小洼油田稠油热采开发配套工艺技术研究与应用.docx

小洼油田稠油热采开发配套工艺技术研究与应用 杨婉羚摘 要：金海采油厂所辖小洼油田为稠油热采开发油田，采用蒸汽吞吐开采然而，随着稠油吞吐开采发展，用原热采技术无法实现对上述特殊吞吐井的分注选注措施为此，研究并应用了热采开发配套工艺技术，提高了油井产量，改善了稠油热采开发蒸汽吞吐效果关键词：小洼油田 稠油热采开发配套工艺技术1 前言金海采油厂所辖小洼油田为稠油热采开发油田，采用蒸汽吞吐开采然而，在吞吐开采过程中，反复吞吐后，使油层含油饱和度降低，存水率上升，而油层下部及低渗透层却得不到有效动用为此，我们研究并应用了热采开发配套工艺技术：水平井双管注气技术、一次管柱泵工艺技术和中频电加热技术，解决了稠油区块油井注汽轮次较高、油层采出程度差异较大及薄互油层交替分布且未动用层较多油井的吞吐生产，提高了油井产量，延缓了递减，改善了稠油热采开发的蒸汽吞吐效果2 小洼油田地质特征小洼油田洼38块位于辽河断陷盆地中央隆起南部倾没带的中北端，位于大洼断层上升盘，东部为中央隆起，向南逐渐倾没，自下而上发育五套地层且含油井段长，油水关系复杂，多套油水叠加组合，体现了层状油藏特点，油藏类型多原油属普通稠油-特稠油，纵向上原油性质“上稀下稠”，具有“二高一低”即高粘度、高密度、低含蜡量的特点。

3 开发存在的主要問题3.1原油粘度影响，吞吐效果变差研究表明，原油粘度越高，加热降粘到相同的某一个粘度级别所需温度越高而在现有注汽条件下，粘度越高，注汽条件和注汽质量越差，无法满足热采高粘度原油所需更高温度3.2注汽参数影响，吞吐效果变差注汽参数主要包括注汽量、注汽干度和注汽速度热采水平井与直井相比，生产压差小，采液（油）强度低，如果一个周期注汽量大，而回采时动用范围有限，油层热利用低，周期油汽比降低，若注汽量过小，则周期产量会降低；提高蒸汽干度有利于提高水平段的吸入长度，改善蒸汽注入均匀性，提高水平井注汽效果受工程限制，目前井口干度只有75%，因此要提高井底干度，要优选隔热管柱或改变现有注汽工艺，减少井筒热损失4 稠油热采开发配套技术研究与应用4.1 水平井双管注汽技术4.1.1 技术原理在内径为76mm的4 1/2"真空隔热管内下入1.9"无接箍油管，实现小环空和1.9"油管分别对水平井A点（脚跟）和B点（脚尖）注汽从锅炉出来蒸汽经过等干度分配装置分成两股，一股注入1.9"无接箍油管，对水平井段B点进行注汽，另外一股注入1.9"无接箍油管与4 1/2"真空隔热管环空，对水平井段A点进行注汽，进而达到对水平井全井段同时注汽目的，可缓解水平段吸汽不均的问题，提高油层动用程度。

4.1.2 主要配套工具⑴ 等干度分配器：干度测量范围：30-90%，干度测量误差：≤5%，流量测量范围：3-23t/h，流量测量误差：≤5%，流量调节误差：2%⑵ 不压井蒸汽驱井口（KBQR-21/370）：公称通径Φ80mm，工作压力21MPa，工作温度-35—370℃，大四通垂直通径Φ160mm⑶ 41/2"真空隔热管：外管直径Φ114.3mm～100.53mm，内管直径Φ88.9mm～76mm，接箍外径Φ132.08mm⑷ 1.9"无接箍油管：外径Φ48.3mm，内径Φ38.1mm，最大外径Φ53.6mm，壁厚5.1mm，上下为1.9"油管螺纹⑸ 油管悬挂器：外径Φ174mm，内径通径Φ80mm，长度390mm⑹ 流点式温度计：长度：170mm，直径：7mm，最大刻度： 300 ℃⑺ 机械式温度计：外径：Φ18mm，长度：200mm，记录最高温度值⑻ 机械式压力计：外径：Φ32mm，长度：500mm，1.9″ 筛管前端下入1个4.1.3 现场应用该技术是针对水平井井段长且有分层的油井而开展，2014年至2017年12月共实施18井次，措施有效率100%，措施后日产油由措施前的37.1t提高至57.5t（1口新井9t），阶段增油4083t，有效地提高了水平井生产能力。

4.2 一次管柱泵工艺技术4.2.1 技术原理一次管柱泵的游动阀、固定阀均为机机械式强开强闭阀，取代了常规式球阀环形固定阀在泵体上部，当柱塞放到泵底时，工作光杆上端有一缩径接头置于环形阀当中，留出注汽通道，同时柱塞下部游动阀也与柱塞脱开，形成通道，此时泵上下贯通，即可注汽，转抽时，只需上提杆柱较常规防冲距多提90cm即可[1]4.2.2 技术特点⑴ 该泵适用于大斜度、水平稠油井蒸汽吞吐后直接转抽；⑵ 充分利用注汽后地层热量，不动管柱直接转抽，缩短注汽转抽时间，降低注汽后能量损耗，提高油井生产效率⑶ 泵阀为机械式强开强闭阀，开启关闭速度快，且不受气体影响，从而提高了泵效；4.2.3 现场应用该技术在洼79井区应用2口井，如洼东H304井，该井2013年12月下泵注汽，焖井3天，后对杆直接挂抽生产，累计产液999.1m3，累计产油262.2t4.3 中频电加热技术4.3.1 装置结构电加热采油技术主要由地面装置和井下装置两部分组成地面装置由变压器、电控柜、地面电缆、空心光杆、井口三通和井口密封器等组成井下装置由油管、空心杆、抽油泵、井下电缆、加长杆、特种空心杆和回路接头等组成4.3.2 工作原理将三相380V电压输入后，经三相全波整流，变成直流电压，然后再将直流电压经主回路和控制回路及变频变压器分压，逆变成频率为400～800Hz单相中频电压，由中频变压器副边输送到油井电缆加热。

对于变频电加热装置来说，交变电流产生磁场，磁场中又产生旋涡电流，频率越高，高次谐波成分越多，涡流作用越显著，电热效率也越高通过加热电缆与空心杆的集肤效应，使空心杆产生热量，达到加热油管里油流，起到升温降粘目的4.3.3 电加热配套技术的改进电加热技术由工频发展到中频，加热方式由泵上发展到泵上泵下同时加热，加热电缆由橡胶软电缆发展到钢铠硬电缆，逐步实现了电加热技术的改进与完善4.3.4 现场应用在水平井投产主要采用泵上中频电加热方式，加热功率150KW2009年至2017年在小洼油田18口井应用中频电加热技术投产，其中5口井采用间歇式生产，日产油110t，日产液745.2m3，井口出液温度一直保持在50—60℃之间，达到了预期设计目的5 效益评价累计实施38井次，投入资金34.9万元，增油5255.6t，按原油2957.0元/吨计算经济效益如下：⑴ 产出经济效益=增油量吨油价格=5255.62957.0=1554.1万元；⑵ 投入资金=34.9万元；⑶ 投入产出比=总投入/产出经济效益=34.9万元/1554.1万元=1：44.56 结论⑴水平井双管注汽技术，提高了水平井的动用程度，延长了油井高产周期。

⑵注采一次管柱泵改变了常规抽油泵等注汽停喷后，起出注汽管柱才能下泵转抽的状况，减少了作业量，充分利用了热能和有效采油期，为稠油热采水平井提供了技术支持⑶中频电加热技术的改进，实现了泵下及泵上的全程加热，解决了稠油举升困难、光杆滞后等采油工艺难题，可以提高泵效，满足油田开发需要参考文献：[1]郑南方，等. 水平井注汽与举升工艺技术研究[M].沈阳：辽宁科学技术出版社，2005，82-84 -全文完-。