<0.83，阶段采出程度<11.5%。
蒸汽突破阶段：油井井口温度>100℃，井底温度>220℃;油层压力基本稳定在2.7MPa;注入倍数>0.7，阶段采注比<1.24，阶段采出程度<12.1%。
参考文献：
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[3]赵旭东.石油数学地质概论[M].北京：石油工业出版社，1992.
[4]岳清山，沈德煌.有关稠油油藏驱油效率的讨论[J].特种油气藏，2002，9（1）：26-29.
[5]刘尚奇，高永荣.蒸汽驱过程中临界采注比的研究[J].石油勘探与开发，1993，2：56-60.
[6]符永江，齐40块蒸汽驱先导试验见效技术指标界定[J].中国高新技术企业，2010，22：59-60.
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蒸汽驱后期 篇3
1.1 注采矛盾日益加剧
蒸汽驱大致分为热连通、蒸汽驱替、蒸汽突破三个阶段[1], 目前九6区齐古组蒸汽驱基本进入蒸汽突破阶段, 蒸汽的单向突进在注采井之间形成突破后, 汽驱效果变差, 从而导致油藏逐步递减, 在生产指标上表现为产油水平下降, 含水逐渐上升, 油汽比也呈下降趋势。该阶段主要存在两方面的矛盾, 一方面地层亏空随着蒸汽驱开采时间延长逐年增加, 另一方面由于地层非均质程度严重, 平面上油层渗透率级差达6.5倍, 纵向上同一口井渗透率相差8~9倍, 非均质系数0.43, 蒸汽发生指进和汽窜频率增加, 导致区域内高含水井增多, 大大降低汽驱的波及效率, 蒸汽的无效循环矛盾日益突出。
1.2 油层纵向动用不均匀
由于蒸汽的重力分异作用, 蒸汽进入到油层的上部, 油层上部的原油不断被加热采出地面, 随着汽驱进程的增加, 蒸汽超覆现象更加明显, 加热层的厚度逐渐减小, 不同时期同一口井的温度测试结果可以看出, 温度剖面的高点逐渐的向上移, 动用主要都为油层的中上部, 油层下部动用程度较低。
2 治理措施及效果评价
2.1 分类分治, 优化注采参数
根据生产动态和油藏静态结合研究剩余油分布的理论和方法[2]研究九6区汽驱区剩余油分布, 以沉积相带作为井组分类的主要静态参数、日产油水平﹑综合含水率﹑汽窜状况等参数作为蒸汽驱井组动态分类重要依据, 把汽驱井组分为4类, 见表1。
表1中, 整体见效井组:注采井都处于河道微相, 注采井之间驱替关系好, 典型井组96211生产曲线, 1998年5月转入蒸汽驱生产后, 井组产液水平和产油水平较吞吐阶段大幅度上升, 平均产液水平由转驱前的29.5t/d上升到转驱生产后60.2t/d, 平均产油水平由6.8t/d上升到16.7t/d。主要采取连续注汽方式, 注汽速度控制在55t/d, 继续扩大蒸汽波及范围, 提高驱油效率。
表1中, 局部见效井组:注汽井处于河道微相, 采油井处于河道和心滩微相, 由于井组内各单井见效时间不一致, 导致井组见效时间有所延迟, 典型井组96244生产曲线, 于1998年5月转驱后, 2000年5月以后产液水平、产油水平呈现上升趋势, 转驱前平均产液水平25.6t/d, 产油水平6.4t/d, 转驱后1998年5月到2000年5月平均产液水平22.9t/d, 产油水平5.0t/d, 可以看出2000年5月进入蒸汽驱替阶段后, 产液水平和产油水平大幅提升, 平均产液水平54.8t/d、产油水平9.3t/d。同时对井组中生产效果不理想的采油井实施吞吐引效, 既有利于提高单井采出程度, 也利于建立注采井之间连通, 调整平面的驱替关系。
表1中, 汽驱低效井组:注汽井处于心滩微相, 采油井处于河道和心滩微相, 注采井之间的驱替关系较差, 典型井组96027生产曲线, 于1998年5月转驱生产后, 产油水平变化不大, 转驱前的产油水平3.1t/d, 转驱后产油水平为2.6t/d, 表现为汽驱低效井组。井组主要采取间歇汽驱[3]注汽方式, 通过注汽速度的交替变化, 均衡油层温度、压力场, 改变蒸汽驱扫方向, 驱替死油区, 提高油层动用程度。注汽速度控制60t/d, 间歇周期为停6个月注6个月。
表1中, 产地层水井组:油藏南部位于构造的低部位, 水型分析资料表明产地层水, 一般井组日产油水平<2.0t/d, 综合含水>95%, 表现为产地层水井组, 目前油藏地层水主要为不活跃的边底水和岩性封存水。井组实施缓注强排措施, 停止注汽井组149井次, 节约蒸汽90.5139×104t, 累积增油量0.8677×104t。
2.2 整体高温封堵与优化注汽方式相结合, 提高蒸汽波及效率
目前蒸汽驱进入中后期生产, 汽窜干扰已经由井组内扩大到井组间, 当汽窜由井组间扩大到整个区域, 井组的窜扰矛盾进一步加剧时, 单井组的封堵措施不能改变区域的整体窜扰情况, 采取整体高温封堵调剖措施[4], 为了改善蒸汽在平面上的波及方向, 采取平行主河道的方向进行间注措施, 采取分两批平行于主河道方向间注的, 间注过程中垂直主河道方向压力低, 蒸汽会沿着垂直主河道方向推进, 从而改善蒸汽沿主河道方向突进快的矛盾。
2.3 人工地震辅助采油
人工地震辅助采油[5]是利用地面人工震源或井下人工震源与油藏岩石频率共振所建立的波动效应, 以低频的机械波形式传到地层, 调整井间油水运动状态, 从而实现多口井增产的目的。振动波具有强穿透力的机械振动作用、空化作用、在液体、固体介质中传播距离远等特点, 振动有利于清除油层堵塞及提高地层相对渗透率。
九6区油层埋藏浅, 震动能量损失小, 于2000年开始共在5个区域实施, 累积增油量1.1687×104t。人工地震辅助采油技术现场实施操作简单易行, 见效快, 而且不会对油层产生污染。
3 结论
(1) 汽驱井组存在物性差异, 导致汽驱井组的见效程度不一致, 通过对汽驱井组的精细划分和分类管理, 能有效建立注采井之间的驱替关系, 达到提高油藏采收率的目的。
(2) 汽驱中后期汽窜、水窜的增加, 导致油藏含水逐步上升, 利用整体高温封堵调剖和大规模平行主河道的间注方式相结合, 扩大蒸汽在平面上的波及程度。
(3) 人工地震辅助采油技术现场实施操作简单易行, 见效快, 经济效益明显, 而且不会对油层产生污染。
摘要：为提高蒸汽驱效果, 采取分类分治的原则对不同类型井组实施不同的注汽方式, 整体高温封堵调剖与大规模间注相结合、人工地震辅助蒸汽驱等措施, 形成蒸汽驱中后期开采配套技术, 对提高浅层特稠油蒸汽驱开发效果具有重要意义。
关键词：九6区,蒸汽驱,特稠油,井下震动,治理措施,连续注汽,间歇注汽
参考文献
[1]许心伟, 张锐, 何中.稠油蒸汽驱开采特征及转驱程序研究[J], 特种油气藏, 1998, 02:24-27
[2]李胜利, 于兴河, 高兴军等.生产动态和油藏静态结合研究剩余油分布的理论和方法[J], 资源与产业, 2006, 02:63-66
[3]刘新福, 宋鹏瑞.间歇注汽法——提高蒸汽驱效果的重要方法[J], 新疆石油地质, 1997, 01:89-91
[4]何德文, 刘喜林, 暴富昌.热采井高温调剖技术的研究与应用[J], 特种油气藏, 1996, 03:36-43
蒸汽驱智能调控技术 篇4
1 技术思路
1.1 设计思路
提高抽油机井生产系统效率和管理水平的关键, 就是确保供采关系协调, 即机采参数与地层供液能力相匹配, 以达到最优的泵效及系统效率。通过监测油井供液能力相关参数, 动态调整抽油机的机采参数是智能采油的核心思想。
通过对比, 选择井底流压作为控制依据, 而流压主要由套压及沉没度对应的压强构成, 起到主要影响的就是沉没度, 该参数由油井动液面确定;油井泵效取决于抽油机的冲程、冲次等参数, 但其关键参数为冲次。则动液面和冲次这两个关键参数之间存在着一定的逻辑关系, 这就是智能调控的主要方向。
1.2 关键技术
智能调控技术的关键控制参数为沉没度与油井冲次, 这两个关键参数对应着两个关键技术, 即动液面自动测试技术和油井冲次模糊控制技术。
1.2.1 动液面自动测试技术
智能采油的关键参数是动液面, 动液面反应油井地层供液能力, 其准确程度直接决定了智能采油能否成功应用。常规测试液面技术为回声法, 按声速确定方式分为音标法和节箍法, 按声源分为声弹、高压氮气、无声弹测试技术等。稠油开发中, 动液面波动大, 且油套环空内的介质组成复杂, 温度、含水、组成随周期变化, 因此很难测准。在环套空间内存在的气液混合带会反射声波造成虚假液面, 即俗称的泡沫层[1]。
智能采油系统以音标法为基础, 采用亚声波作为回波信号, 亚声波频率小于20Hz, 在油套环形空间内传播距离远, 能量消失的慢, 测出率和自动识别率高。相比传统的测试动液面设备, 该设备不需要自带氮气瓶, 采用两种方式发声:高套压下回收套管气发声, 在低套压下使用打气泵将套管气打入井中产生亚声波声源, 从而杜绝高压氮气瓶在无人值守的情况下出现的安全隐患, 实现连续自动测试动液面。
1.2.2 模糊控制技术
模糊控制是近年新兴的一种先进控制方式, 所谓模糊控制, 就是在控制方法上应用模糊集理论、模糊语言变量及模糊逻辑推理的知识来模拟人的模糊思维方法, 用计算机实现与操作者相同的控制。
蒸汽驱智能调控技术通过模糊控制算法计算频率, 首先由回声仪器测出当前动液面的值, 并将当前动液面与目标动液面的差异和差异变化转换成为适于模糊运算的模糊量, 然后将这些量在模糊控制器中加以运算, 最后采用重心法再将运算结果中的模糊量转换为精确量, 将得到的结果结合调节步长等参数计算获得最后的调节频率, 从而控制抽油机冲次。
蒸汽驱智能调控技术所运用的模糊控制技术, 不仅具有控制抗干扰能力强, 响应速度快, 对系统参数的变化有较强的鲁棒性的特点。而且具有闭环控制的特点, 即输出端通过“旁链”方式回馈到输入端, 并参与对输出端再控制的特性。
智能调控技术在调控过程中, 不仅能够实现数据的传输、记录、实时调控等功能, 而且该系统具有温度保护智能调控功能, 能够在超温的情况下自动降低冲次, 使生产井温度始终保持在安全温度之内, 防止井喷的发生。在对抽油机进行控制保护的过程中, 如果达到报警条件, 系统能够实现自动报警, 自动调节, 保证生产, 维持抽油机正常运行。
2 现场应用及效果分析
为验证数字化采油智能控制系统在蒸汽驱开发中的作用, 在原来试验的基础上, 2015年8月在蒸汽驱内优选3口井作为试验井进行试验。为便于分析, 所选择的3口试验井均选择在先导试验区的杜32-50-K34井组。3口试验井分别为杜32-48-34、杜32-49-35、杜32-51-K33。试验要求三口井在满足供采能力匹配的同时, 不能超过设计温度, 避免闪蒸防止汽窜。
杜32-48-34井油层中深989.55m, 泵深945.9m, 8月4日开始对该井采取智能调控, 连续试验8d, 该井设计降低冲次提高泵效, 实施智能调控后油井冲次由4.8次/min下降到3.9次/min, 油井日产液、含水、井口温度保持平稳, 泵效由实施前的71.7%提高到85.1%, 吨液耗电由5.0k W·h/t下降到4.4k W·h, 效果较好。
3 效益分析
蒸汽驱智能调控技术的目标是为了提高抽油机井生产系统效率和管理水平, 该系统经试验按照设计液面, 能够实现自动调整冲次, 达到稳定井底流压, 提高泵效, 减少电能消耗的目的。
参考文献
稠油油藏蒸汽驱可行性研究 篇5
l稠油的具体性质
温度的变化对稠油粘度的影响十分的明显, 如果温度呈现出升高, 那么稠油的粘度就会明显的降低。对温度有很强的敏感性, 随着温度升高, 稠油粘度显著降低。随着温度的升高, 粒子的布朗运动显著, 那么沥青质、胶质就会逐渐的溶解, 那么稠油内部的结构就会变得更加的松散, 它的内聚力就会降低, 因此粘度就会变小。
2 稠油蒸汽驱的原理
2.1 原油加热降粘作用
随着往油层内注入的蒸汽的不断的增加, 那么油层的温度也会随着不断的增加, 那么稠油的粘度就会不断的下降, 这样就能很大程度上改变流度比, 这就是稠油的增产机理。
2.2 蒸汽的蒸馏作用
随着蒸汽的不断注入, 那么就会在有层中形成相应的蒸汽带, 它的实际温度是跟井底蒸汽的温度是一样的, 这就使热结带后面的存在的油能够在高温下部分产生了气化, 并被推到前面。在遇到温度相对较低的油层的时候, 混合物就会重新凝结成为液体, 这样就形成了轻油带。
2.3 重力分离作用
原油和水的密度要远远的大于蒸汽的密度, 所以在进行蒸汽驱的时候, 就会产生汽水分离的效果, 蒸汽就会覆盖于油层的上面, 不断的扩展, 而蒸汽凝结的水则会在油层下面向前推进。
2.4 在实际应用中, 由于蒸汽在于冷壁面接触就会发生凝结换热的现象, 那么蒸汽就会变成液体
所以, 在注入蒸汽的实际操作过程中, 在锅炉到油层的过程中, 热量的损耗是十分大的。并且在蒸汽注入时还会形成窜流, 使蒸汽驱的效果打折。所以, 怎样更好的减少不必要的热量损失, 尽量减少窜流, 进一步提高稠油开发的效果, 是提高蒸汽驱开发效果的重要部分。
3 稠油高温气体辅助蒸汽驱开采的增产机理
如果有微量的不凝性气体在蒸汽中存在, 那么就会对凝结换热有巨大的影响蒸汽中如果存在微量的不凝性气体, 将会对凝结换热产生极大的影响。所以, 可以尝试利用氮气来辅助蒸汽驱开采稠油, 这样就可以进一步的降低混气化的压力, 能够相应的起到保持蒸汽的问题、降低蒸汽干度的速度、减少热损失的实际作用, 进而有助于纵深地层稠油与蒸汽之间的热交换过程, 进一步的强化对稠油中的轻质组分的蒸馏效果。同时, 在蒸汽中加入二氧化碳, 可以进一步提高开发效果。因此, 除了上述的驱油机理之外, 对于氮气、二氧化碳辅助蒸汽驱提高采收率机理还包括如下五个方面。
(1) 可以充分利用贾敏效应, 进一步的降低残余油饱和度氮气与蒸汽混合注人, 提高波及效率。氮气在储集层中产生贾敏效应, 堵塞狭窄的孔隙喉道, 从而调整注气剖面, 使气体向周围均匀波及, 使原来呈束缚状态的原油成为可动油, 从而降低残余油饱和度。
(2) 增强岩石的渗流能力。因为地层水中如果有二氧化碳融入那么就会形成探索, 就会使岩石中的白云石、方解石等矿物溶解, 这样矿物颗粒之间的空间就会变大, 这样就增强了岩石相应的渗流能力。
(3) 当二氧化碳溶解于稠油中以后, 因为羧化作用, 油分子之间的相应的吸引力就会减小, 那么流体间因为流动所产生的内摩擦力就会进一步的减小, 最终稠油的粘度也会相应的减小。同时, 因为氮气在地层中产生的气泡能够是油水气变成乳液状液体, 使稠油的粘度进一步的降低, 最终能够提高稠油的驱油开采效率。
(4) 在二氧化碳注入稠油以后, 稠油的体积就会变大, 能够膨胀10%-40%, 进一步增加了原油的内动性, 减少了毛管和流动的阻力, 进一步提高了稠油的流动能力。
(5) 热蒸汽与氮气混注充分利用了氮气驱油时弹性能量大的特性, 可弥补由蒸汽冷凝所减小的压力, 从而保持地层压力。
4 室内模拟实验
4.1 实验方法
参照我国的行业标准《S Y厂I6384—1999稠油油藏高温相对渗透率测定》和《SY厂I1 63 15—1997稠油油藏驱油效率的测定》进行实验。实验的基本原理是在注入蒸汽时, 同时注入二氧化碳、氮气或二者组成的混合气体。
4.2 实验结果分析
(1) 在注入蒸汽的同时, 在加注了其他的相关气体之后, 呈现出相渗曲线向右移动, 等渗点随之向右移动, 油水两相共渗区不断增大, 残余油饱和度减小, 油相相对渗透率显著增加的特点
(2) 相对于蒸汽驱来看, 在采用高温气体辅助蒸汽驱之后, 无水采收期均有所延长, 无水采收率也有所提高。而氮气和二氧化碳辅助蒸汽驱提高幅度最大, 达到了3l4%, 二氧化碳辅助蒸汽驱提高了33.43%, 氮气辅助蒸汽驱的无水采收率提高了95.58%。
(3) 相对蒸汽驱而言, 采用高温气体辅助蒸汽驱时的驱油效率有了明显的增加。各种驱替方式的驱替效果从弱到强依次为:蒸汽驱、二氧化碳辅助蒸汽驱、氮气辅助蒸汽驱、氮气和二氧化碳辅助蒸汽驱。
从实际情况来看, 应用蒸汽驱开采稠油油藏要注意几点, 一是要充分利用干度高、温度高的蒸汽开采稠油油藏;二是因为在蒸汽注入的过程中容易产生热能的损耗和窜流, 所有影响蒸汽驱开采效果的主要因素之一就是向及平面上的汽驱波及系数不高;三是利用二氧化碳和氮气辅助蒸汽稠油开采, 能够减少蒸汽热损耗较大、波及系数不高的问题, 能够有效的维持或恢复地层压力使稠油体积膨胀, 降低稠油粘度, 提高岩石的渗流能力;四是各种驱替方式的驱替效果从弱到强依次为:蒸汽驱、二氧化碳辅助蒸汽驱、氮气辅助蒸汽驱、氮气和二氧化碳辅助蒸汽驱。
影响蒸汽驱效果的主要因素分析 篇6
关键词：蒸汽驱,储层特性,流体性质,蒸汽干度
0 引言
不同的地质条件对于蒸汽驱动态都会产生相应的不一样的影响。因为油藏的地质情况纷繁多样、变化莫测,一部分的地质条件对蒸汽驱有好处,而一些地质条件则会限制蒸汽驱。所以说来,就要仔细的分析蒸汽驱相关的地质状况。尽可能的使用好对油藏有好处的条件,采取措施努力地避免不利因素,从而使得开发更加的合理有效。通过实践检验和相关的数据证明,相关的地质构造状况、储层特点以及流体的性质这些地质方面的因素和蒸汽驱动态的变化是息息相关的[1]。为了尽可能的使得蒸汽驱获得成效就需要从两个方面着手:首先是要很好的利用好油藏条件,其次是积极创造更多有利于蒸汽驱的操作条件[2]。
1 油藏条件
地质的构造情况、储层特性及流体性质对于蒸汽驱开发效果的油藏条件起着举足轻重的作用。
1.1 构造因素
1.1.1 构造形态
通常情况下,流体的运动状态很大程度上是取决于岩层的倾斜方向及倾角大小。不同倾角大小在不同岩层汇总对构造形态都具有不一样的影响。也就是说,进行蒸汽驱井位的优化部署要按照油藏的构造形态来进行。蒸汽处在倾斜平缓的岩层中,它的运移可能是沿上倾方向进行的或者沿沉积条件所形成的高渗通道进行。如果是处在倾角较大的地层中,因为受到重力的影响下,受热的油被驱向下倾方向,此时蒸汽是急速地朝着上倾方向运动的。
1.1.2 断层
断层主要包括能够作为流体的运移通道的开启性断层和限制流体的流动封闭性断层这两种。为了通过相关的措施促使合理高效的注采井网形成,要在在设计蒸汽驱井网之前就明确好断层的分布和特性[3]。
1.2 储层特性
一般由沉积岩构成的储层的特征主要是能够储存和渗滤流体。储层的岩层特点和隔夹层分布等都对流体的流动情况和蒸汽驱效果大小产生一定的作用;除此之外油层的厚度大小和埋深尺度也极大程度上影响到如何选择蒸汽驱油藏。
1.2.1 储层岩性
碎屑颗粒的粒度、分选和磨圆度三者构成岩石结构的特征。通常情况下,采取相关的措施,比如要分选好储层、降低杂基含量等构建出蒸汽驱的理想储层。这样才能够减少在蒸汽驱运行的过程中就发生颗粒运移的可能性。保持喉道顺畅,避免出现储层渗透性下降这些不利因素[4]。
1.2.2 沉积相
就曲流河砂体来说,蒸汽在平面上的时候,其运移的方向是由河床主流线朝着下。蒸汽在纵向上的时候其运移的方向是向着砂层底部的高渗层。蒸汽在平面上和纵向上的这些时候的蒸汽波和厚度都比较小;就三角洲前缘分流河道砂体来说,蒸汽在平面上的时候,其运移的方向就是由各分流河道主流线朝着下游,蒸汽在侧向上无法顺畅的连通,这样的情况下要采取措施在一个分流河道砂体内部署一注采井组来解决这个问题;处在河口坝砂体上的蒸汽,其纵向上蒸汽波和厚度都比较大,因为河口坝砂体主体部位拥有很好的渗透性能,而层内非均质性弱。
1.2.3 油层厚度
蒸汽驱拥有最佳厚度。首先,如果说油层过于薄,那么它的开发价值不好,而且向盖底层的热损失过大。因此热利用率不高;其次,如果说油层过厚,那么汽驱效果也不太好,因为井筒中被大量分离的汽-水以及油层中超覆急速上升的蒸汽将会大大降低了蒸汽的热利用率(图1)。
1.2.4 净/总厚度比
随着净/总厚度比和蒸汽驱采收率的关系是成正比的。(图2)。
1.2.5 储层非均质性
从比较大的方面来说,通常情况下的储层非均质性是由层内、层间和平面表现出来层内非均质性强的油藏,通常情况下波及厚度比较小。主要是受到油藏小层内部垂向上渗透率的非均质程度过大的影响,蒸汽驱过程中的蒸汽通常可能沿高渗透段发生窜流。
层间非均质性是指油藏各砂层间渗透性的差异,层间非均质性和砂层间渗透性的差异是成正相关的。在很多砂体一并注汽的时候,除了渗透性差的砂体之外,蒸汽能够很好的进入渗入的砂体。因此说来,蒸汽驱的油藏,层间差异可以尽可能的小一点[5]。
平面非均质性主要就是包括砂体平面上的展布的相关特征和物性的各种变化情况。流体的平面流动规律主要是受平面非均质性的控制。通常情况下,平面非均质性是否有利于蒸汽驱主要是看它是否有连续性好的砂体和平面物性分布均匀的油层。
1.2.6 油藏埋深
油藏埋深对注入蒸汽的质量的大小产生作用。除此之外另外,它的压力降低程度的大小也在很大程度上影响着开发效果的好坏。也就是说为了尽可能的避免对工艺技术提出更高的要求,不使得汽驱变得困难就要使得埋藏深度要适度。
1.2.7 隔夹层分布及厚度
油藏内隔夹层的厚度大小和分布的范围很大程度上决定着如何划分蒸汽驱单元,并且影响着蒸汽驱效果的大小。每个驱替单元的上下需要采取相应厚度的隔层把他们分隔开来。
1.3 饱和流体性质
1.3.1 含油饱和度
含油饱和度对蒸汽驱采油量的影响幅度非常大。
1.3.2 边底水
针对有边底水油藏的蒸汽驱来说,通常情况下来说,比如小于400m这样的浅层油藏一般来说都不会产生相关的影响。然而在深层边水油藏,蒸汽驱需要均被小于油体5倍的水体才能进行,如果水体超出了5倍油体的情况出现就要及时的实施排水措施。就深层的底水油藏来说,那些水层厚度小于油层厚度的,只需要避射具体厚度的油层就可以了;而水层厚度超出了油层厚度的时候不仅仅要采取措施避射,还必须采取相应的办法进行排水工作[6]。
1.3.3 原油物性
因为原油是物性的,稠油可分为普通稠油、流动性很差稠油和没有流动性稠油三种类型。其中第一类为普通稠油能够立即进行汽驱,因为油藏中本身就拥有了相当程度的流动能力;第二类则需采取预热或吞吐引效后才能进行汽驱,因为为特稠油流动性实在是太差了;第三类为超稠油在油藏条件下基本没有流动性,这类油常规汽驱是无效的。
1.3.4 气顶
如果说油藏是在气顶的话,因为蒸汽在通常情况下能进入气顶,完全没有办法为油层加热,所以说刚开始的时候就要分析出油藏内隔夹层是如何发育的;如果说油层与气顶两者有很好的油藏作为隔层的话,只需就隔层以下的油层进行蒸汽驱;当气顶与油层之间不具备油藏作为隔层,则需要避射一定厚度。
2 操作条件
稠油油藏蒸汽驱开采中依靠的能量是热能,尤其是湿饱和蒸汽中的汽化潜热能将原油粘度大幅度降低。因此只有依靠注入蒸汽中的大量的、连续补充的汽化潜热能,才能保持形成的蒸汽带不断扩展、驱替原油至生产井采出。在汽驱过程中必须保持一定的注汽速度,注入的蒸汽也必须保持一定的干度[7,8]。
2.1 注汽速率
随着注汽速率的增加,蒸汽驱的采收率一直在增加。
2.2 采注比
随着采注比的增加,蒸汽驱采收率也在增加。
2.3 井底蒸汽干度
蒸汽干度越高,蒸汽驱采收率越高,开发效果也越好。当蒸汽干度大于0.4之后,采收率对蒸汽干度基本上又不敏感了,都能取得好效果。
2.4 油层压力
原油采收率和净产油均随油藏压力的增高而显著降低[10]。
3 结论
综上所述,影响蒸汽驱效果的主要因素包括油藏条件和蒸汽驱过程中的操作参数两大方面。
适合蒸汽驱的油藏条件为:油层深度≤1400m;油层净总比≥0.4;孔隙度≥20%;初始含油饱和度≥0.45;渗透率≥20010-3μm2;原油粘度<10000mPaS;油层有效厚度≥8m;渗透率变异系数<0.7;地层倾角﹤200;边底水体积<5倍油区体积;无窜流通道。
合理的蒸汽驱操作条件为:注汽速率≥1.6t/(d·ha·m);采注比≥1.2;井底蒸汽干度>40%;油藏压力<5Mpa。
参考文献
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蒸汽驱受效井的射孔监督 篇7
关键词：蒸汽驱井,射孔,作业,监督
蒸汽驱采油是通过注汽井连续的向井内注入高温高压蒸汽,周围采油井采油提高稠油采收率的有效方法,而为提高蒸汽驱的效果,难免要进行注汽井、采油井的层段调整,其射孔涉及到由于井温高易使射孔弹提前爆炸和射孔过程有可能出现蒸汽闪蒸,这就给射孔带来了很大的风险,也给射孔监督提出了挑战。
锦45蒸汽试验区为锦91断块于I油层组,顶面总体构造形态为一单斜构造,位于该断块的中西部,油藏类型为中-薄互层状边水油藏,油水界面-1 020～-1 040m含油面积0.34km2,地质储量225×104t。有效厚度28.0m,净总厚度比0.43。按蒸汽驱筛选标准,锦45块于I组属于Ⅱ类A开发单元。试验区于2008年5月开始转入蒸汽驱开采方式,目前井口温度大幅度上升,地下温度场已初步形成,试验区完成了热连通向蒸汽驱替过渡,2010年5月为更大程度发挥蒸汽驱的效果提供保证,经详细论证,决定补射方案实施过程避射的5小层(共4口井,先射45-23-270),因为已到了蒸汽驱的受效阶段,给射孔及监督带来了一定的问题。
1 蒸汽驱井的射孔现场存在问题及处理建议
针对锦45-23-270等4口井实施补层射孔的问题,由射孔监督组织射孔(测井公司)、采油、作业召开了蒸汽驱生产井补层射孔作业协调会,研究探讨了蒸汽驱生产井补层射孔中可能出现的如射孔弹在下井过程中由于温度过高提前爆炸或起爆失败、作业过程中蒸汽闪蒸造成井喷以及硫化氢中毒等问题,并进行了安全评价和风险识别,提出了切实可行的预防应对措施。认为目前的超高温射孔技术各项指标能够满足蒸汽驱生产井补层射孔的要求,在目前的注入压力和地层压力条件下,只要按要求采取灌水压井就不会发生因蒸汽闪蒸发生汽窜而导致的井喷,同时也可以有效去除作业环境中的硫化氢,作业队伍按井控要求实施作业能够有效规避施工中的各种风险,保证油井作业过程中的施工安全。
1.1 交底
射孔监督对试验区及作业井的地质构造位置、构造类型、油气藏类型及其特征进行了解并收集临井资料、井口温度、井下温度,尤其是注汽井的相关资料,了解地质设计以及工程设计中与射孔施工有关的内容和要求,并向施工队伍交底。
1.2 射孔方式、射孔弹型的选择
由于井内温度较高,只能选择油管传输射孔方式,加之不了解井内温度,射孔弹只能选择耐高温的射孔弹,而选择耐温多高的射孔弹又要求必须测准井内温度。射孔校深存在由于井内温度高,而造成烧毁电缆的问题,因而选择耐高温的电缆与仪器进行施工,针对易发生射孔管柱下井后不起爆的问题,应设计两种起爆方式保证顺利完成射孔作业。
1.2.1 测准井内温度
由测井公司对施工井进行井温测试,采用光纤直读方式,测试过程中要定时灌水,以便准确测量在实际作业环境下井下温度降低和回升的变化情况;测量中除记录井温变化外,重点要求准确测量井壁、特别是直井段温度。测温时间可以适当延长,以便准确掌握井下温度变化规律,为下步工作提供翔实的第一手资料。经测试施工井锦45-23-270在937m温度最高达147℃。
1.2.2 射孔弹、射孔方式、校深
在测准井内温度及充分灌井的情况下射孔,采用油管传输射孔并选用目前条件下耐温220℃的超高温射孔弹,测井公司要设计两种起爆方式保证射孔成功,采用两次校深方式,校深要在低温区完成。
1.3 施工保证
射孔作业要在白天实施,射孔用油管必须为新油管(保证畅通),严把作业质量,测井公司应配备仪器性能良好的仪器(并有备用仪器),以防意外,施工时要不断地向井内灌入压井液即降低井内温度,又防止硫化氢的溢出。
1.4 射孔时作业队伍的选择
针对蒸汽驱受效井的射孔作业,作业过程中容易发生井喷以及硫化氢中毒等事故发生,必须选择具有资质、技术水平高、经验丰富的队伍,且一定要做好防喷、防硫化氢等措施。
测井选择技术好、责任心强的队伍并按要求提前到达现场且必须有1名副科级领导在现场指挥射孔作业。
配合射孔的特车队伍,必须有1名业务熟练的队长在现场组织施工。
1.5 施工队伍的协调及现场管理
由于施工时存在射孔队伍、作业队伍、防喷车辆等3家单位的协调问题,除要求射孔时作业科、采油区、作业队要有专人到现场协调组织作业外,要求现场必须有专人负责总的协调,同时还要做好应急响应工作,要求厂调度值班室要有专人值班,以便随时启动应急工作。
1.6 应急响应
密切关注井口压力变化,并随时做好硫化氢监测工作,如果现场出现井喷、硫化氢大量溢出等事故,应做好预案,并按标准启动应急响应程序。
2 蒸汽驱受效井的射孔监督措施
在蒸汽驱受效井的射孔施工过程中,为防止任何可能出现的问题,造成时间、人力和物力的巨大浪费,作为测井监督,必须严格督促施工队伍按标准规范施工,确保施工质量。
2.1 做好施工前的各项准备工作
2.1.1 到井对施工队伍的监督检查
对测井施工队伍的装备、人员、施工准备情况进行检查,按合同规定对技术及操作人员进行资质检查,对设备仪器的种类、型号和数量进行核实,并检查是否有打捞工具等。
对作业队伍的资质进行审查,看其是否能满足射孔的要求。
对特车队伍的资质审查,看是能达到配合射孔作业的要求。
2.1.2 到井后对相关资料的收集与验收
到达井场后及时检查井场的场地情况,了解压井液的性能、井身结构、井身质量、是否有井下复杂情况,现场车辆摆放是否利于施工、泵罐车是否待命以及罐车是否装满压井液等,逃生通道是否有利于人员撤离等。
2.1.3 到井后组织召开施工协作会
做好作业、射孔、特车等单位交底,并开会,做好对仪器的现场安装、调试的监控检查,测井仪器车在井场按规定标准摆放,严格执行有关安全技术标准。
2.2 做好射孔施工时的监督检查
测井监督要熟悉射孔施工时的所有工艺流程、标准规范,并帮助测井小队分析处理出现的问题。
校深:看标图是否符合要求,是否有深度比例为1:200的综合解测井释成果图、1:200放射性-磁性定位测井图和射孔通知单(射孔设计方案)。
装枪:按排炮单(装炮单)对射孔器进行组装,装枪时要仔细阅读、审核排炮单,严格按排炮单所提供的枪型、弹型、孔密、相位及施工工艺等进行器材准备。其次是对组装完毕的射孔枪进行标识,标明型号、下井序号、米数和实装弹数。
井筒内液面是否达到射孔施工设计要求,压井液类型是否符合设计方案要求。
3 射孔施工
(1)根据所测温度锦A5-23-270井选择耐温为220℃的DP36PYX24-5射孔弹,89枪16孔/m油管传输方式;采用加压起爆与投棒起爆两种方式。
(2)测套标:先进行硫化氢检测,通过监测仪的检测,证明井口没有硫化氢,可以施工,但仍要做好防硫化氢的措施。测套标做好标记(低温区校深),下枪。
(3)下炮枪:按排炮单下枪,严格控制下油管的速度为300m/h以下(30根油管),必须在每下5根油管向井内灌清水压井液,降低井内温度;并进行硫化氢的检测,经检测,没有硫化氢;如有硫化氢,灌压井液的频率要加大,到检测不到为止。
(4)测油标:下完射孔管柱后,测油标,调整管柱,加油管0.72m。
(5)校深后投棒起爆,射孔成功。
(6)捞棒,进行起枪身作业,并仍然做好灌清水与硫化氢监测。
(7)检查射孔的发射率,对起出的射孔枪按射孔设计要求进行检查,经检查全部发射,发射率100%,射孔成功,进行下部作业。
4 施工总结
蒸汽驱受效井的射孔施工,由于存在高温、高压(蒸汽突破)、硫化氢等因素,给施工带来了很大的难度,而在充分了解与分析的基础上,认真的分析可能出现的各种因素,施工是安全可行的,在锦45-23-270成功的基础上,又陆续对另外的3口井进行了补层射孔作业,通过4口井的射孔施工,使蒸汽驱井组损失的38万t地质储量得到了动用,井组日增原油18.2t,年增油3 476t,为蒸汽驱的全面受效提供了保证。
特种蒸汽驱注汽井口技术研究 篇8
1 蒸汽驱注汽井口研制
1.1 蒸汽驱注汽井口结构简述
高温不压井蒸汽驱井口是稠油高凝油开采的重要技术之一。是蒸汽驱开采中地面控制注汽速度及压力的重要组成部分。该井口闸阀开关灵活;长效密封性能及稳定性、耐冲蚀性随着井口结构的设计有了很大提高。在确保蒸汽驱注汽过程中, 可不压井更换采油树从而避免伤害地下油藏。针对该井口装置还研制了一种新型井口堵塞装置。旨在井口大四通钢圈部位发生泄漏时或主阀失效时, 带压更换井口大四通以上部分, 以有效减少压井更换井口。这种堵塞器具有可拆换、支承、密封等功能, 使用安全可靠, 操作方便, 与压井换阀门作业相比较, 经济和社会效益显著。
1.2 主要零部件工作原理
该井口装置闸阀均采用楔式结构闸板热采闸阀, 材质是钢性材质。这种新结构的闸阀对比原有平行式单闸板结构更加适用于高温环境, 能够降低温度变化时发生闸阀阀板卡主的可能性便于补偿材料热胀冷缩。蒸汽驱注汽井口变径法兰与油管挂采用分体设计, 且油管挂内设计有堵塞结构, 可实现注汽过程中高温不压井作业装置安装以及蒸汽驱注汽井口主阀的更换和小四通的带压更换。井口大四通及油管挂采用柔性石墨、金属热涨密封等特殊材料, 在井口大四通及油管挂之间实现多级密封, 从而确保了蒸汽驱长期注汽过程中油套间的长效密封。
1.3 蒸汽驱注汽井口特点
热采闸阀的阀体采用楔式钢性单闸板结构设计, 具有耐高温、耐高压、操作扭矩小、耐腐蚀、流体阻力小、结构新颖、密封可靠等特点。在高温状态, 便于补偿材料热胀冷缩, 使阀门性能可靠、寿命长。密封性能在高温高压下更加优越, 阀杆螺母传动部分两个单向推力球轴承减小启闭阻力, 在支架上用轴承压帽压紧, 保证阀门顺利开启和关闭。
不压井作业中堵塞器总成的下部为带丝堵的脱接器, 上面是传动杆。转动手轮, 经轴承和杆上段的梯形螺纹可将堵塞器丝堵上下受控移动并保证安全。如图1所示。该堵塞器的可动部分保证它能顺利通过测试阀门和主阀门, 到达主阀门以下的异径法兰内。固定部分保证堵塞器的可动部分能有效密封、能进退受控移动和保障安全。杆经轴承和手轮通过螺纹结合在一起, 以便操作灵活、稳定。为了使设备的手轮部分适于井场工作人员操作, 传动部分的长度也做了充分考虑。
如果主阀门已经损坏, 可通过测试阀门控制, 将堵塞器及配件组装好后, 转动手轮从而使杆和堵塞器下移到异径法兰位置。将主阀门下的油管悬挂器堵住, 打开连接阀盖的放空阀观察采油树内是否无压力后即可直接更换采油树。更换新采油树后, 将销子卡在销孔处, 使脱接器和传动杆固定为一体后反转手轮即可卸下提出堵头。最后关阀门、卸油压、卸掉工具组件, 从而完成更换主阀的目的。
2 双管注汽井口结构简述
近年来蒸汽辅助重力泄油技术得到了大范围推广, 该技术特别适用于开采原油粘度非常高的特稠油田油藏及天然沥青。蒸汽从上面的注入井注入油层, 注入的蒸汽向上及侧面移动。形成了一个饱和蒸汽室, 蒸汽在蒸汽室周围冷凝, 并通过热传导将周围油藏加热。被加热降粘的原油及冷凝水在重力驱动下流到生产井, 随着原油的采出蒸汽室逐渐扩大, 为了更好的解决稠油油藏水平井段吸汽不均问题, 实现蒸汽辅助重力泄油技术中水平段的脚跟和脚尖的均匀注汽, 开发出双管注汽工艺。
水平井注汽开采地面控制设备中双管注汽井口是实现水平段的脚跟和脚尖的均匀注汽的关键技术设备。水平井双管注汽井口结构设计新颖, 闸门开关灵活, 在高温、高压注汽过程中具有可靠的长效密封与耐冲击性能。
2.1 双管注汽井口结构
该同心管双管注汽井口主要由双管四通、井口大四通、隔热管油管挂及热采闸阀四大部分组成, 内外管双流道在井口处不需采用任何密封件就使两流道注汽通道隔离开。该项发明的关键技术为双管四通的结构的设计及隔热管悬挂器同下部大四通的密封结构的连接。
2.2 双管注汽井口特点
现有的双管注汽工艺所用的注汽井口是在蒸汽驱井口下部加装一个大四通, 通过坐于上下两个大四通内的两个油管挂分别悬挂内外两层管, 上面的大四通悬挂无接箍油管, 下面的大四通悬挂隔热油管, 该井口装置体积大, 井口高, 作业施工操作困难。
3 结语
特种井口系列, 从施工源头保证了稠油油田热采开发的顺利进行, 有效提高了油井采收率。高温蒸汽驱井口装置共在现场应用效果理想, 不压井带压作业不但节约了大量的作业费用, 而且有效地避免了压井液对油层的冷伤害。
随着稠油开采技术逐步经济有效的开发, 热采蒸汽驱井口具有良好的应用前景及发展势头。
参考文献
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