海上热采井注采一体化井口技术研究与应用

针对中国海上首个规模化稠油热采先导试验项目,旅大21-2油田开发中面临着目标区块浅层气气窜风险大、冷热采转换和热采平台空间限制等因素对井口装置要求高的问题,通过防浅层气套管头设计、注采一体化专用通孔堵塞器设计、采油树结构优化以及井口密封设计,形成了海上稠油热采井注采一体化井口关键技术,实现了注热和冷采切换不需更换井口,解决了热采井后期生产中井口装置抬升的问题,提高了井口空间利用率,满足了安全生产的需要。现场应用结果表明：海上稠油热采井注采一体化井口装置整体耐压21 MPa,符合技术要求,已完成6井次第一轮高温蒸汽吞吐,井口装置密封性能安全、可靠,取得了较好的应用效果。海上热采井注采一体化井口技术的成功开发为海上稠油规模化热采高效开发提供了重要的技术支撑。     

海上稠油动起来

<正>渤海油田以独具特色的海上稠油热采开发技术体系,实现了海上稠油的高效开发。2022年,中国第一大原油生产基地渤海油田稠油热采产量再创新高,首次突破50万吨产量规模。我国海上稠油热采迎来了新的里程碑。为攻克海上稠油热采难关,渤海油田致力技术攻关,逐渐完善具有中国海油特色的海上稠油热采高效开发技术体系,逐渐具备了助力渤海湾盆地上亿吨稠油资源高效开发的过硬技术。     

海上油田规模化多元热流体吞吐关键装备与技术

随着海上南堡35-2油田B平台稠油热采规模化开发,单井注热作业与生产平台的增产增注措施以及常规修井作业交叉,同时受平台甲板面积、外输能力以及生活支持等因素制约,使得目前作业模式难以满足海上稠油热采开发需求,迫切需要一种新的热采开发模式。通过利用生产平台现有的热采资源,同时对LIFTBOAT进行适应性改造,优化注热设备内部结构,合理布局设备摆放格局,改进注热管线连接方式,对多元热流体注热装备所需的场地、水、电、油等进行了合理的配置和优化,基于LIFTBOAT为作业主体设计了一套较为完善的工艺流程,解决了导致南堡35-2油田南区热采作业时效降低问题及多项作业的生活支持问题,满足了海上热采作业的生产和安全需求,为该油田南区高效、经济开采开辟了一个新的开发模式,同时也为渤海湾的中小平台稠油油田开发提供了宝贵经验。     

我国海上低品位稠油开采技术进展

海上油田稠油开发由于井距大、井网不完善、平台空间小、吊装能力和作业能力有限,以及海上健康安全环保要求高等条件限制而面临巨大的挑战,采用有效的开采技术来开发动用海上低品位稠油储量显得尤为迫切。介绍了国内外低品位稠油开发技术概况,对我国海上油田稠油开发技术进展进行了分析,认为我国海上常规稠油开发在油田开发综合调整技术和稳油控水技术方面取得了成功,尽管开发开采中还有很多技术问题,但已逐步建立起了可行的技术系列;而海上低品位稠油采用常规冷采、出砂冷采、化学吞吐等方法开采都难以取得较好效果,现正在探索热采开发技术。开辟了热采先导试验区进行现场试验研究,以期为海上油田低品位稠油开采寻找到具体可行的方法。     

海上石油热采平台锅炉海水淡化处理工艺设计

中国稠油资源丰富,目前陆上油田如辽河、新疆等已进入大规模开采,主要采用热采方法。中国海上稠油开采目前主要采用冷采方法,采收率及采油速度均不理想。渤海地区蕴藏着大量稠油资源,初步探明储量达30亿m3。为有效开采海上稠油资源,中国海油拟在渤海湾建设国内海上首座热采试验平台,配备大型锅炉等热采设备,以海水作为水源,配备相关水处理设备净化锅炉水质。本文介绍了以海水作为水源的水处理工艺及设备,满足热采锅炉进水水质要求。     

海上稠油多元热流体吞吐工艺研究及现场试验

为突破海上稠油热采技术瓶颈,开展了多元热流体吞吐工艺研究,改造了多元热流体设备和热采井井口设备、改进了井筒隔热工艺、优化了多元热流体注采参数.该工艺已在渤海南堡35-2油田成功进行了现场试验,增产效果显著,从而为稠油热采技术在我国海上的规模化应用奠定了基础.     

海上稠油蒸汽吞吐开采技术实践及认识

渤海油田稠油资源丰富,地层内粘度高于350 mPa·s的稠油冷采开发产能低、采收率低,难以满足海上高效开发要求。为探索海上规模化高效热采技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,开辟首个海上蒸汽吞吐先导试验区。与陆地不同,试验区具有以下特点:天然能量开发有一定产能(20 m~3/d)、井距大(400 m)、井控大(45×10~4 m~3)、水平井开发等。根据开发难易程度,进行了储量品质分类研究,建立了底水和边水油藏均质模型,研究了蒸汽吞吐的布井界限,设计了12口热采井整体方案,并从2014年分步实施。目前有两口井已分别进入第二轮和第三轮吞吐。由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标,总结了海上多轮次蒸汽吞吐开发规律,并积累了降低稠油乳化风险的经验。试验区取得的认识及成果对海上稠油后续规模化高效开发具有重要指导意义。     

海上热采井耐高温井下安全控制技术研究

受关键工具耐高温、高压性能的限制,渤海油田海上稠油热采先导试验一直采用注采两趟管柱来进行注热和生产,且注热管柱未下入井下安全阀和封隔器等安全控制工具。为进一步降低安全风险,对海上油田热采井耐高温井下安全控制工艺技术进行了技术攻关。通过耐高温材质优选、结构改进及高温实验评价等多种研究手段,研制了井下安全阀、耐高温封隔器、耐高温排气阀等关键工具,耐高温井下安全控制系统整体耐温为350℃,耐压为21MPa。该技术为海上稠油规模化开发提供了技术支撑和安全保障。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术探讨

在执行海上油田稠油热采工作中,构建出一套相对完备的海上稠油热采井注采一体化技术体系,在很大程度上帮助实现海上油田稠油的大规模热采开发,具有较好的经济效益和社会效益。     

渤海油田稠油热采开发技术及应用

渤海油田稠油热采经过十多年的摸索,在关键技术攻关和关键设备建造方面取得了重大的突破,探索出了一条适合海上稠油热采的成功之路。本次研究涉及渤海油田稠油热采7个油田,一共实施了67口井蒸汽吞吐和1个蒸汽驱试验井组,通过97井次注热参数统计和开发生产动态分析,发现仅有6井次蒸汽吞吐过程顺利,暴露出了在注热、热采、地质油藏研究等12个方面的问题,在蒸汽吞吐过程中共有167井次事件严重影响了生产;并指出了油井增注、油层压水、防治气窜、油藏增能等注热前预处理的相应技术对策,希望引起高度重视,能够更好地高效开发海上稠油。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

海上平台稠油热采处理工艺

中国渤海地区蕴藏着丰富的稠油资源,探明储量约30亿m~3。目前主要采用冷采方法开采,采收率较低。为充分开发海上稠油资源,中国海油建设了中国海域第一座海上稠油热采试验平台,对海上稠油进行注热开采,为此,平台需要对稠油的总体开发设计了相关的处理工艺,本文主要对海上稠油处理工艺做相关的介绍。     

利用海上核电站实现稠油规模热采方案研究

应用核能开展海上稠油大规模热采开发的方式具有良好的前景。对不同型式的核电平台及热水外输方案进行了比选,提出了一种新的稠油大规模热采模式,该系统包括可移动核电平台、热水生产系统、热水外输装置、输水管道。热水外输装置为筒型基础的立管平台,通过栈桥连接核电平台上的热水生产系统,底部连接输水管道,通过多根海底管道将大量热水输往不同稠油油田。此开发模式可以提供大量热源,能够满足多个稠油油田同时热采以及后期其他热采油田接入的需求。     

多元热流体吞吐技术在渤海油田老井挖潜中的应用

自2008年,海上油田首次进行热采作业,经过近13年的不断试验、摸索,累计在渤海油田开展多元热流体吞吐施工近20井次,取得了良好的增产效果;同时逐步完善了多元热流体吞吐工艺技术,为海上非常规稠油油田的有效、高效开发提供了技术支持.对于在生产稠油油田,目前主要采用冷采方式开发,单井投产初期产能较高,但随着油田的开发,由于...     

陆上A稠油油藏蒸汽吞吐开发效果评价及海上稠油油田热采面临的挑战

对陆上A稠油油藏采用蒸汽吞吐开采方式的现场试验结果进行了分析,对其开发效果进行了评价,并对其采收率进行了预测,以期为即将进行的海上稠油油田热采提供指导.指出了海上稠油油田热采面临的挑战.     

稠油热采测试井口防喷系统隔热降温装置研制

海上油田稠油热采的开发,需要录取井下数据资料,对油藏提供井下动态数据的支持。由于钢丝试井防喷系统无法承受热采开发过程中产生的高温蒸汽和热流体,不能在热采井中应用。研制了一种稠油热采测试井口防喷系统隔热降温装置,形成了一套完善的海上油田热采测试工艺技术,解决了海上油田高温热采井井下资料录取的难题。可对油藏注热方案的制定及热采开发提供技术指导。     

南堡35-2海上稠油油田热采初探

南堡35-2油田是迄今为止中海油在已开发油田中所面临的最具挑战性的稠油油田。该油田常规开发,油井产能低,采油速度小,预测采收率低。根据南堡35-2油田地质特点,结合海上开发及目前热采工艺新的突破,提出多元热流体吞吐热采思路,对开发层系、井型、井距、热采参数等进行优化,提出了推荐方案,并预测实施多元热流体吞吐后较依靠天然能量常规开发采出程度有效提高。矿场先导试验证实单井热采高峰日产油相比冷采邻井产能提高三倍。该研究探索出了一条适合海上稠油高效开发的新模式,开创了国内海上稠油热采的先例。     

海上多元热流体吞吐先导试验井生产规律研究

针对渤海湾某稠油油田常规开发单井产能低、采油速度低、预测采收率低的问题,提出采用多元热流体吞吐改善海上稠油开发效果同时,借助小型化热采设备研究的新突破,开展了海上稠油多元热流体吞吐的先导试验对先导试验井不同阶段的生产特点进行了分析,探讨了周期内产量递减规律和含水变化规律,并借助数值模拟软件研究了其合理生产压差实践表明,多元热流体吞吐产能是常规开采产能的1．5～3．0倍,开创了国内外海上稠油热采的先例。     

海上同心管射流泵注采一体化技术研究

海上热采技术已在渤海油田稠油区块取得了良好的开发效果,但是仍主要采用注采两趟管柱,由此导致作业时间长、修井作业成本高、修井过程中洗压井对油层造成冷伤害等问题.结合海上热采技术特点与平台要求,通过研发同心管射流泵、注采一体化采油树、井下安全装置,构建了海上同心管射流泵注采一体化技术.室内和现场试验结果表明,注采一体化技术...     

海上稠油热采开发经济界限研究

针对海上稠油热采成本高、经济界限与陆地油田热采差异较大,无法套用陆地油田稠油热采储量筛选标准的问题,通过研究热采单井累计产油量的关键地质油藏参数,以数值模拟结果为基础绘制了单井热采效果预测图版。通过油藏、钻采、工程、经济等多专业协同,明确了不同海洋工程依托模式下稠油热采开发经济界限,并对比了多元热流体和蒸汽吞吐两种开发方式的经济性,为海上稠油热采整体规划决策提供了技术支撑。