塔河油田超深层稠油井筒掺稀降黏技术

塔河油田奥陶系油藏的原油属于典型的高凝、高黏、重质稠油,常规采油工艺不适用于塔河碳酸盐岩油田,而采用掺稀降黏技术,能有效改善稠油流动条件.针对塔河油田超深层稠油油藏的特点,在对稠油特性及深井举升工艺研究基础上,对掺稀降黏工艺在塔河油田的应用从理论上进行了深入分析和评价.现场应用表明,掺稀降黏工艺是适合塔河油田超深层稠油开采的主要采油工艺.     

塔河油田稠油集输工艺现状及攻关方向

稠油黏度高、密度大、流动性差等特点给地面集输与处理带来挑战。介绍了国内外稠油集输工艺现状,当前热点的稠油集输工艺,以及中国石化塔河油田稠油集输处理工艺现状。目前,塔河油田稠油集输处理工艺为"混、输、掺"集中掺稀释剂模式;实现超稠油密闭集输;系统应用橇装化设备。针对塔河油田当前面临的稠油更"稠",稀油资源越来越缺乏,地面系统适应性降低,腐蚀问题日益严重的形势,通过研究,认为塔河油田需要加强超稠油藏开发地面关键技术攻关;超稠油乳化降黏和低黏液环输送工艺研究;高效超稠原油脱水技术的研究;高H2S、高CO2、高地层水矿化度、低p H值腐蚀环境地面防腐技术研究等工作。     

超深稠油螺杆泵举升工艺技术研究与应用

针对鲁克沁油田超深稠油油藏特点,在分析前期井筒举升工艺的基础上,采用螺杆泵配套环空掺稀油降粘井筒举升工艺,成功将稠油举升到地面,达到了增大油井生产压差、提高产量的目的。初步形成了稠油冷采螺杆泵深抽配套工艺技术,该技术为鲁克沁超深稠油油田采用螺杆泵开采奠定了基础,具有推广应用前景。     

稠油机采井泵深与掺稀混配点分离设计及应用

塔河油田碳酸盐岩油藏受油稠、原油黏温拐点深、泵挂深度大、掺稀混配效果差等因素影响,抽稠泵及稠油电泵在机械举升过程中普遍存在故障率高、检泵周期短、稀油损失严重、成本压力大的问题。采用有杆泵及电泵泵挂深度与掺稀混配点分离设计方法,运用电泵尾管悬挂分离及抽稠泵泵下加深分离技术,解决了上述问题。现场试验及推广应用效果表明,２ 种方法均达到了预期目的,目前已在塔河油田稠油井中大规模推广应用。     

塔河油田掺稀降黏工艺

塔河超深层稠油油田是我国目前最大的碳酸盐岩油田,油藏具有双孔隙网络特征,非均质性严重,埋藏深,温度高,原油在地层条件下黏度小,地面条件下黏度大,开采难度大.为此,在分析稠油黏度影响因素的基础上,优选出了掺稀油降黏开采方案.利用节点分析方法,建立了掺稀油降黏的优化设计模型,编制了应用程序,完成了实例计算,并对掺稀降黏工艺在塔河油田的应用效果进行了分析.通过掺稀降黏试验和现场应用,解决了埋深超过5 600 m的稠油储量动用问题,实现了常温下高黏度稠油的举升和集输.掺稀油降黏技术目前已成为塔河油田超深层稠油开采的主要采油工艺和增产措施.     

塔河油田超深稠油掺稀井机采举升优化技术*

塔河油田机械采油以有杆泵和电动潜油离心泵采油工艺为主,为了解决举升难题,开发了与之相配套的掺稀油机采工艺.针对掺稀抽油机井研究了不同的掺稀条件(掺稀深度和掺稀比)对悬点最大载荷、悬点最小载荷、载荷差和系统效率的影响.随着掺入比增加,悬点最大载荷和最小载荷先下降,然后呈逐渐平稳趋势;载荷差逐渐降低,系统效率也呈现逐渐下降趋势;随着下泵深度(掺入深度)升高,最大载荷、最小载荷升高,载荷差上升,举升效率下降.建立的超深层稠油生产评价与管理指标体系及其计算模型,为超深稠油掺稀机采井举升工艺设计提供了理论与方法,提高了超深层稠油举升效果与效益.     

螺杆泵携砂采油配套技术在鲁克沁油田的应用

鲁克沁油田是埋深大的稠油油田,储层胶结疏松,随着油田进入中高含水期开发,储层出砂严重.针对该稠油油藏的特点,在系统认真分析前期井筒举升工艺的基础上,研究试验了螺杆泵配套环空掺稀降粘井筒举升工艺,首次成功应用螺杆泵将稠油举升到地面,达到了携砂采油、提高产量的目的.同时在研究和实践中,初步形成了稠油冷采螺杆泵深抽配套工艺技...     

5寸半尾管悬挂装置在稠油电泵井的应用

西北油田超深超稠油油藏"两超五高"的特点,电泵采油是主要机械举升方式。受限于环空掺稀油的降黏工艺,稀油与稠油充分混配成为影响电泵井运行寿命的关键因素。西北油田研制超稠油潜油电泵尾管装置可提高稀稠油混配效果,加快井筒内流体流速,改善电泵机组散热效果,延长运行寿命。为改变7寸套管回接电泵井无法组下尾管悬挂装置的现状,从两个方向研制改造5寸半尾管悬挂装置,以改善稠油区块电泵井运行工况,延长运转寿命。     

轮古油田复合举升采油技术研究与应用

针对轮古油田以稠油油藏为主,且油藏埋藏深,开采初期选择水力喷射泵掺稀油开采工艺,水力喷射泵在地层压力较低时无法满足深井举升要求;而该油田现有技术条件又无法把抽油泵下到4500m以下实现人工举升开采稠油的问题,在该油田进行了水力喷射泵掺稀油与有杆泵相结合的复合举升试验。通过水力喷射泵掺稀油使稠油在井筒内得到有效降粘并获得一级举升,有杆抽油泵给予能量补充并实现二级举升。现场试验表明,该技术解决了深井稠油举升的难题,在7口井的推广应用中,平均单井日增产液量20m3,保证了低产低压稠油超深井的稳定生产。     

深层稠油天然气吞吐注采一体化技术研究与应用

鲁克沁油田油藏储量丰厚,但埋藏深、流体粘度高、储层物性相对较差,依靠天然能量,配套井筒掺稀降粘有杆泵举升开发,单井产能低,油藏能量衰竭较快,动用难度大。以井口改进为重点,通过优选井下管柱及工具、优化施工工艺等一体化技术的配套,成功地采用一趟管柱对稠油进行高压注天然气和井筒掺稀降粘有杆泵举升采油,实现了稠油天然气吞吐一体化,有效地改善了稠油在地层中的流动性能,提高了单井产能,为鲁克沁稠油的有效动用提供了技术保障。这一技术对国内油田蒸汽吞吐、注气开采及稠油油藏的开发具有借鉴意义。     

塔河油田深抽工艺技术及应用

塔河油田主力区块为具有底水的奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏。随着油井供液能力的下降,部分机采井动液面已经逐渐下降到常规有杆泵泵挂极限深度。针对塔河油田深抽过程中面临的有杆泵下深受限,泵效低,杆柱负荷大,防气难度大的举升工艺现状,开展了一系列深抽工艺技术的研究与应用,实现了有杆泵的5300m最大下深和套管未回接井的深抽,保证了供液不足油井的连续生产。在深抽工艺技术大力开展的过程中,杆式泵深抽效果明显,具有检泵时不需要起下机抽管柱,作业效率高,作业成本低等特点。目前已形成了超深杆式泵配套封隔器保护套管深抽和超深杆式泵＋气锚（配套毛细管排气）＋封隔器保护套管等杆式泵深抽工艺技术。为解决有杆泵泵挂深度和泵排量矛盾的问题,将开展电泵深抽和大泵径杆式泵深抽技术的研究。     

桩西油田油井深抽工艺及配套技术

桩西油田属多种类型的复杂断块油气藏，油层埋藏深，渗透率低，原油凝固点高，开采难度较大。经采用电泵与喷射组合深抽，玻璃钢抽油杆深抽、闭式深抽、小泵深抽等深抽工艺及配套技术，均取得也较好的开采效果。     

深抽杆式泵的改进设计与应用

随着塔河油田的不断开发,地层能量逐年下降,深抽杆式泵因其下深深被广泛应用于塔河油田,而常规深抽杆式泵频发的凡尔漏失、解封困难、泵座易损伤及卡泵率高等问题,严重影响油井生产,增加修井费用。针对以上问题,结合深抽杆式泵结构、材质及工作原理,通过优化改进杆式泵的结构,提升阀副材质,研制出了易解封防漏防卡深抽杆式泵,该泵将坐封面倒角由60°改为45°,使杆式泵解封更容易;泵座钢圈加高由24上升到34mm,间隙配合改为过盈配合,降低坐封、解封时泵座钢圈破损风险;单固定阀改为双固定阀,降低固定阀漏失的风险;软密封由后置型改为前置型,避免出现软密封经过泵座被剪切后掉落,因抽汲作用进入泵筒,卡于阀座处,导致阀漏失;泵出液口由斜口改为直口,扩大沉砂空间,降低泵上部油管异物沉降进入泵筒造成的卡泵风险;游动阀罩斜面角度由15°上升到45°,增大解封杆式泵时接触面轴向分力,降低卡泵风险;改进解封接头材质,采用不锈钢材质,使二者硬度接近,避免低硬度材质发生形变。该改进泵目前已在塔河油田应用68井次,降低了杆式泵油井的故障率,延长了检泵周期,具有很高的推广价值。     

低渗油藏有杆泵深抽采油配套技术

针对欢喜岭油田低渗区块油藏埋藏较深、液面深、供液能力差、高含蜡和泵效低的实际,系统地完善了有杆泵采油举升工艺.通过实施见到了显著效果,有效地改善了有杆泵采油井举升工艺状况,减少了断、卡、脱事故的发生,降低了生产能耗,提高了抽油机系统的运行和生产效率,增加了油井产量,进而提高了区块的整体开发水平.     

水力喷射泵在特殊油藏开采中的应用

水力喷射泵具有独特的抽油工艺特点,适用于稠油井、高凝油井、超深井、高矿化度以及特殊探井等。在稠油油藏开采中,利用单一水力喷射泵和＂有杆泵＋喷射泵＂组合举升方式顺利将稠油举升到地面。现场生产数据表明,水力喷射泵能够实现深层稠油的顺利举升,组合方式还能使低液面井恢复生产,对低渗油藏具有明显的增产效果。     

螺杆泵举升技术在稠油排砂冷采中的应用

排砂冷采是一项新的稠油开采方式,除要求特定的地质条件外,在举升工艺上要求采用具有高携砂性能的螺杆泵。通过在套保油田多口井应用该工艺,总结出具体设计这种螺杆泵技术参数的方法,即泵排量、转速、扬程和地面驱动功率,同时阐述了如何配套油管、油杆、锚定器和定位销等井下工具。根据总结设计方法,在开发40多口井现场应用后,其举升工艺基本满足了排砂冷采需要。     

软密封柱塞增效抽油泵的研制与应用

针对河南油田部分稀油井产液量低、 动液面低、 柱塞与泵筒间漏失量大、 泵效低的问题, 研制了软密封柱塞增效抽油泵。采用软硬结合的软密封柱塞与金属泵筒作为密封配合副, 在抽汲过程中, 软密封柱塞与金属泵筒之间为零间隙配合, 具有泵效高、 检泵周期短、 防砂、 节能、 深抽功能。截止到２ ０ １ ０年１ ２月, 该技术在河南油田采油一厂共开展现场应用２ ６口井, 工艺成功率１ ０ ０ ％,２ ３口可对比井中, 平均单井泵效提高 ８ ． １ ４个百分点, 累计增产原油２４ ７ ０ｔ     

塔河油田钻井完井技术进步与展望

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏具有油藏埋藏深、温度高、压力高和普遍含H₂S等特点,钻井过程中存在井漏、缩径、井塌、钻井周期长和井控风险大等技术难题,为此开展了钻井完井技术攻关与实践,历经安全成井、优快钻井和高效钻井等3个技术阶段,形成了以井身结构优化和优快钻井技术为核心的深井超深井钻井完井技术,为塔河油田快速上产提供了有力支持,也促进了中国石化深井超深井钻井完井技术的进步。近年来,随着塔河油田勘探开发转向深层和外围,钻井完井的难度更大,更加需要以深部油气藏效益开发和超深井安全高效钻井为核心开展技术攻关与试验,以满足深部油气藏高效开发的需求,并推动中国石化超深井钻井完井技术持续进步。      

超深井中高粘重质原油有杆泵开采及配套工艺技术研究

塔河油田奥陶系油藏属于超深井重质原油油藏，原油粘度高、密度大，采用普通有杆泵进行开采时存在诸多问题，为此开展了抽稠泵、优化设计、故障诊断、井筒降粘等多项配套工艺技术的研究和应用，确保了有杆泵开采的正常运行。     

塔河稠油电泵掺稀开采系统效率测试分析评价

通过系统效率测试可以准确获得效率参数以及各种工作参数,是塔河稠油电泵井维护和管理的一项重要工作。立足于塔河油田2010年的系统测试资料,对比分析了电泵井与常规机抽井的系统效率与泵效,解释了"高泵效、低系统效率"的原因,进而初步确定了最优系统效率下相关参数的合理范围,为油井提高提液效率、优化掺稀工艺和工作制度提供了合理的决策指标和评价手段,对提高稠油采收率有十分重要的意义。