采油开发（共8篇）
采油开发 篇1
1 引言
CO2封存的定义为移除排放到大气中的CO2和随后将其封存在一个安全合理的地方。CO2封存的特征可以从两个方面来描述:直接和间接封存。直接封存是在气体生成源地的CO2排放到大气之前, 被捕获并将其封存在地质层或海洋环境中长达数百年至数千年。间接封存是CO2气体在排入到大气之后, 通过植物吸收和固定在土壤或海洋中。
本文考虑通过强化采油实施CO2的直接封存, 这种工艺分为以下几个步骤:捕获、压缩、运输和封存或再利用。这一工艺的主要优势就是能够推广而能量供应不会发生大的变化。
有几种方法来分离和捕获人为来源的CO2, 广为人知的有吸收、吸附、薄膜分离和低温。这些方法的阐释不属于本文讨论的范围, 但关于这些方法的一些认识可以从政府间气候变化专门委员会 (IPCC, Intergovernment Panel on Climate Change) 特别报告和Salaki文献获得。
对于不同CO2储存方式的研究包括以下选择方案:深盐沼池构造、油气田、煤田、海洋和森林。
世界上有许多天然CO2气藏, 其中一些存在了几百年乃至数千年。这种气藏非常类似于天然气藏。天然CO2气藏的存在表明在适宜的环境下, 在地质生成时期CO2能保留在某种地质结构类型中。另外, 许多含一定数量的CO2混有烃类气体的天然油气藏证实了这种气藏遏制的完整性。其他诸如森林和海洋封存的方法所表现出来的弊端是相对较短时间的封存和不太现实的成本。
在这些封存方法中, 通过在油藏中强化采油的方法处置CO2是限制温室气体排入大气中的几种方法之一。而且, 这种方法可使作为能源的化石燃料以更持续的方式加以利用, 在当前高油价下, 更有吸引力。由于低成本、技术上可行或来自于额外采油的收入, 最好封存方法的选择似乎是应用于油藏强化采油。全球可用油藏封存CO2的能力估计大约在733×108～2 388×108 t。
这项工作的主要动力是减少CO2排放的必要性与CO2气驱提高老油田原油产量的可能性二者的结合。CO2封存又与社会密切相关, 因为它帮助减小温室效应和改善环境质量。另一相关因素是开采残余油的可能性, 通过这种方式延长油田的生命周期, 扩大地方社区的社会效益。在油田开发后期实施这一项目的一些地区可能会使经济和社会双受益, 如位于巴西东北部的Bahian Reconcavo。
本文旨在提供一种用于评估提高原油采收率项目中CO2封存的技术经济可行性的方法。通过一个有代表性的巴西老油田实例, 用动态系统方法分析CO2封存的经济可行性, 重点放在质量能量守恒和熵衡。
2 CO2提高采收率技术
强化采油是指开采常规采油之外额外石油的一种方法。通过流体注入或其他方法来提高采收率。有几种强化采油方法:化学法、热力法和基于气体注入的方法。本文重点是通过易混相气体注入提高采收率。
用CO2作为一种注入溶剂来改善原油流动性提高采收率已实施了40多年, 但直到近来才显示出其作为一种封存方法的潜力。
在超临界状态下CO2通过强化采油从老油田提取更多的原油。在一次采油和二次采油之后, 它驱逐出油藏中的残余油。这种方式能开采6%～15%的原油储量, 原油总产量提高10%～30%。
CO2驱油的主要机理与CO2同原油形成混合物后界面相的行为有关, 包括CO2在原油中高的溶解度, 降低原油黏度和密度, 提取原油中间组分, 降低CO2/水/原油相互之间的界面张力, 改善油层的渗透率, 控制生产井附近的压力。
CO2通过数个注入井注入到油层中。尽管注入CO2经常同混相驱工艺联系, 但在一般的油藏压力和温度下, 纯的CO2气体同石油不能形成混相。
在流动的过程中, 石油和注入气体重复接触, 通过组分的转移而形成混相, 这种过程称为多次接触或动态混相。根据Klara和Byrer的研究结果, 在大于等于最小混相压力下注入的CO2同石油混合形成一种容易流向生产井的流体。
用CO2强化采油的优势是形成动态混相所需要的压力要小于天然气、废气或者氮气等。通常情况下, 注入气体的纯度为97%～99%, 杂质由氮气、甲烷和氢气等组成。根据经济地质局的研究, 用于CO2强化采油的候选油藏是那些进入水驱晚期阶段的油藏。在这一生产阶段, 大部分的原油已经开采并且大量的残余油不通过强化采油是无法开采的。
3 方法:系统动态分析和经济分析
Forrester是动态系统方法和系统行为分析方面的先驱者之一。“动态”这一术语是指随时间变化的系统环境, 可以理解成因响应输入变量的变化而引起的系统状态变化。
生命周期评价在1970年形成于美国, 是作为一种系统方法评估资源和能源的使用及相关的空气、水和土壤的负荷影响。
在CO2生命周期分析中, 可以量化消耗的物质和能量、封存/强化采油生命周期中相关消耗能量的排放量和对减小温室效应的贡献。CO2封存强化采油生命周期分析可用系统动态方法来模拟。
本文提议的方法量化了过程变量、能量需求、CO2排放量和从气体捕获到存储、方法技术经济评价整个过程中有关的费用和收入。所用方法结构如图1所示。系统动态模拟使用STELLA软件运行。
建立CO2封存模型以理解生命周期过程。应当强调的是采用这种模型目的不是替代传统的强化采油模拟装置, 而是通过少量可获得的信息评价方法的扩展性与适用性。经济分析使用传统的贴现现金流。
3.1 能量需求
气体压缩、运输和强化采油所需的能量通过质量能量守恒和熵衡进行估算。假设源CO2气体几乎是纯净的, 捕获阶段不需要大量的能量来净化。因此, 不计捕获阶段所需要的能量。
3.1.1 压缩
在气体压缩过程中, 要考虑压缩机CO2进出口的压力。除了热力学方面诸如恒压、绝热和可逆过程的知识, 是否有级间冷却系统、压缩效率等, 多级压缩过程中必须要考虑到压缩机的级数。不计体系的动能和势能, 借助于CO2的压焓图, 评价体系做的功, 不仅仅要知道“压缩机中CO2”体系中质量守恒和应用热力学第一和第二定律, 上述所有的这些信息都是必要的。
要考虑压缩气体至超临界状态便于输送到油田所需要的能量。由于压力发生很大变化, 假设CO2经恒压、绝热和可逆过程三级压缩, 压力从275.79 kPa到8.96 MPa。
压缩机要做最小的功, 压缩每一级必须有相同的压缩程度。由公式 (1) 计算出最佳压缩比:
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式中, n为压缩级数;Pn为出口压力;P0为进口压力;Pi/Pi-1为压缩比。
在多级压缩中, 每一级的出口压力等于下一级的进口压力。
应用热力学第一和第二定律, 根据“压缩机中CO2”体系质量能量守恒和熵衡, 不计体系的动能和势能变化, 可以得到下述的简化形式:
质量守恒:
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式中, undefined为质量流量;undefined为进入体系的质量流量;undefined为离开体系的质量流量。
能量守恒:
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式中, undefined为进入体系时的比焓;undefined为离开体系时的比焓;undefined为功。
熵衡:
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式中, undefined为进入体系时的比熵;undefined为离开体系时的比熵。
基于此以评价压缩情况, 通过CO2压焓图得到从进口到出口气体的比焓变化情况。
冷却和脱水阶段中所做的功也要计算在内。气体中水的绝大部分在压缩的第一阶段就被除去。另外, 多级压缩过程中每两级中间要用到热交换器冷却CO2至起始温度。这种情况下接近等温过程, 即每一级中的CO2气体入口温度是相同的。值得注意的是在等温过程中所需要的功要少于绝热过程, 因此, 在压缩过程中, 冷却是非常有用的。假定在冷却阶段没有压强降, 冷却后, CO2的温度大约为50 ℃。假定压缩机的效率是85%, 能计算出CO2压缩至8.96 MPa所需要的能量。
3.1.2 运输
在运输过程中, 为计算诸如密度和黏度等热力学性质, 有关管道直径、CO2源到油田的距离、流体的流速、温度和压力、泵的效率等信息是必要的。根据这些信息, 流体的流速由公式 (8) 计算得出。
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式中, ν为流速;Q为质量流量;A为管道横截面积;ρ为CO2密度。
例如, 在一定的温度和压力下, 每天用直径6 in (1 in=25.4 mm) 的管道运输具有超临界密度下的CO2 200 t, 流速可以由公式 (8) 计算得出。
由公式 (9) 计算雷诺数, 确定管道中的流体是层流或湍流。
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式中, Re为雷诺数 (无量纲量) ;d为管道直径;μ为流体黏度。
如果Re<2100, 为层流;反之, 如果Re>2100, 为湍流。
由公式 (10) 计算得出管道中的压降。
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式中, ΔP为压降;f为范宁摩擦系数 (无量钢量) ;L为管道长度。
最后, 运输所需要做的功根据伯努力公式 (11) 计算得出。
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泵的效率假定为60%。
3.1.3 强化采油
从一些文献数据中量化强化采油过程中需要的能量, 包括原油开采、油气分离、突进、压缩注入和再注入、产品泵运至市场、污水处理和重新注入等。据EPRI文献, CO2强化采油每天每桶原油大约消耗能量所做的功为13.42×106J。
3.2 CO2排放
由于造成温室气体效应的化石燃料用来发电, 除了发电消耗的燃料, 工艺过程中CO2排放的数量需要考虑可能发生的CO2泄漏。因此, 在强化采油项目中, 有可能计算直接和间接的排放量。
3.3 CO2储存
注入油藏的CO2仅一部分被有效储存。考虑到项目实施年限, CO2储存量能通过存储系数轻易计算得到。部分没有储存的CO2随原油一起采出又重新注入油藏。
不仅CO2排放和储存量可以量化, 考虑到项目中CO2的利用量, 且避免其排入大气中, 还可以估算出其对环境的贡献。
3.4 强化采油实施CO2封存的经济性
介绍的经济分析用于评价在强化采油实施中封存CO2的可行性。用Gaspar等人所描述的方法进行分析。考虑到通过强化采油获得的额外原油带来的收益和CO2封存可能来自CO2信用额的收入、投资成本、资本开支、运行开支, 以及巴西财政制度的税收, 得到一个现金流。通过简化关系式 (12) 估计每年项目净现金流。净现值来自于现金流。灵敏度分析研究用来确定最重要的变量。
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式中, NCF为净现金流;R为总收入;CCO2为CO2信用额;Roy为所支付的总税额;ST为社会税;OPEX为运行开支;IW为投资费用;D为总折旧;T为公司税率。
CAPEX为总投资 (不包括投资费用) , 在10年内呈线性折旧。
4 实例研究
量化CO2封存/EOR的方法应用于位于巴西东北部Reconcavo流域一个CO2注入采油的老油田。CO2注入量为每天200 t, 时间为20年。该项目的技术经济数据和财务状况见表1。
5 模拟结果和讨论
用系统动态方法和经济分析方法计算CO2封存/强化采油。要强调的是该方法不能替代石油工程传统的油藏模拟方法。
5.1 技术模型
介绍的系统由七个部分组成, 分别为:①CO2供应部分;②石油生产部分;③能源消耗部分;④封存/强化采油引起的排放部分;⑤泄漏部分;⑥储存部分;⑦最终产品排放部分。CO2供应部分的数量-流向结构见图2。
CO2排放量的计算应该基于所用化石燃料的类型和数量。CO2排放量由每一步消耗的能源和所消耗的化石燃料CO2含量的乘积组成。
原油中CO2含量约为75 t /TJ。1 bbl原油的能源含量是5.95 GJ。开采每桶原油CO2的排放系数约为0.436 t。假定原油精制产品与原油含有相同的能源含量, 可以计算出最终原油产品使用而导致的CO2排放量。
根据公式 (13) , 可变CO2余额是CO2流入流出的结果。
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式中 CO2B (t) ——t时刻的CO2余额;
CO2B (t-dt) ——微小时间段内的CO2余额;
CO2epu——最终石油产品使用排放的CO2;
CO2eEOR——强化采油过程中排放的CO2;
CO2v——泄漏的CO2;
CO2s——油藏储存的CO2。
表2总结了CO2/EOR项目周期内相关变量随时间变化的结果。模型模拟显示EOR对减少几个耗能工业排放的温室气体做出的贡献。原本排入大气中CO2再利用和以超临界状态注入油藏有助于减少大约37% CO2余额。这一数额包括所有项目固有的排放量、储存在油藏中CO2量、原油衍生产品使用过程中的排放量, 以及考虑如果模拟项目不利用而排入大气中约146×104 t的CO2。表2显示了当0.733×106 t CO2储存在油藏中时, 采油量为3.650×106 bbl。整个项目周期内大约要消耗1.159 PJ的电能和11.6 TJ的热能。
关于CO2储存, 每桶原油的净存储量用STELLA软件进行分析。
注入量取决于油藏的特性。假定生产1 bbl原油需要注入0.4 t CO2, 基于这一数量, 有0.2 t CO2留在油藏中, 其余随原油一同采出。由于开采过程中消耗能量而排放的CO2 (大约每桶原油排放0.02 t CO2) , 开采每桶原油CO2净存储量约为0.18。
模型中使用了敏感度分析。由于输入数据有变动, 因此对变动引起的影响也进行了检测。当储存系数发生变化时, 图3表明了CO2余额组成部分的敏感度分析。如同预期那样, 储存系数越大, CO2余额越小。也就是说, 更多的CO2储存在油藏中, 更少的排入到大气中。当储存系数为0.495和0.99时, 大气中CO2量分别减少了36%和86%。相反, 如果CO2没有存储, 将增加14%。
观察燃料对可变CO2余额的影响。燃油作为发电的燃料而不是使用天然气, 假定燃油作为能源, 用相同的方法。CO2余额为储存系数函数的敏感度分析表明, 储存系数分别为0.495和0.990时, CO2余额相应减少30%和80%;储存系数为0.000时, 有19%的增量。CO2余额为回收率函数的敏感度分析表明, 回收越多的CO2, 排入大气中的CO2量就越少。当回收率为10%时, CO2余额是1.57×106 t;而回收率为54.5%和99%时, 相应CO2余额是1.24×106 t和0.925×106 t。
5.2 经济分析
主要由于高的投资, 最大的金融风险发生在项目的初期。不过, 第六年可获得回报。同油田开发项目周期相比, 可以认为相对较早。对一个20年寿命、总产量为3.65×106 bbl的油田而言, 税前净现流是$13.95×106 ($3.82/bbl) , 包括CO2信用额度为$16.67×106 ($4.57/bbl) 。考虑到政府提取, 净现流 (除去所有税收) 为$6.98×106 ($1.91/bbl) 。应当强调指出, 如果CO2信用额度不打折, 有效净现流将有$860 000的盈余。净现流重要性的对比分析如图4所示。
由于未来的不确定性, 净现流是未来现金流在静态预测下的一个结果。可以认为净现流是一个随机变量, 因此, 均值上置信度不是绝对的。通过敏感度分析评估关键参数的不确定性, 如原油价格、CO2信用额市场、原油产量、成本开支和运行开支等。考虑到CO2封存/EOR项目经济最优化, 得到每一个输入变量用于评估项目。
净现流敏感度分析所选变量服从原始输入数据50%的波动范围。敏感度分析与原油价格、原油产量、压缩、运输和存储过程的成本开支及运行开支、购买CO2费用以及CO2信用额度有关。原油价格和产量及成本开支的不确定性在整个CO2封存/EOR项目中发挥着重要作用。然而, 实例中, 因为所取值有限的变化范围, CO2购买费用、CO2信用额度和压缩、运输及储存过程运营成本被分离出来并服从于另一个敏感度分析。
结果表明, 可变CO2购买费用和CO2信用额度有着重要的作用, 这些值的增加会导致净现流的增加。在这种情况下, 净现流对变量的敏感度举例说明如下:原油价格升高$1.00, 净现流增加$1×106。同时, 成本开支减少$1×106, 约增加$860 000。CO2信用额度增加$1, 约增加$187 000。
此外, 风险分析模拟了不确定变量的情况。风险分析中输入变量有原油价格、CO2注入量、存储率以及压缩、运输和储存过程中运行费用。上述提及的输入变量变化范围服从概率分布。例如, 原油价格和折扣率不确定性模仿用对数分布, 而储存率用正态分布。反过来, 三角分布用于下列参数:储存率、CO2购买费用和压缩、运输及存储的运营成本。
模拟结果表明频率分布如图5所示。可以看出, 净现值有较大的波动, 变化在$15.00×106和$40.00×106之间。净现值为负值的可能风险约为30%, 取决于决策者的风险承受度, 该风险被认为高或者更低。比如, 净现值大于$25.00×106概率约有10%;相反, 净现值小于$25.00×106概率约有90%。
更进一步详细分析, 净现值累积概率函数与特定变量诸如CO2购买费用、CO2信用额度和封存过程每一阶段的运营成本有关。结果突出了两个变量:CO2购买费用和CO2信用额度。考虑到前者, 净现值变动的范围为$3.00×106～$5.50×106;考虑到后者, 净现值变动的范围为$5.50×106～$10.00×106。意味着较高风险的变量是CO2购买费用, 因为低的波动意味着较低的风险, 其余剩余变量 (CO2封存每一阶段的运营成本) 对净现值影响较小。
6 结论
CO2封存是控制温室气体排入大气的一个重要途径。Reconcavo流域地区CO2强化采油项目研究表明, 仍旧允许石化燃料继续使用的同时, 地下存储巨大数量的CO2是可能的。
CO2封存技术实施的主要困难是相关高昂的费用。然而, 认知和经验水平的提高与CO2封存领域新技术的贡献可能减少这种费用。此外, 另一个障碍是在许多国家缺乏激励和信用体系支持企业CO2封存长期投资。
由于额外开采原油的收入能够帮助抵消CO2封存的费用, 通过CO2封存/EOR, 这种高昂的费用可以减至最小。除了费用外, 整个CO2封存/EOR项目中CO2生命周期分析在量化能量需求、直接和间接排放及油藏的有效存储方面都有着至关重要的作用。
与减少能量需求相关导致的较少排放和较少花费的一些变量在压缩和传输阶段。在压缩阶段, 压缩进程中高的CO2进口压力需要较少的能量。压缩机出口的压力越低, 也就是油藏的注入压力越低, 能量需求就越少。
值得提及的是并非所有注入的CO2都储存在油藏中, 一些同原油采出, 然后进入分离过程, 再注入到油藏。人为源头排放CO2的捕获, 包括储存过程直至原油最终产品的使用阶段保证整个封存所需要的能量都要考虑在内。本文中, 用动态模型模拟CO2封存/EOR系统随时间变化的行为特征, 且把整个封存过程所需要的能源考虑在内。
结果表明, 强化采油工艺尽管高耗能, 但其排放体积仍远小于其他对减少温室气体做出贡献的工艺。因此, 封存手段的强化采油优势就是允许石化燃料以可持续的方式继续使用。
如同预期, 灵敏度分析表明了大气中CO2的量随储存系数的增高而减少。因此, 旨在最大化存储CO2和提高原油产量战略性研究的重要性应当引起重视。
分析了回收率对可变CO2余额的影响。如果没有回收, 所有伴随原油采出的CO2将被分离并排入到大气中。
实例研究中油田的相关经济分析结果表明, 原油价格、原油产量和资本支出在项目可行性中发挥重要作用。敏感度分析结果说明, 较高的原油价格能促进CO2封存/EOR的投资。CO2信用额认为较小不足以影响到净现流。即使没有信贷激励, 联合实施CO2封存/强化采油也是经济的。不过, 高的CO2信用额值在项目中有非常重要的影响。如果信用额度值能显著提高, 那么油田经营者封存CO2就能获得好的投资回报。如果费用降低和信用额度值提高, CO2封存经济上是可行的。另外, 新的市场机制用于提供新技术投资是非常必要的。
资料来源于美国《Journal of Petroleum Science and Engineering》2009
采油开发 篇2
xxx，现任xxx采油厂采油x井区副区长。1985年，刚从xx石油学校毕业的他把走向社会的第一课放在了石油开采上。多年来他立足基层，扎根一线，在技术革新，管理创新上积累了丰富的经验。他做过技术员，当过队长、生产组组长。在平凡的岗位上一干就是二十年。自2000年担任主管生产的副区长以来，紧紧围绕“稳产、上产”这一主题，加大生产组织衔接及措施井、低产井、长停井的分析论证力度，寻求最佳方案和突破口。他提出的《优化油井参数，减少茨13、34块抽油杆断脱井次》获分公司“金点子”奖； “两小一高”热洗法获厂油水井分析创新一等奖。
爱岗敬业的“六点半”
采油x井区管理着x4块、x13块、x16块、x34块、x41块、x78块、x79块等九个区块，共有油、水井243口。为了安排好当日的生产,每天早上6：30点之前,他就来到井区,对当天的工作认真的梳理,并做周密的安排。班站长总是亲切的叫他“六点半”。在对上周的措施效果进行汇总分析后，对全区的油气水井进行一次全面的摸排，并对下周的工作进行部署。
从加强HSE管理入手，狠抓作业票制度，强化质量跟踪，避免工程返工。长年的一线工作，他练就了一身“听声音，辩异常”的好本领。x33-025井在一次换偏心井口作业时，泵试压正常；交井后的井口放排量正常，但进站计量却不上液面，测试也是正常。他在井口仔细观察，耳朵靠在井口上听，最后发现，偏心井口内部有串槽，井下液抽到井口后，从偏心井口串槽处，又流回套管。他立即建议更换偏心井口，最终使该井出液正常。这一举措避免了作业返工，挽回了经济损失2.5万元。今年已累计实施各类措施150井次,增油1360吨。
心细如针的“铁算盘”
别看xxx平时说话粗声大气，做起事来却毫不含糊。自他担任副区长以来，严格控制每一项不必要的支出。刚刚走马上任时,面对成本居高不下，缺口不断加深，他在全区范围内叫响了“人人算细帐，事事讲节约”的口号，要求员工从点滴节约，不放过任何细微之处。一根盘根不足一元钱，对比一年几千万的成本来说简直是九牛一毛，但是，每次在井场上发现磨损不多仍可再利用的旧盘根时，他都要捡起来，送到站上，嘱咐职工下次换盘根时，把它用上。井场上作业队废弃的棕绳，他都让员工们捡回去，因为棕绳用油浸泡过后，夹在盘根之间可以替代盘根使用，用一根棕绳可以节约3至4个盘根。
他紧抓“动态管理”和“修旧利废”两条主线。对大罐加热，电热板等辅助用电设备实施动态管理，及时调整油井的工作制度，加大油井间开力度，全年实施油井间开30多口，累计节约动力费70多万度。他主张能维修的坚决不领料，能自己维修的绝不报修。今年，他带领全区员工维修各类设备、阀门300余项，节余材料20余万元。
勇敢创新的 “点子鱼”
在采油x井区，xxx有一个外号叫“点子鱼”。他的脑子里整天想着的都是生产经营管理中的难题。x78块、x79块是含蜡最严重的区块，随着开发时间延长，地层压力下降，油井结蜡日趋严重，常伴随有井卡现象，生产管理难度较大，洗井费用较高。他经过认真分析地下、地面情况，精心论证，摸索油井结蜡规律，发现如果洗井周期过长，蜡就会结在管壁上，难以靠热洗把蜡熔化，而且在洗井过程中很容易造成井卡。而在油井结蜡初期，未形成表面薄膜，且蜡质较软，热洗后，蜡很容易化成油状，随洗井液排出地面。找出问题所在之后，他提出来了“高温度、小排量、小周期”热洗法，即提高洗井温度，减小洗井液排量、缩小洗井周期。这一建议已在全厂推广应用，仅全区目前实施22口井，累计增油700余吨，降低热洗费用40余万元。
一直以来，x13块、x34块的抽油杆断脱频繁，已经严重影响了油井正常生产。去年年初，他经常到现场观察分析。那段时间，这衍然成了他一块心病，他决心一定要攻克这个难关。一有时间，他就查阅大量的数据资料和有关书籍，得出了抽油杆的断脱与交变负荷和最大负荷有关系。他提出了优化油井参数，即调小泵径和冲次以减少断脱次数的方案。通过实施应用，年减少断脱15井次，减少作业费支出46万元，同时结余动力费10万元，增产原油200余吨。
不称职的“坏爸爸”
作为一名共产党员，他时时处处严格要求自己，事事走在前，起到了模范作用。在工作中他勤勤恳恳、任劳任怨、一心为公，从不计较个人得失，从不为名为利，在平凡的岗位上默默的奉献着，是一位深受职工好评的实干家。
采油开发 篇3
1 注水开发技术应用
劳山油田含油层系以长4+5和长6油层为主力油层, 劳山油田万16、万33井区三叠系延长组长4+5、长6油层组油藏石油技术可采储量30.26×104t, 属于埋藏浅、低产、特低渗透的小型油田。根据劳山油田开发实际, 井网布置方式为反九点法, 井距为200×200m, 考虑地形等因素后, 设计开发井数为103口, 平均井网密度为14口/km²。从产能规模上讲, 根据开发井数和单井产量数据, 结合储量计算结果, 劳山油田万16井区、万33井区拟建产能3.4×104t, 储量计算区内探井压裂改造后初周月平均日产量3.30t, 在产量递减10个月后基本稳产, 单井稳产取值为1.10t/d.为评价该区储量的经济价值, 将2006、2007、2008确定为建设期, 稳产期为1年, 总计评价期为15年。
经济评价结果表明, 该方案财务评价经济可行, 该区储量在未来开发中将会获得一定的经济效益, 风险分析显示具有较强的抗风险能力。敏感性分析结果表明, 原油价格及产量对内部收益率最为敏感, 其次为固定资产投资和经营成本。根据油田开发经验, 若采用注水开发方式生产, 单井日产量及最终采收率都将会有所提高, 经济效益也会随着提高。因此应该结合生产资料和油藏地质特征, 开展进一步的注水研究, 提高油田的采收率。
2 注水实验效果分析
2008年南区油田湫燕山注水站建成并投入使用, 注水管线长25公里, 设计回注水能力400方, 水源主要是油田采出污水, 在污水不够的情况下使用地表水, 水处理工艺主要采用油水分离和精细过滤。12月份共注水10口, 完成压力恢复测试10井次, 控制面积2平方千米, 受益井31口, 单井回注量8—15立方米。
2.1 流体性质及渗流特征
2.1.1 压力和温度
根据油田压力恢复测试、测温资料可知, 目前南区油层压力较低, 平均为3.32MPa。油层温度平均为36.11℃。
2.1.2 流体性质
根据16口井20个原油样品的常规分析测试结果分析表明, 南区长4+5、长6油藏原油性质、原油密度、粘度等变化均不大, 具有低密度 (0.845g/cm3) 、低粘度 (50℃条件下7.52 MPa.s) 、较低凝固点 (11.9℃) 的特点。
2.1.3 储层渗流特征
根据实验室常用的岩心润湿性定量分析方法研究的标准, 南区储层属于亲水储层。随着含水饱和度增加, 油相渗透率下降很快, 而水相渗透增加较慢。
水驱油试验证明南区长4+5和长6油层具有较高水驱油效率。长6油层, 束缚水饱和度31.14%-42.15%;无水期驱油效率17.86%-30.43%;最终驱油效率为35.17%-43.48%。
从岩心相对渗透率分析与水驱油试验结果表明, 水驱油效果较好。
2.2 注水开发技术方案
2.2.1 开发层系
南区长4+5、长6储层一般具有弱亲水特征。对亲水储层而言, 通常水吸附于岩石颗粒表面, 或占据狭小的孔喉, 而油则占据孔隙中间部门[1]。注入水易于将空隙中间的油驱出, 另外由敏感性试验成果可知, 南区长4+5、长6储层表现为弱速敏、中等偏强水敏、中等偏强盐敏和中等偏强一级强酸敏。南区总体注水量小, 注入速度慢, 对储层的伤害可以忽略;注入水如原油脱水, 则水敏、盐敏问题就小, 而注入水如为淡水, 就要认真考虑水敏、盐敏的问题。
2.2.2 井网系统
南区井为150-200米左右井距不规则井网, 均为套管完井。劳山油田1061井区共确10口注水井, 划分出10个注水井组, 一线受益井31口。
2.2.3 注入压力
南区有21口井的破裂压裂数据, 平均破裂压力为29.1 MPa, 最高破裂压力为37.4MPa, 最低破裂22 MPa, 差别较大, 很重要的原因是受储层的非均质性和区内天然裂缝等因素的影响。最高流动压力的确定应以限制其产生裂缝为原则, 因此, 南区很难确定统一的最大流动压力。按注水井注入压力公式计算:
式中:
Pwa—注入压力, MPa;
PWF—允许最高流动压力, MPa;
H—井深, m;
rw—注入水密度, mg/cm3;
Pwd—注水管线损失压力, 10.9 MPa。
根据此公式计算出南区注水井的压力约为10.9 MPa。
由于南区油井产液量低, 对最大注水压力也要严格限制, 一般通过控制注入量来限制注入压力, 避免由于注入量过大导致生产井含水山升过快现象的出现。
2.2.4 注水方式
根据南区主力油层长4+5和长6层属同一水动力系统, 具备合层同注的条件, 在开发初期采用合注的投注方式, 能提高地层能量[2], 增加地层压力, 促使注入水沿裂缝向两侧驱油, 提高侧向油井的产能, 从而提高改善开发效果。
2.2.5 注水量的确定
南区长6、长4+5油层存在裂缝, 原油粘度高, 注采比过高, 注水量过大, 容易使微裂缝开启, 加之井距较小, 容易造成注入水沿裂缝快速推进, 造成沿裂缝方向的井快速水淹。为了提高地层压力的同时, 扩大扫油面积, 避免部分井过早水淹, 初期采用强化注水, 单井初期平均日注8-15方。
3 总结
劳山油田经过7年的注水开发, 油田的日采收率稳步提升, 取得了非常好的效果, 建议继续深化研究该区稳产技术对策, 继续加强动态监测与动态分析, 关注控制含水上升速度, 控制注采比, 防止水淹现象的过早发生。继续总结完善管理和技术实施经验, 不断挖掘开发潜力。
摘要：鄂尔多斯盆地中生界油藏油气资源较丰富, 在低孔、低渗的前提下为提高采收率采用了注水开发技术。本文对该区各主要层段的注水开发应用状态及效果进行了分析, 同时从勘探成果与开发资料进行对比分析的角度针对各层的特点提出了相应的调整建议, 本文是用勘探与开发资料进行综合分析的一个探索。
关键词：鄂尔多斯盆地,石油,注水开发,注水效果
参考文献
采油开发 篇4
一、解决生产实际问题，开展有应用前景的新技术试验。
一是智能提捞式抽油机技术。2015年6月，在奈1-62-22井进行了现场试验，。提捞制度为每3小时提捞1次。6.7日下接触器粘连，停抽。至11.6.7日累计捞液950.9吨，捞油702.26吨，平均含水26.09%。平均日产液2.9吨，日产油2.2吨，较措施前日增液0.82吨，日增油0.94吨，累计增油286.7吨；平均日节电56KWh，年节电2.0万千瓦时；年可减少检泵作业1井次（目前油井检泵周期418天）；年可减少油井热洗2井次。
二是套管气助流举升采油技术。2008年底，九下段揭开以后，陆续发现奈1-52-62、56-62、44-58、76-54、40-54等5口井口压力高达5～6MPa，油井不能正常生产。实施了以井下Ф114mm气锚+Ф38mm实心柱塞抽油泵+井下套管放气阀为组合的井下气液分离采油工艺。目前在3口井：40-54、76-54、56-62进行了应用。措施后，累计产液1010.1吨，产油386吨。
二、完善采油工艺技术，规模推广应用成熟技术。
一是细分层压裂技术。为解决压裂油层层间矛盾，按照“同一压裂井段内各层之间岩性要单一、物性要相近、层数要适当”的原则，对油井进行分层。共实施分层压裂18口，平均单井压裂厚度19.88m，平均单井压裂5个层段，平均破裂压力31.2Mpa；平均单井日产液6.61吨，日产油4.75吨。平均单井日增油2.20吨。
二是桥式偏心测调联动注水工艺技术。为解决常规测试存在周期长、死嘴作业、易卡阻、精度低的问题。目前已实施10井次，测调成功率100%，测调周期由原来单井次4天缩短到1天，测调精度也有不同程度的提高。
三、结合生产实际，探索深井、低产、油稠的生产方式。
12型长冲程、慢冲次抽油机采油技术的研究。随着九下段陆续投入开发，由于井深、液面深、负荷大的情况日益严重，安全生产的风险越来越大。对此开展了机杆泵优化组合，引进了12型长冲程、慢冲次抽油机，并在60-40井上进行了应用，该抽油机较好地解决了油井负荷大的问题。自2009年12月4日启抽以来至2011年4月底累计生产416天，产液1896.6吨，产油1562.5吨，平均日产油3.76吨。与10型（CYJP-10-53HF）抽油机井相比，平均日节电85.3千瓦时，节电率18.1%。
四、加强基础管理，提高基层管理水平。
一是运用抽油机井宏观控制图管理，深化工况参数动态调整。对于工况不在合理区的油井，充分结合示功图、动液面、泵效等参数，实施加深泵挂、小泵深抽、调冲次等措施达到抽油泵工况的转变，提高合理区比例；对于供液不足且参数无法再进一步调整的油井，调整其生产制度，实施间开，减少能耗。合理区比例达到51.2%，油井泵效提高到32.39%。
二是规范修井作业及井控管理，全面提升安全生产指数。规范作业设计，严把设计质量关，减少无效低效作业；细化作业小修管理，切实履行监督职责；重视安全，落实制度，提高井控安全和防范意识。上半年完成作业118井次，作业一次成功率97.45%，没有发生重大安全事故。
三是根据生产任务的轻重缓急，统一合理调配作业队伍，最大限度地满足采油采气注水生产需要，力保油气水井早日投产。将注水井带压作业、新井和复杂措施井作为质量监督工作的重中之重，严格执行“优先安排重点井、优选施工队伍、优化施工方案”的原则，提前做好施工方案，提前与施工队伍沟通，提前查看施工现场、道路、周边环境，为作业搬迁扫清障碍，提前安排施工队伍做好作业施工设备、下井工具、管杆以及车辆计划等准备工作，确保施工衔接紧凑，缩短施工周期。坚持每天对每个作业施工现场进行监督指导，发现问题及时解决，确保油气井作业施工顺利完成。
四是加大管理工作。年初以来，公司深抽超载井频繁出现驴头开裂、减速箱底座连接部位开裂等问题，针对这一状况，生产管理科于6月份对公司超载井进行了全面普查，现场实测23口油井的载荷、电流、液面等参数，其中齐37-69-67井最大悬点载荷达到了138KN，为抽油机额定载荷的115%，为有效确保超载井安全生产，生产管理科加大超载井的日常监管工作力度，同时向各作业区下发了《超载井日常巡检管理办法》，管理办法中明确了巡检路线及巡检要求，避免因超载引起的翻抽伤人事故发生。
五、开展节能降耗，为外围油田深挖潜力增效益。
节能降耗是企业一项重要的增效措施，上所做节能工作如下：一是为进一步挖潜增效，在3月底编制实施了油井精细管理措施，从油井加药、热洗以及大罐、流程伴热等方面确定了规范的工作制度，目前正在摸索细化管理规律与降本分析。二是自进入夏季以来对40-62等8口井实施间开工作制度，摸索间开规律，初步统计单井日可节电266.5KWh，截至目前累计节电4.26万千瓦时。此外，为延长油井检泵周期，减少油井加药成本，在今年5.13日起对2口油稠含水高的井（48-58、50-54）开展加破乳剂试验，同时对4口井（48-58、50-54、54-52、60-40）改加分散防蜡剂。实验效果分析：(1)破乳剂试验：油稠含水高加破乳剂后含水进一步增高；油稠低含水，加破乳剂无效果，建议电加热采油；(2)可在部分油井上用分散防蜡剂替代油基防蜡剂。在以上认识的基础上，逐步建立适合奈曼油田的加药制度。
六、积极推进科技创新，提高科技在企业中的贡献率。
今年以来，按照“科技兴企”战略，努力推动科技进步，《水力喷射径向钻孔工艺技术研究与应用》、《奈曼油田油水井解堵工艺技术研究》两个项目取得油田公司科研经费支持，争取到局投资金70万元，目前各项目正有序进行。此外，紧紧围绕项目部“31456”的工作目标，以降低成本、提高效益为中心，推进科技创新，提升自主创新能力，实现扩边增储和高速高效开发外围油田的新目标，2011年项目部共论证科研及推广项目18项。
七、细化油井ABC动态分类管理内容，实现油井管理的精细化、科学化
2011年，生产管理科将《油井ABC管理规定》进行了细化，进一步明确了各类井的承包责任人及功图液面测试、电流测试、含水化验等各项工作的具体要求，将日产油量≥5t的定为A类井，日产油在5～2t定为B类井，日产油<2t定为C类井，目前公司共有A类井25口，日产油量占公司总产量的37.37%,B类井80口，日产油量占公司总产量的41.66%,C类井119口，日产油量为公司总产量的20.97%。
摘要：本文主要介绍了辽兴油气开发公司在工艺技术管理方面的经验,为其他油田单位同行提供借鉴。
采油技术在油田开发生产中的应用 篇5
由于采油技术的应用直接影响着采油的产量, 所以随着我国石油资源短缺问题的出现, 采油技术在油田开发生产中的应用得到了越来越多人的关注。我国现有的采油技术可以分为三种, 分别是一次采油、二次采油和三次采油。随着采油次数的增加, 采油难度也在不断的上升。一次采油是在油田开发生产中的初次采油;二次采油是在注水后, 利用物理、化学方法辅助采油;三次采油主要利用化学方法对最困难的层面油藏进行开采。下面针对几种主要采油技术的应用情况进行分析。
1 传统采油技术的应用
(1) 完井技术完井技术主要应用于钻井的收尾阶段。由于完井技术在我国的油田开发和生产中有着悠久的应用历史, 所以在直井和水井等方面有着水平较高的应用效果。不过需要注意的是, 要根据油田位置的不同采用不同的完井采油技术, 从而达到更好的采油效果。而我国对裸眼技术和衬管技术的使用比较多。
(2) 热超导技术热超导采油技术主要依靠对化学技术的使用, 使物质热阻接近零, 从而高效的完成采油工作。首先要在底下注入超导液, 然后再利用其具备的热导功能将热量转移到井口。在这种情况下, 井口产出液的实际温度将被提高, 从而通过降低辅助装置的方式实现节能目标。与此同时, 抽油机的负荷被有效的降低了, 泵效也得到了提升。所以, 热超导技术在环保方面有着较好的效果, 并且成本低和效率高, 能在采油工作中被安全的应用。
(3) 分层注水技术分层注水技术一般被应用于二次采油中, 并且在多次油藏注水开发中的应用较为广泛。由于一般每口井会有多个注水环节, 所以采用分层注水技术, 可以为水层底下的波及效率获得良好效果。从时间上来看, 分层注水技术早先被应用于克拉玛依油田的开采工作中, 而在我国, 则是最早应用于大庆油田开采[1]。
(4) 电动潜油泵技术电动潜油泵技术在我国已经形成了四个系列, 而整个机械装置则分为了井下、地面和电力三个部分。就目前来看, 该技术虽然属于较为先进的机械采油技术, 但是在技术占有率上并不算很高。然而由于电动潜油泵技术在油井举升方面有着重要的作用, 因此油田开采人员仍然在进行该技术的开发。
(5) 压裂技术压裂技术作为为油气井增产的主要措施, 被应用于低渗透油气田的开发工作当中。该技术不仅可以改善储层的渗透能力, 还可以增大储层泄油面积, 从而提高储层的经济效益。所以, 随着压裂技术成本的不断降低, 压裂技术在国内的应用会越来越广泛。
(6) 解堵技术解堵技术一般被应用于油田开发的中后期, 用来处理近井地带和解除低层堵塞。近年来我国的解堵技术有很多种, 像水力振动法、超声波法、电脉冲法、普通酸洗和水力喷射等方法都分别被运用到了解堵技术中, 并取得了不同程度的效果, 从而提高了近井地带的渗透率, 进而恢复并提高了油田的产油量。
2 新型采油技术的应用
(1) 微生物采油技术微生物采油技术是近年来得到广泛应用的采油技术, 首先, 该技术可以有效的防止油田结蜡。因为应用该技术会产生化学剂, 并且可以直接应用于结蜡部位, 从而解决管道堵塞等各种问题。其次, 微生物技术可以应用于水驱中。这是因为微生物生成物可以用于处理注水系统, 从而增加注水量, 并且降低注水压力和能源成本。再者, 微生物技术可以起到聚合物破乳的催化剂作用, 从而缓解采油过程中实施压裂措施带来的损害。另外, 微生物技术可以提高采油量[2]。
(2) 复合驱油法顾名思义, 复合驱油法就是将多种驱油方法进行集合, 从而吸取各种驱油方法的优点。所以复合驱油法可以根据不同的工作要求和流体性质, 在多种工作环境下进行应用。就目前而言, 二元复合驱油法和三元复合驱油法是被广泛应用的技术, 而相比较而言, 二元复合驱油法的研究方向是碱/聚合物复合驱、表面活性剂/聚合物复合驱, 而碱/聚合物复合驱既可以除去原油中的酸类, 又可以形成表面活性剂/聚合物驱, 所以二元复合驱油法的应用效果较好。但是三元复合驱油法主要使用碱, 在技术成本方面有着一定的优势, 并且可以提高波及系数和驱油效率, 所以也被广泛的应用于油田开采中。
(3) 混相法混相法在提高采收率方面具有非常的优势, 所以也被应用于油田开采工作中。混相法可以使排驱剂所到之处的采出率提高到百分之百, 它主要是通过将一种其他流体注入到油层, 从而在温度压力一定的情况下, 在复杂的相变关系, 形成了混相区段。另外, 如果将这种技术与提高波及系数的技术相结合, 就很可能使采收率达到95%以上[3]。
摘要：就目前而言, 经过多年的石油开采, 我国石油企业已经可以利用多种采油技术进行油田的开发。针对这种情况, 本文对现有的热力采油技术和微生物采油技术等多种采油技术的应用进行了探讨, 希望能给广大油田工作者提供一些参考。
关键词：采油技术,油田开发生产,应用
参考文献
[1]吴一凡.多次采油技术在油田生产中的应用与发展[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 17 (01) :57.
采油开发 篇6
1工程开发井完井技术的总体原则
采油工程开发井在具体实施完井技术的时候,需要牢牢把握完井技术的设计和施工特点,根据其施工的实际特点开展一系列的活动。
完井技术具有较强的系统性,在实际进行设计施工时,需要遵循着一定的原则和规律,其中主要包括:完井工程要保证能够保护到采油工程的油气层;油气层和井眼之间要能够保持着一定的连通;做好井壁坍塌的预防工作;在保障安全生产的前提下尽可能的实现增产目的;满足一定的环保要求。采油工程在实际施工当中,会经过较多的作业,随着后期作业的强度越来越高,油井出现问题的可能性也会随之加大。因而在开发新油井的时候,在对油套管进行一定保护工作的同时,还需要考虑其长期的发展规划。采油工程在进行开发井的完井技术施工,需要按照一定的顺序和原则进行。
2完井操作前准备的资料措施
在使用完井技术进行采油工程的建设施工之前,需要准备好完善的相关资料。这些资料是否准确,将会直接影响到完井工程的最终质量效果。在进行完井操作前,需要准备的资料通常包括采油工程的相关技术资料、油田地质地形情况说明以及油藏工程,后两者的信息主要集中在油藏的类型、流体的性质等方面。油田的渗流情况也是需要有准确的资料作为支撑的,这样能够尽可能的减少油气层受到损害。
同时还需注意的是,油田开发过程中不同类型油井的具体开采和保护方式、完井方式以及油套管的具体使用等情况资料都需要纳入到完井操作前的准备工作之中。
3井液的质量要求
采油工程施工技术的不断更新和进步,为完井液的分类细化提供了重要帮助,当前通常将完井液分为以下几类:水泥浆、射孔液、钻井液修井液、压裂液以及隔离液等。
在打开油层时出现的钻井液就是通常所说的钻井完井液。钻井完井液,是在进行油层开采时打开油层最先接触到的工作液,但是相对于其他完井液来说,却更容易对油气层造成损害,从而影响到油气层的有效渗透率。也因此,在进行采油工程施工之时,需要对油气层的钻井完井液进行首先的防护工作。针对完井液的技术要求,不仅包含了钻井完井液的一些常规性要求,还对一些具有较高水准的屏蔽暂堵技术提出了一定的要求。钻井完井液之中存在着很多的无机盐,这些物质的存在不仅会腐蚀油套管,同时这些腐蚀物还会给油气层造成一定程度的损害,因而在对钻井完井液进行处理时还需要考虑到这方面的内容。
欠平衡的钻井技术,已逐渐成为当前的重要油井施工技术之一,但是对该项技术的钻井完井液的处理也还未有较为规范的要求标准,但是通常情况下需要对完井液的粘度和腐蚀问题进行考虑。
4油工程开发井完井深度的技术质量要求
根据不同的油井情况,采取不同的处理方法,才能够达到较高的质量标准,使得采油工程能够顺利实施。完井深度问题,一直是采油工程开发井的重点探讨工作之一,为了避免以为减短口袋长度的做法,对完井深度的要求在不断的提高。油管输送射孔技术,是当前普遍采用的技术规范之一,在丢枪口袋的长度通常都会能够达到50~100 m的范围,而针对一些出砂情况较为严重的油层选择加长口袋的做法,这样能够达到沉砂的有效目的。蒸汽驱生产井,也是当前油井的一个重要类型,整齐在将稠油带入到井筒的过程中,还会将大量的天然气和蒸汽带入到井筒当中。这种情况,需要采取有效的措施予以应对,一般做法是将抽油泵放到口袋下方,这样做的目的是利用油套环形的空间进行放气处理,有效改善了抽油的情况。
5工程油层套管的技术质量要求
油井自身的结构设计和生产套管尺寸的选定工作,是完井工程的重要组成部分,对于采油工程开发井完井技术的使用效果具有较为直接的影响。传统的做法都是对钻井工程设计好的井身结构进行分析,从而确定出套管的具体生产尺寸,当完井工程结束之后交由采油方面,采油工程组就能够根据得出的数据进行油管的尺寸和需要进行的采油方式。
这种做法在实际使用中具有一定的不足之处,首先不能达到增产目的,其次会给很多油田井的生产使用造成一定困扰,因为并不是所有油田井使用的套管都是一致的。因而,当前很多油田工程在进行油层套管的生产和使用时,都是先选定一些较为合理的生产套管尺寸,再根据油层能量的具体大小,确定出不同采油方式下所需要的油管尺寸,最终进行最小油管尺寸的选定工作。
6工程固井的技术质量要求
选择出最好的井身结构,进行较为科学合理的固井投入,对于减少油气层的伤害,保证良好的固井质量,具有良好的现实意义。
不同油藏条件所适合的水泥浆体系是不同的,因而选择出良好的配套设施,正确的固井方式,是保证油田井工程正常发挥作用的良好支撑。对于侧钻井固井,使用管外封隔器能够起到良好的效果,而针对一些较为特殊的油井,例如海上井和稠油热采井,需要遵照该类油井的具体操作规范进行。另外,使用较为先进科学的软件,能够起到良好的固井效果。
7工程井眼准备的技术要求
井眼对于采油工程顺利投入到实际使用当中具有十分重要的意义,在油井正式投入到生产之前进行井眼准备工作,能够在一定程度上保证其达到预期的生产能力。
在进行采油工程井眼准备工作时,需要针对套管试压、通井、洗井和解堵等措施进行操作。通过这些准备工作的实施,能够有效提高封隔器的密封效果。
8结语
采油工程中钻井完井液、完井深度、油层套管、固井以及井眼准备,是采油工程开发井完井技术的主要质量要求方面。对采油工程开发井完井技术的质量要求进行详细分析,对于提高油井工程的质量和使用效果具有重要意义。
摘要：采油工程是油田开发的重要手段,采油工程开采技术的好坏,直接决定了油田开发的最终效果。完井技术是随着我国石油工程不断发展而逐渐使用的重要技术手段,同时对于采油工程的顺利进行,起到了重要的影响。本文从采油工程开发井完井技术的总体原则入手,对进行完井操作前准备的资料措施进行了简单介绍,并对采油工程开发井完井技术质量要求进行了较为具体的分析和说明。
关键词：采油工程,开发井,完井技术,质量要求,分析
参考文献
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采油开发 篇7
(一) 气举采油概念
气举采油是依靠从地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中混合, 利用气体的膨胀使井筒中的混合物密度降低, 将流入到井内的原油举升到地面的一种采油方式。气举采油时的气源一般为油气井产出的天然气, 是既节能又环保的高效举升技术, 适用于含砂、气较多和含有腐蚀性成分因而不宜采用其它机械采油方式的油井。
(二) 1-3人工岛简介
滩海油田位于地处滩海地区, 可以采用人工岛方式实现海油陆采。其中1-3人工岛是一座海上人工孤岛, 由吹沙造地而成, 呈近似椭圆形, 占地面积14.7万平方米, 地处水深3-7m浅水海域, 主要开发该区E d1油藏。该岛油井具有分布相对集中、气油比高、井底压力高等特点, 且大部分井位移较大, 造斜点均较浅、井斜角较大, 最大水平位移超过3.5公里, 水垂比达到1.3以上。人工岛面积狭小, 空间紧凑, 密集井排布局, 防碰绕障难度大, 井眼轨迹根据实际情况设计井丛排密集井口钻井模型, 设计一拖四基础30座, 井口间距4m, 井口150个。
二、不同举升方式的适用性分析
随着石油开发技术的积累与发展, 油田开发中已有电动潜油泵、螺杆泵、射流泵等多种机械举升方式可供石油企业选择。合适的采油举升方式对充分发挥油井产能、提高采收率、最大限度降低油田投资和提高油田经济效益起着重要的杠杆效应。基于滩海油田1-3人工岛的油藏驱动类型、油藏液体性质、油井完井状况及生产动态、地面环境、井下情况等因素, 经对比分析采取气举采油在滩海油田1-3人工岛具有较强的适用性。具有如下技术特点:一是举深度和气举产量调节灵活, 配产方便, 生产时效高。二是完井结构简单, 井下无运动构件, 工具受开采液体中腐蚀性物质的影响小, 使用寿命长, 管柱的材料成本低。三是井口结构简单, 占用空间少, 气举地面设备便于集中管理, 易于实现油田自动化, 管理方便, 人员费用低。四是免修周期长, 作业成本低。
气举采油较之其他举升方式具有井下装置简单, 设备使用寿命长, 管理方便, 运行成本低等独特的优势, 但地面压缩机建站和敷设管线的一次性投资较高。
三、气举采油在滩海油田1-3人工岛开发应用情况
(一) 技术研究方面
针对滩海油田对安全环保要求高、丛式井口密集、井斜角大、井眼轨迹复杂等问题, 首先认真开展国内外滩海油气田举升工艺现状调研及配套技术的分析, 深入研究密集井口油井安全控制技术, 并结合滩海油田人工岛的特点形成滩海油田气举采油控制系统;掌握大斜度井多相管流的流动规律, 分析摩阻对气举阀分布的影响, 优化气举设计方法;自主研发封隔器等配套工具, 形成多种气举管柱, 满足不同井况要求, 形成适合滩海油田开发的气举采油配套技术。一是建立了滩海人工岛气举地面流程、井口和井下一体化的系统安全控制系统。其设置了高压安全保护 (PSH) 、低压安全保护 (PSL) 、高低压报警和压力异常时关断装置的地面注气管线及油管线。紧急关断系统能够在事故发生时根据其严重的程度, 选择性实施4级关断。即:单元关断、生产关断、火灾关断、最终关断。同时, 连接地面注气管线和油管线的气举管柱安装井下安全阀及封隔器的井下部分和带两个侧翼安全阀的气举采油树的井口部分;保障了滩海人工岛气举采油的安全性。二是开展了大斜度井气举模拟实验。研制了一套大斜度井气举工艺模拟实验装置, 测试不同井斜角及各种工况条件下的摩阻压降, 在此基础上, 分析井斜角对气举阀分布的影响, 优化大斜度井气举设计, 弥补目前气举设计方法的不足。三是自主研发了3套气举封隔器及配套工具, 根据不同井况形成了3种形式大斜度井气举采油配套工艺管柱, 保障了深斜井气举采油工艺的顺利实施。
(二) 应用情况及实施效果
1-3人工岛首次将气举采油技术应用到滩海油田的开发中, 有效解决了人工岛地面空间有限、井口密集、高油气比、井斜角大等难题, 形成了一整套适合滩海油田人工岛的气举采油的配套工艺技术。目前已形成了连续气举采油工艺、气举井工况诊断、气举系统优化配气等多项技术, 大斜度井气举管柱优化设计、半闭式气举、投捞式气举、气举排液采气等配套工艺, 同时自主研发了气举井封隔器、洗井阀等大斜度井气举配套井下工具, 技术性能达到A P I产品指标。气举采油工艺技术研究与成功应用, 克服了密集井口、高气油比、井斜角大等一系列难关, 有效解决了滩海油田密集井口长效高效开发的技术问题, 提高了滩海油田开发速度和采油效率, 成为了该油田理想的机采方式。
气举采油技术自2 0 0 9年在滩海油田1-3人工岛推广应用以来, 建成了国内首家滩海人工岛大规模增压气举采油系统, 拥有天然气增压站1座, 气举压缩机4台, 日供气能力45-60×104m3, 建成年生产能力42.8×104t。目前油井共计106口, 开井93口, 共实施气举井87口, 日产液1099吨, 日产油953吨, 气举井最长免修期达到730天, 应用最大井斜角79°, 累计生产原油121.8×104t, 累计产气87068.58×104m3。从气举的规模来看, 滩海油田已经建成了目前国内规模最大的气举生产平台。
四、气举采油在滩海油田1-3人工岛应用开发的经济评价
(一) 气举采油和传统采油前期投入及运行成本对比分析
1. 前期投入费用
气举采油和传统采油前期投入主要的差异在于气举采油需要购置压缩机, 而传统采油方式需要购置抽油机等设备。1-3人工岛天然气压缩机采取租赁方式投入, 单台压缩机年租赁和生产保运费用约为184万元, 按照租赁6台压缩机满足开井87口测算每年投入资金1, 104万元。若该区采用直线抽油机开采, 按照购买安装抽油机每台50万元, 开井87口需要一次性投入资金4, 350万元。
单位:万元
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2. 生产运行费用
气举井在生产过程中的重点费用主要为动力费、作业费、清蜡费、材料费等。与传统采油方式相比比较, 除清蜡费用较高外, 其它主要费用均低于传统采油成本。以历史数据对比, 气举采油相比传统采油方式生产单位产量的运行成本降低约为79.45元/吨, 降幅达到25.3%。
气举采油由于出液含气量高比传统采油方式更易结蜡, 因此清蜡费用较高。
气举采油无需下抽油杆和电泵, 因此有效地避免了因更换油杆和检修电泵做成了大量油杆、电泵配件、电泵料等材料费的支出。
3. 小结
综合前期投入和后期运行维护费用情况, 在1-3号人工岛生产规模不变的前提下, 假定按照设备报废年限为8年测算, 相关设备都通过直接购买的方式测算, 气举采油和传统采油的折旧费分别为690万元和543.75万元, 折合单位成本分别为21.02元/吨和16.56元/吨;后期运行综合单位成本分别为234.73元/吨和314.18元/吨, 气举采油单位成本与传统采油相比降低74.99元/吨, 全年节约费用约为2, 462万元, 具有明显的经济效益。
(二) 净现值对比分析
举升方式应从技术可行性角度进行初选, 并对初选的结果进行经济效益评价, 在此基础上实施对举升方式的优选。假定以滩海油田1-3人工岛气举采油方式与传统其他采油方式进行对比评价, 以财务管理净现值为依据, 按照两个互斥方案进行项目决策, 选择孰优方案投资。净现值大于零则方案可行, 且净现值越大, 方案越优, 投产效果越好。
应用净现值法对两种采油方式效益进行对比分析。
计算依据:根据滩海油田2009-2012年历史修正的财务数据和生产数据, 利用1-3人工岛相关数据与滩海油田整体平均水平对比, 按1-3人工岛各年修正产油量进行分析。按照1-3人工岛产油量、产气量和原油、天然气平均销售价格确定现金流入, 传统采油初始投入按照购置设备 (抽油机) 、气举采油初始投入按照融资租赁 (天然气压缩机) 和后期运行吨油成本确定现金流出, 分别计算两种采油方式的净现金流量。参考市场平均资本成本率7.5%作为贴现率, 对净现金流量进行折现, 确定净现值。最后计算出两种采油方式的净现值, 净现值较高者为孰优方式 (详见表1和表2) 。
由表1计算得:∑N P V1=163, 555+122, 482+127, 993+131, 371=545, 401万元。即1-3人工岛气举采油方式的修正净现值为545, 401万元。
由表2计算得:∑N P V2=157, 721+119, 679+126, 050+130, 161=533, 611万元。即1-3人工岛传统采油的修正净现值为533, 611万元。
由此得出:∑NPV1>∑NPV2, 所以滩海油田1-3人工岛气举采油方式更具有经济效益。气举采油方式虽然前期投入购置天然气压缩机资金量较大, 可选用融资租赁方式购入设备, 但由于后期维护运行成本较低, 后期成本会明显低于传统采油方式, 从长远看气举采油更具有经济可行性。
五、结论
对于油藏埋藏深、油气产量高的区块而言, 可使用连续气举采油工艺技术;对于地质情况复杂、断块小且部分油井低渗透、供液能力较差的区块, 可使用间歇气举采油工艺技术。气举采油工艺技术在滩海油田1-3人工岛的研究与成功应用, 加快了滩海油田的建产步伐, 为滩海油田的开发提供了一种高效、低成本举升方式, 推动了气举采油技术的发展, 形成了较为成熟的适合滩海油田开发的经济技术方案。
参考文献
[1]苟三权, 常学军等.南堡滩海油田配套开发技术[M].北京:石油工业出版社, 2012.
[2]尹志红, 李大鹏等.人工举升方式技术适应性组合评价[J].科学技术与工程, 2011 (3) .
[3]于洋洋, 欧开红等.滩海人工岛大斜度井整体气举采油技术[J].油气井测试, 2013 (2) .
[4]杨延红, 大斜度井举升方式适应性分析与探讨[J].江汉石油科技, 2012 (2) .
采油开发 篇8
1 稠油开发
1.1 稠油的用处及开发利用的市场前景
稠油是一种原油, 具有高胶质含量、高粘度的特点, 一般地面密度≥0.943, 地下粘度≥50 pa.s, 因其密度大, 通常也被叫做重油。
一般在石油工业中, 基本都是先开采难度较低并且较轻的原油, 因为重油的开采具有风险大、效率低的特点, 一些石油资源丰富的国家将不会考虑开采稠油之类的重油。一旦开到稠油井区都会采用封井的做法, 暂时搁置不进行开采。
但是在轻原油资源逐渐减少的今天, 开采一些较难开采的重油已被提到了日程上。近年来, 中国也加速了稠油的开发, 目前我国已发现9个大中型含油盆地和数量众多的稠油油藏区块, 稠油储量位居世界第七位。
1.2 稠油开发及技术难度
稠油的比重在不断上升, 开采量与工业所需呈现不协调状态, 为了不断提升稠油开发的相关技术, 稠油新技术开发也成为了世界所关注的难点。在中国的大部分油区, 稠油的油藏区基本上都是小断块的, 属于低品质物性差的石油资源, 其开发、采油、地面集输与处理难度相当大。
2 螺杆泵采油技术
2.1 螺杆泵
螺杆泵作为一种机械采油设备, 是一种依靠泵体与螺杆所形成的啮合空间容积变化和移动来输送液体或使之增压的回转泵, 又叫做渐进容积式泵。由定子和转子组成, 两者的螺旋状过盈配合形成连续密封的腔体, 通过转子的旋转运动实现对介质的传输。
2.2 螺杆泵采油技术的优势及发展历程
2.2.1 螺杆泵采油技术的优势
螺杆泵具有其他稠油设备所不具备的优越性, 目前已广泛运用于采油技术中, 而在国内已研制出系列产品。螺杆泵采油技术具有占地面积小、泵效高、投资少、能耗低、维护费用低等特点, 多被运用到稠油开采、高含砂井、海上油田丛式井组和水平井、高含气井等。
2.2.2 螺杆泵采油技术的发展历程
自20世纪30年代中期, 法国单螺杆泵水利机械原理的问世, 单螺杆泵在石油领域得到了广泛的应用, 30年后, 前苏联成功研制了一系列排量在10-200 m3d之间、扬程为600-1200m之间的潜油电泵系统;而同世纪八十年代初期, 法国、加拿大、美国等工业先驱国家先后研制出扬程在500-2000m, 排量在2-300 m3d的系列产品;而我国则是在同年代的后期, 开始研发地面驱动螺杆泵并取得了成功, 将扬程缩至500-1800m, 排量控制在2-240 m3d之间, 该系列产品也在我国各大油田逐步推广使用;20世纪初, 我国在针对长期困扰螺杆泵采油技术推广应用的难题, 完成了空心转子系列的产品, 其在使用寿命、扬程和排量上都已达到同型号常规螺杆泵的水平, 并且成功的取代了常规螺杆泵。
螺杆泵为了适应各种油类开采和新技术产品开发, 目前的发展趋势主要包括以下几项: (1) 智能化控制技术; (2) 杆柱卸扭技术; (3) 定子橡胶适应性研究; (4) 探索新型螺杆泵; (5) 电动潜油螺杆泵。
2.3 螺杆泵采油技术在稠油开发中的应用
一般为提高油井的原油出产效率, 会根据螺杆泵生产动态模型进行设计, 在此基础之上根据重油油井的条件、产油的性能来选择适合油田开发的光杆、泵型号、工作深度等参数, 以便让电机以及抽油杆的工作达到最佳状态, 以提高出产效率、降低人工成本等。
在我国甘肃、吉林等重油井区基本都采用螺杆泵冷采技术, 多年的矿场实践表明螺杆泵采油已成为重油井开采主要的举升手段。以大庆油田为例, 自从上个世纪八十年代引入螺杆泵以来, 历经引进国外设备和技术、消化吸收螺杆泵技术、自主研发适合自身使用的螺杆泵这三个阶段。“九五”期间和“十五”以后攻克了定子抱死、热洗清蜡、杆柱断脱、驱动装置漏油等技术难题。一直到目前为止, 地面驱动杆式的螺杆泵采油技术已经实现了成熟配套装置技术, 是继游梁式抽油机和潜油离心泵之后采油开发中最主要的举升方式。而且在对聚合物驱、三元复合驱和稠油油井的技术应用上表现出了良好的灵活性和完全匹配性。而在与其他人工举升方式相比, 螺杆泵具有投资低、能源消耗少、对工作环境适应性强等特点, 尤其是在油田含水期挖潜上有着举足轻重的作用, 并且经过多年的技术革新, 其作用也越来越重要。
3 结语
现阶段, 世界原油出现大量紧缺状况, 稠油成为一种更受重视的资源, 但是稠油在开采过程中存在一定的难度, 而螺杆泵采油技术的应用使得稠油开采变得更有效率, 最大化的提升了经济效益。
参考文献
[1]谢征辉.浅析采油机械中螺杆泵的技术应用[J].化工管理, 2014 (27) .