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从影响新疆油田百重7井区稠油热采注汽管道保温效果的关键环节入手,针对稠油热采注蒸汽管道的特殊需求及存在的问题,从理论出发结合现场实际应用情况,采用技术先进、经济适用的保温技术对注汽管道进行节能技术改造,降低注汽管线热损失,提高管线保温效果.
百重7井区稠油热采注汽干线节能改造技术研究
【摘 要】
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从影响新疆油田百重7井区稠油热采注汽管道保温效果的关键环节入手,针对稠油热采注蒸汽管道的特殊需求及存在的问题,从理论出发结合现场实际应用情况,采用技术先进、经济适用的保温技术对注汽管道进行节能技术改造,降低注汽管线热损失,提高管线保温效果.
【机 构】
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新疆油田公司百口泉采油厂油田工艺所,新疆克拉玛依 834000
【出 处】
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第十八届五省(市/区)稠油开采技术研讨会
【发表日期】
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2016年5期
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掌握蒸汽吞吐开发整体规律,尤其是产量变化规律是准确评价蒸汽吞吐潜力和科学编制蒸汽吞吐方案的前提.通过分析胜利油田不同稠油油藏类型、不同井型蒸汽吞吐产量、含水、油汽比等开发指标的差异,研究吞吐开发规律,形成不同油藏类型稠油蒸汽吞吐开发规律图版,对指导稠油油藏蒸汽吞吐方案编制、油田开发规划的编制、实现稠油稳产及领导决策具有重要意义.
稠油具有粘度高、流动性差、摩擦阻力大等特点.为了提高稠油采收率,延长稠油井周期生产时间,要求注入蒸汽干度越高越好.在相同的蒸汽注入量情况下,蒸汽的干度越大,采收率越高,油汽比越大,热采效益也越好.为确保稠油开发质量,提升热采井效率,孤岛采油厂实施了地面注汽全过程"保干"技术,井筒密闭注汽防砂技术,建立了稠油井井筒降粘工艺优选模板,实现稠油经济、科学、高效开发.
针对目前多轮次蒸汽吞吐稠油井在开发过程中存在的开发效益差、井筒沿程热损失大、水平段动用不均衡、供液能力差等问题,从转变热理念、保障热需求、控制热散失、提升热利用率四个方面入手,开展了稠油蒸汽吞吐一体化开采技术的研究工作,有效地提高了注汽质量和热利用率,优化了注汽量,提升了开发效益,在现场应用取得了显著的效果,为改善多轮次吞吐稠油井的生产效果,提供了技术支持和实践经验,实现了提质创效的目的.
英雄滩油田大35-斜20块含油面积4.62km2,地质储量739.58×104t,标定采收率18％,可采储量133.13×104t.主力含油层系为沙二段,孔隙度平均25.9％,渗透率平均193×10-3μm2,地面原油粘度14236mPa.s.相对于其它稠油油藏,具有原油粘度高、孔渗低、易出砂、泥质含量高的显著特点,开采难度极大.本文通过对大35-X20块精细地质基础研究,深入分析区块开发效果及剩
单10-斜122块含油面积0.84Km2,地质储量160×104t,属地层—构造特稠油油藏,目的层为馆陶组,2015年投入开发,单井设计产能6t/d.区块存在敏感性强、层间和层内非均质性严重、南部受边底水影响大等矛盾,开发难度大.投产工艺共配套了全过程油层保护技术,拟压裂防砂、一次性充填防砂、分层防砂、高饱和充填等防砂技术和环空隔热、一体化管柱、分层注汽技术.目前区块28口井全部投产,累产油5.5
草33区块油井受储层薄、非均质性强,吞吐轮次高等影响,水平段动用不均衡、汽窜严重,严重影响开发效果.2015年以来通过实施井筒注汽筛管优化配置、储层氮气泡沫调剖、井间同注同采的蒸汽流场调整技术,有效的提高了热利用率,提高了水平段均匀动用程度,改善了开发效果.
噶尔盆地西缘春风油田属于浅层超稠油油藏,由于原油黏度高、埋藏浅、地层温度低、天然能量不足,油藏流体不具有流动性.常规开发采用稠油HDNS(水平井+降黏药剂+氮气+注蒸汽)开发技术.为探索后期接替技术,2010年选取井组进行水平井蒸汽驱试验.在试验过程中利用监测技术,认识油藏变化特征及为蒸汽驱技术调整提供重要依据,为水平井蒸汽驱试验技术创新、理论研究奠定重要基础.
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J230井区属于新疆九区稠油齐古组油藏,该油藏储层非均质性严重、油层薄,天然能量低.随着吞吐油井生产轮次增高,油田步入中、后期开采时代,储层物性发生剧变,含油饱和度大幅度降低,剩余油分布复杂,地层压力低,高含水井逐年增多,开发难度剧增,油田采油速度和经济效益大幅度下降.1995年开展了注氮气辅助吞吐的矿场试验,应用实践表明,注氮气后可以有效补充地层能量,延长吞吐生产时间,提高回采水率,改善稠油热采
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