双空心管热水循环工艺在安1-安97区块的应用详解.ppt

* * * * * * * * * * * * * * 中国石油 中国石油 双空心管热水循环工艺在安1-安97区块的应用 汇报人：孟宪震 单 位：采油作业二区 一、安1-安97区块概况 二、工艺应用背景及原理 三、应用情况 四、费用预算及经济效益分析 五、结论 安1-安97潜山油藏构造上位于大民屯凹陷中央隆起带右中部，南部与东胜堡潜山相邻，北部是静北灰岩。油层埋深2400-3000m，储层岩性以混合花岗岩为主，储集空间以中、高角度裂缝为主，裂缝方位以北东、北西向为主，基质孔隙度为4.2，基质渗透率为1.0-4.0×10-3μm2，该块太古界潜山探明含油面积合计为10.1km2，地质储量1538×104t，可采储量230.7×104t，标定采收率为15％。 区块平均原油密度0.8569g/cm3，平均原油粘度6.74mPa·s，平均凝固点51.5 ℃，平均含蜡35.69%，平均胶质沥青含量10.84%。从原油分类标准看属于高凝油。 一、安1-安97区块概况 一、安1-安97区块概况 二、工艺应用背景及原理 三、应用情况 四、费用预算及经济效益分析 五、结论 沈阳采油厂 二、工艺应用背景及原理 应用背景:目前高凝油电伴热生产方式有两种：空心杆热线和电热油管。 空心杆热线 沈阳采油厂 二、工艺应用背景及原理 电热油管 沈阳采油厂 二、工艺应用背景及原理 这两种电伴热生产方式存在如下缺点： 1.耗电量大，日耗电分别达到1000kWh和800kWh。随着油田开发进入后期，成本压力越来越大，这两种采油方式电耗支出更加突显，成为高凝油开发成本居高不下的主要原因之一。 2.电缆长期在井下恶劣环境中工作，易老化，后期维护费用高。 3.平均3-6个月进行一次热洗清蜡，热洗的高温高液量对井下电缆、短接等电加热设备的损耗较大，易造成井下短路、电缆断等问题，导致意外的作业。此外，热洗后油井有3-5天的排液期，影响产量。 4.用电安全问题。电缆长期在井下、电加热柜长期在野外工作，存在设备漏电的安全隐患。 双空心管热水循环工艺与电伴热采油工艺相比，井口增加一台3KW的离心泵，不需要电加热设备，可以有效的解决上述问题。 沈阳采油厂 二、工艺应用背景及原理 应用原理： 1、系统热水管线 2、旁通阀 3、双空心杆进水阀门 4、双空心杆进水管线 5、实心光杆 6、双空心杆四通 7、双空心杆出水管线 8、双空心杆光杆密封器 9、双空心杆 10、单流阀 11、双空心杆出水阀门 12、油井产出液管线 双空心管热水循环工艺示意图 正常生产时，井口热水通过地面进热水保温软管进入双空心管内管中间流到井下，到井下1100米左右，经过双空心管内外管空间返回到地面，再通过出水保温软管进入出油管线，和油井产出液一起进到计量站。 二、工艺应用背景及原理 二、工艺应用背景及原理 应用条件： a.与原电加热工艺相比，抽油机最大负荷需有15KN以上余量； b.实施井平均单井循环量需在原地面掺水量基础上增大0.3m3/h； c.实施井井口掺水温度不低于70℃； d.实施井井口水质含油不超过10mg/L，机杂不超过20mg/L，无明显结垢倾向。 一、安1-安97区块概况 二、工艺应用背景及原理 三、应用情况 四、费用预算及经济效益分析 五、结论 沈阳采油厂 三、应用情况 1.生产参数对比 双空心管热水循环实施后与实施前的生产参数对比 沈阳采油厂 三、应用情况 实施双空心管热水循环采油工艺前后生产曲线变化 2. 生产曲线对比 沈阳采油厂 三、应用情况 统计数据显示，实施双空心管热水循环采油工艺前后对比，井口出油温度小幅波动，安1-H5、胜29-11和安97三口井温度下降7℃，是由于掺水温度降幅较大，超过10℃，但不影响正常生产。 掺水温度整体呈下降趋势。 胜32-13、安1-H1、胜29-11、安1-H4这四口井液量含水有较大变化，其余井的液量、油量、含水均在正常波动范围内。而此四口井的生产参数变化分别由如下原因造成： 胜32-13上调冲次2.6-3.7； 胜29-11压裂投产； 安1-H4对应水井注水增加； 安1-H1井7月26日上措施处于排液期待观察。 从生产曲线变化趋势上可以看出，措施前后稳定期对比，油井产量、含水无剧烈变化。因此，可以初步判断双空心管热水循环采油工艺对这9口油井的产量、含水没有明显影响。 累计节电量：1436669kW·h 沈阳采油厂 三、应用情况 3.洗井状况 应用双空心管热水循环采油工艺井的洗井状况 实施双空心管热水循环采油工艺的9口井，有4口已经正常生产6个月未热洗，其中安101已经正常生产224天未热