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高凝油开采工艺技术

一、高凝油开采背景二、高凝油开采工艺技术三、高凝油开采攻关方向

1.油藏背景一、高凝油开采背景高凝油特征高凝油具有凝固点高、含蜡高的特点，在高于凝固点时其粘度与稀油粘度接近，原油密度通常与稀油相当，密度20℃时为0.84-0.87g/cm3,含蜡量为20-45%，凝点为35-60℃，析蜡点为55-72℃，粘度20℃时为1000-2500mPa.s稠油特征稠油具有高密度、高粘度、高胶质沥青质的特点，原油密度在20℃时为0.92-1.01g/cm3,50℃下原油粘度为10000-100000mPa.s，沥青质含量为26-48%，凝点为3℃-零下19℃高凝油实物图稠油实物图

1.油藏背景一、高凝油开采背景轮南稠油油藏总体概况轮南采油气管理区稠油油藏主要分布在轮古西、轮南3TI、桑南西、轮古东该类稠油油藏随着开采后期陆续出现原油乳化，胶质、沥青质、蜡质析出等问题，一方面造成地面管线集输回压高，另一方面造成井筒举升困难，严重制约原油上产稳产管理区各油田物性特征轮古西沥青质高轮南3TI中低沥青质轮古东高蜡质桑南西低沥青轮古东高凝油蜡质＞20%粘度＜2000mPa.s轮古西超稠油沥青质＞30%粘度＞100000mPa.s轮南桑南西低稠油沥青质＜15%粘度＜2000mPa.s

2.存在问题问题一：原油重质组分含量高，举升过程中蜡质沥青质析出堵塞井筒该油藏油品性质变化较大，初期油品较好，随轻质组分逐渐采出，油品变差（特别是注气吞吐井）部分原油含蜡量高达33%、凝点高达40℃，举升过程中随温度降低，重质组分逐渐析出时间油样密度d20g/cm350度动力粘度mPa.s含蜡量%胶质+沥青质%凝点（℃）范围平均范围平均范围平均平均平均范围初期凝析油0.7721~0.82630.80251.01~3.552.061.1~13.07.210.03~1.500.1-30~20目前底油0.8227~0.88060.85853.50~28.0915.429.7~46.824.640.14~5.440.6612~40差值0.05613.3617.430.5620桑塔木垒带奥陶系原油性质对比表奥陶系原油实物图一、高凝油开采背景桑塔木垒带奥陶系原油性质表井号蜡质/%胶质/%沥青质/%凝点/℃LN63433.80.30.340LG11-525.7/0.436LG11-9X28.80.71.438LG11-124.30.240.734

2.存在问题问题二：地层流体气液比高，机采井井筒举升困难该油藏地层能量充足且气液比高达350m3/m3，电泵、抽油机运行过程中，频繁发生气锁，造成泵效低及电泵烧泵序号井名层位生产方式日产液（t/d）日产气（m3/d）气液比1LG11-1O自喷60107081782LG11-10O螺杆泵1520511363LN634O电泵222060934LG11-8XO电泵46105062285ST4-5O抽油机2627681066LG11-3O自喷37125193387LG11-4O自喷2241941918LG11-5O自喷2237301709LG11-9XO自喷103500350电泵气锁电流卡片LG11-8X电泵生产曲线桑塔木垒带奥陶系油井气液比统计表转电泵欠载停泵故障停泵一、高凝油开采背景

2.存在问题问题三：各单井地层能量保持程度不均，油井抽活井控风险大桑塔木垒带目前已实施7个井组注水,井组均已受效,规模强注后部分油井能量足抽油机井盘根盒、电泵井油管挂电缆穿越处承压低，油井抽活井控风险大（LG11-8X、LG8-1）井号静态体积平衡原理动态水体计算法水驱指数Dpr水驱能量天然能量JF12344.30.700.45中偏强水驱较充足LN39-244.80.760.31LN39-155.20.860.28JF12833.80.611.65中偏弱水驱不充足LG11-133.30.660.82JF123-211.20.215.2弱水驱微弱LG1111.30.233.1LN48C110.08桑塔木垒带奥陶系生产井能量评价结果统计表一、高凝油开采背景天然能量较充足天然能量较不足天然能量微弱JF123LN44LN39-2LN39-1LG11-1JF128JF123-2LG11LN48CLN634桑塔木断裂带奥陶系生产井地层能量综合评价平面分布LG11-9X含水36%LG11-8X含水23%轮古11-3轮古11-5轮南48抽油机井井口电泵井井口

1.治理思路二、高凝油开采工艺技术“防”“举”“清”多项技术结合，解除井筒堵塞“防”蜡结晶：通过提温、保温、掺稀、加药等措施，避免蜡质在井筒中结晶，提高原油流动性（以防为主）环空掺稀化学降黏蜡质解堵柱塞清蜡“举”效提升：通过螺杆泵、液力反馈泵等特