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某海上油田稠油热采工艺设计论文

理工论文 17℃ 0
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  关键词:热力采油;稠油;蒸汽吞吐;工艺设计;提高采收率;石油化工

  0引言

某海上油田稠油热采工艺设计论文

  所谓热力采油,基于原油的黏度随温度的升高而显著降低这一物理特性,通过向油层中注入高温蒸汽等技术手段,加热油层中的稠油,有效降低稠油的黏度,从而提高其流动性,增大油藏驱油能力,减小稠油从油层到井筒的渗流阻力,以达到提高稠油采收率的目的。作为稠油开采最主要的工艺技术,热力采油产量占稠油和沥青总产量80%以上,已在美国、委内瑞拉、加拿大等国家被广泛应用,中国先后在辽河、新疆、胜利和河南等稠油油田推广应用[1]。在中国渤海,稠油资源比较丰富,分布范围广,剩余油潜力大,海上稠油热采市场潜力巨大。

  传统的热力采油措施主要包括蒸汽驱油、蒸汽辅助重力泄油、蒸汽吞吐、火烧油工艺等[2],相比其他热力采油工艺,蒸汽吞吐稠油热采工艺是目前条件下,技术比较成熟,经验丰富,并且得到世界各大稠油油田广泛应用。近年来,随着我国海洋石油开发不断发展,对热力采油的研究和应用也逐步深入,目前,蒸汽吞吐是渤海油田稠油热采的主要工艺手段[3]。

  1蒸汽吞吐开采工艺

  蒸汽吞吐稠油热采工艺大致可分为三个阶段,分别是注汽阶段—焖井阶段—回采阶段,如图1所示。在注汽阶段,油井中下入注汽管柱、隔热油管以及耐热封隔器,管柱下至目的层向上大约几米处。地面各设备连接好并调试合格后,通过注汽管柱逐步开始向目的层注蒸汽。根据油藏地质特性以及原油黏度等数据,合理优化地面工艺参数。焖井阶段,即是在注完预定量的蒸汽后,停止注汽,此时关闭油井,开始焖井,焖井的时间不宜过长和过短,通常在2~7 d左右,通过控制合理的焖井时间,扩大蒸汽带的有效波及面积,使注入的热能充分加热地层中的稠油,同时还不至于造成大量热能的浪费[4]。蒸汽吞吐的第三阶段为回采阶段,在回采初期,油层的压力相对比较高,油井可以采取自喷生产。通过合理控制自喷速度来防止油层出砂。开井初期,采出液中含水率很高,随之会迎来产油高峰期,应及时采取工艺措施尽可能延长产油高峰期。

  2某海上油田热采工艺设计

  2.1工程设计原则

  (1)设备必须满足工艺参数的要求。

  (2)设备必须符合国家安全要求及行业标准,

  (3)设备应布局合理,调试和试压合格,投用前应进行试运行。

  (4)注汽管柱及井下设备必须耐高温。

  (5)采取必要的防烫伤、防热辐射措施。

  2.2地面工程设计

  该油藏属于特稠油/普Ⅱ类稠油。设计汽吞吐工艺的地面工程部分主要分为三大系统,即水源供给系统、燃料供给系统和氮气系统,如图2所示。

  水源供给系统。根据现场生产条件可选用海水或水源井水作为水源,通过过滤器、海水淡化设备、脱氧设备、软化处理设备、输送泵等,将水源处理达标后输送给蒸汽发生器。过滤器用于过滤海水或水源井水中的颗粒及杂质,经过净化后的海水,经过淡化处理,除去海水中的盐类物质,再经过脱氧设备,脱去水中的溶解氧后,进行软化处理,去除水中的矿物质,将水的硬度降低至0,最终处理达标后经输送泵供给给蒸汽发生器,作为蒸汽的水源。

  燃料供给系统。原油作为燃料供给系统的燃料来源,经过原油分离器处理合格的原油经过燃油罐、燃油输送泵进入蒸汽发生器燃烧,加热水源从而获得高温蒸汽。

  氮气系统。氮气系统的主要设备有空压机、制氮机、增压机,在油管中注入蒸汽的同时,大剂量高弹性能的氮气从套管内注入,能够扩大蒸汽在地层中的波及范围,同时起到增加地层能量和疏通近井带堵塞物的作用。

  2.3增效措施

  正式作业前,先将原机采生产管柱替换成耐高温的注热管柱。同时关闭采油树的正常生产流程。为了进一步提升蒸汽吞吐作业中后期油井周期性热采开发的效果,尽可能延长热采的有效期。在油井开始注入蒸汽之前,油管正挤前置油溶性降黏剂段塞,通过油溶性降黏剂的注入,使其溶解油层中近井地带的胶质和沥青质,打通近井地带的渗流通道,增强油层的渗透性能,为扩大高温蒸汽的波及面积提供有利条件。同时,在油井的回采过程中,热力降黏效果消失后,油溶性降黏剂还可以在冷油带发挥其优良的降黏特性,降低原油黏度,达到减小原油在油层中的流动阻力,从而延长生产周期之效果的目的。

  2.4注汽阶段

  注汽阶段是蒸汽吞吐作业的关键时期。为了提高蒸汽的热效率,降低蒸汽的热损失,在注高温蒸汽前,先从油套环空内连续注氮方式进行隔热,大剂量高弹性能氮气具有扩大蒸汽的地下波及作用范围、对地层增能保压、对近井带的疏通作用。待井底充满氮气后,再向油管内注入高温蒸汽,此时蒸汽的注入压力应略大于氮气的注入压力。待注热稳定后,热采采油树无抬升,可以尝试氮气间歇注入方式。为确保注蒸汽施工过程中地面工程设施安全,地面工艺流程要满足一定的井口抬升补偿距离。如图3所示。

  2.5焖井阶段

  在完成注热后,关井焖井5 d,为确保储油层内完成良好的热交换,可适当延长焖井时间。期间,注意关注油压、套压、采油树抬升及采油树温度等参数。

  2.6回采阶段

  焖井结束,关闭注蒸汽流程,并对油井放喷,放喷期间,注意控制合理的放喷速度,防止油井出砂。若井底能量充足,则可自喷生产一段时间,待自喷期过后,则可更换机采管柱生产。

  3主要工艺参数控制

  将工艺参数控制在合理的范围内,是提升蒸汽吞吐作业效果的重要措施之一。采取数值模拟的方法,对注蒸汽过程中的重要工艺参数进行计算优化,如表1所示的主要工艺参数控制表。同时应制定相关管理制度,定期对重要参数进行记录,并及时作出调整。

  (1)地面监测。每2 h录取一次井口压力、温度、套管伸长量和蒸汽发生器出口压力、温度、排量及干度数据,并对水处理硬度进行化验分析。

  (2)氮气设备。每2 h录取一次氮气出口压力、流量和井口注入压力、流量、氮气含氧量并进行化验,设备停注时观察井口套压。

  4风险分析及提示

  (1)井筒完整性检测。建议注蒸汽施工前开展井筒完整性检测,根据检测情况开展现场注热施工作业。

  (2)井口抬升风险。在蒸汽吞吐作业注热期间,由于套管受热膨胀,存在井口装置抬升风险。在蒸汽吞吐注热阶段,紧密观察记录本井及临井套管、井口抬升情况,如果出现井口抬升情况及时采取措施,避免出现安全事故发生。

  (3)井口穿越装置刺漏。作业过程中观察井口穿越装置是否发生泄漏,一旦刺漏应立即停止注热,关闭高温井下防喷阀,等待压力泄放、采油树温度冷却后重新检查井口穿越装置,并进行紧固处理。

  (4)液控管线发生泄漏。注汽期间,发现液控管线发生泄漏,立刻关闭地面液控设备,确认泄漏情况,并根据泄漏位置采取相应处理措施。

  (5)井口刺漏/井喷风险。在蒸汽吞吐注热、焖井、转生产阶段应做好全过程井口刺漏/井喷风险应急预案。

  (6)地面光缆损断风险。注汽期间,当地面光缆有流体喷出时,应立即开启光缆地面安全装置;当发现地面光缆信号中断时,排查信号中断位置并密切观察光缆尾端压力表示数,确认井内光缆是否损坏。若井内光缆无损坏,可根据信号中断位置,进行光缆连接,重新获取井底信号。

  5结语

  介于海上特殊的地理环境,以及海上平台空间的限制,热采作业设备需要在平台有限的空间上合理布局,同时设备的性能既要满足工艺技术要求,也能够符合各项安全要求和规范要求。在蒸汽吞吐作业实施过程中,应根据现场设备运行情况,对设备的故障和设计缺陷进行分析,并提出相应的优化改进方案,确保设备的正常运行,提高海上稠油热采的作业效率和作业效果。

  参考文献:

  [1]李娜,张晓亮,袁忠超,等.适用气举工艺的稠油热采开发模式优化[J].重庆科技学院学报(自然科学版),2017,19(1):75-78.

  [2]刘晓瑜,赵德喜,李元庆,等.稠油开采技术及研究进展[J].精细石油化工进展,2018,19(1):10-13.

  [3]钟小侠,林洞峰,陈希,等.稠油热采工艺在渤海油田稠油开采中的应用[J],天津科技,2022,49(2):30-32,36.

  [4]赵霞.东辛油田蒸汽吞吐法适应性及效果评价研究[D].青岛:中国石油大学(华东),2011.

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