提高蒸汽驱效益主要做法

孤岛采油厂2016年2月提高蒸汽驱效益主要做法汇报提纲一、前言三、蒸汽驱效果评价二、提高蒸汽驱效益主要做法孤岛采油厂孤岛油田构造井位图孤岛采油厂地质储量5.0亿吨，地面原油粘度260-35000mPa.s，原油粘度平面上“顶稀边稠”、纵向上“浅稀深稠”,稠油位于构造边部的油水过渡带，地质储量9742万吨，整体建成6个稠油环、28个稠油开发单元。一、前言孤岛采油厂中区馆5、6稠油环投入中区馆5稠油扩大东区馆3、孤气9动用西南馆5-6低效水驱转热采中区馆5、馆6环井网加密南区馆1+2、特稠油投入、推广蒸汽驱井数产能177口51万吨132口31万吨313口71万吨409口72万吨蒸汽吞吐获得突破基础井网动用开发集成配套拓资源精细管理提效益推广井网加密低效水驱转热采孤岛稠油历年生产曲线图孤岛采油厂

孤岛稠油不断拓展资源动用界限做强增量，同时加强精细管理提升效益做实存量，保持了100万吨以上稳产十年。

孤岛稠油不断拓展资源动用界限做强增量，同时加强精细管理提升效益做实存量，保持了100万吨以上稳产十年。1、稠油是产量接替的需要，新增稠油资源有限，要在技术接替上做文章信心底气从哪来？孤岛采油厂1、稠油是产量接替的需要，新增稠油资源有限，要在技术接替上做文章

近年新增稠油资源有限，持续大规模的储量接替难度大；而稠油全面完成井网加密，下步依靠二次加密、加大转周工作量这种粗放式开发不是可持续发展之路，必须在现有存量上做好技术接替文章。孤岛采油厂2、蒸汽驱是稠油稳产的需要，更是吞吐后期大幅度提高采收率技术需要孤岛采油厂2、蒸汽驱是稠油稳产的需要，更是吞吐后期大幅度提高采收率技术需要不实施蒸汽驱既无产量又无效益！孤岛采油厂2、蒸汽驱是稠油稳产的需要，更是吞吐后期大幅度提高采收率技术需要孤岛采油厂3、蒸汽驱三类成本整体呈现上升趋势，但与其它方式相比差距不大孤岛采油厂孤岛采油厂蒸汽驱技术应该干，但要围绕低成本开发战略，千方百计降低成本、提高效益；孤岛稠油虽油藏类型多样、但品位相对较好（较稀），要主动担当、主动应对。蒸汽驱成本构成中，注汽费用比例高，产热成本占完全成本15%、操作成本的40%。思想观念怎么转变？孤岛采油厂只有抓配套才能保效益只有强管理才能低成本蒸汽驱信心比油价更重要思想观念怎么转变？孤岛采油厂统一思想转观念，全厂上下一盘棋一、前言三、蒸汽驱效效果评价二、提高蒸汽驱效益主要做法1、配套技术提质提效2、精细管理降本保效汇报提纲孤岛采油厂1、油藏：重点实施四项技术配套配套技术提质提效温度场分布压力场分布油层压力较低,但要保障正常供液,优选压力≤6.0Mpa地层条件好,吞吐井间初步建立热连通剩余油饱和度场分布一是优化蒸汽驱筛选技术吞吐末期油层内剩余油饱和度在40％以上孤岛采油厂油藏条件井网井网完善，具有代表性有效厚度大于5m、原油粘度≤15000mPa.s，非均质性弱生产特征老井井况好、含水≤90%，采出程度≤35%一是优化蒸汽驱筛选技术孤岛采油厂蒸汽驱前不同采出程度稳产年月累计油汽比一是优化蒸汽驱筛选技术孤岛采油厂化学蒸汽驱+过热锅炉2010.10井网调整后蒸汽驱+高干度锅炉2011.9常规蒸汽驱+常规锅炉2008.05蒸汽驱技术对策开发特征实施井组开始时间8个8个7个地下原油粘度高压、高轮次、高采出程度水侵稠油地下原油粘度高压、水驱低效稠油地下原油粘度低压、低采出程度、弱水侵封闭断块二是不同类型稠油油藏配套相应的蒸汽驱技术对策孤岛采油厂中二中Ng5稠油蒸汽驱井位图二零一零年十二月孤岛地质研究所制制图人：赵鑫审核人：王宏孤岛渤76稠油Ng4蒸汽驱井位图二零一三年十二月孤岛地质研究所制制图人：张云男审核人：王宏井网上：既“避高提低”完善注采井网，又要多利用井况好的老井减少投入二是不同类型稠油油藏配套相应的蒸汽驱技术对策孤岛采油厂孤岛中二中Ng5稠油注汽强度-净产油关系曲线注汽速度：1.4-2.0t/m.ha.d采注比（瞬时）对蒸汽驱开发效果的影响采注比≥1.2三是配套注采参数优化技术，达到投入和效益平衡孤岛采油厂井底蒸汽干度>40%油层压力降低到5MPa以下5MPa干度0.47MPa干度0.47MPa干度0.6三是配套注采参数优化技术，达到投入和效益平衡孤岛采油厂开展以权重体积为主的注采参数优化，确保蒸汽波及均衡孤岛采油厂孤岛蒸汽驱配产配注方法图三是配套注采参数优化技术，达到投入和效益平衡孤岛采油厂开展以权重体积为主的注采参数优化，确保蒸汽波及均衡三是配套注采参数优化技术，达到投入和效益平衡中二中Ng5蒸汽驱配产配注柱状图孤岛采油厂.地质研究所制二零一三年四月二十日制图人：赵鑫绘图人：谭红岩审核人：王宏配液量（t/d）7.16.65.25.05.55.14.75.2注汽速度（t/d）孤岛采油厂利用数值模拟、示踪剂技术监测蒸汽的流动方向及推进速度中二北Ng5蒸汽驱日液水平与示踪剂推进方向对比图5.04.85.35.45.65.75.57.15.94.96.34.95.94.96.34.95.95.94.95.74.74.36.26.07.57.5—推进速度(m/d)中二北Ng5稠油温度场图四相：油、气、水、固；五组分：水、原油、驱油剂、发泡剂、氮气；模型区面积：2.45km2；储量：612×104t;四是配套数值模拟、动态监测技术，为矿场跟踪分析提供理论依据孤岛采油厂四是配套数值模拟、动态监测技术，为矿场跟踪分析提供理论依据直读式测试工艺实时监测地层温度和压力变化GD2-23G533井温度压力曲线热连通升压驱替平稳降压孤岛采油厂2、工艺：重点实施三项技术配套全密闭无热点注汽工艺，保障蒸汽驱时蒸汽井底干度达到40%以上！研制隔热管隔热接箍密封器、强制解封封隔器，配套高真空隔热管、隔热补偿器，实现井筒内千米热损失率由15%降为5%，井底蒸汽干度达到40以上%。孤岛蒸汽驱注汽井井筒干度测试结果一是配套蒸汽驱高效井筒隔热工艺30t隔热补偿器长效汽驱密封器汽驱封隔器隔热管接箍

高真空隔热管油层注汽管柱热点进行隔热密封油套环空孤岛蒸汽驱井深与井筒干度曲线孤岛采油厂分层蒸汽驱末期温度场图（渗透率级差=4）笼统蒸汽驱末期温度场图（渗透率级差=4）注汽井生产井生产井注汽井生产井生产井二是配套蒸汽驱分层注汽工艺，减缓层间矛盾孤岛采油厂分层注汽实施6个井组，保障蒸汽驱生产井多层均衡受效中二中Ng5蒸汽驱GD2-29-517(双管分注)中二中Ng5蒸汽驱GD2-31N518(单管分注)GD2-31-515月度生产曲线（Ng53）GD2-30XNB515月度生产曲线（Ng54-55）蒸汽驱蒸汽驱注汽速度3.7t/h注汽速度3.3t/h注汽速度3.0t/h注汽速度3.5t/h二是配套蒸汽驱分层注汽工艺，减缓层间矛盾孤岛采油厂中二中蒸汽驱井筒温度变化曲线液量40t/d井深m井筒温度℃正常生产时汽窜后热利用率83.8%65.4%-18.4%（数据来自：2013年Surmont热采项目报告）蒸汽驱汽窜前后热利用率变化定义汽窜制定判断标准预窜、防窜三是配套预窜、防窜、治窜技术，达到及时调控、均衡长效主导指标：井口温度大于90℃，井底温度大于220℃，

井底蒸汽干度大于0.1%。辅助指标：产液量突增（增速大于50%/月）辅助指标：含水率突增且大于90%（增速大于25%/10天）汽窜判断标准（满足两条即可判定发生汽窜）配套治窜技术降注、降液、兼开化学剂调堵氮气调堵分层注汽孤岛采油厂三是配套预窜、防窜、治窜技术，达到及时调控、均衡长效孤岛采油厂高干度注汽锅炉蒸汽锅炉技术指标：额定蒸发量：

30.0t/h锅炉燃烧效率：≥93%额定工作压力：17.2MPa锅炉出口蒸汽干度：≥99%

高干度锅炉工艺流程水-水换热器对流段辐射段过热段汽水分离器注入井下460℃过热蒸汽饱和水饱和蒸汽来水混合蒸汽干度：≥99%3、地面：重点实施两项技术配套孤岛采油厂3、地面：重点实施两项技术配套技术指标：工作压力：22MPa工作温度：370℃干度调节范围：30%～90%流量调节范围：3～10t/h等干度分配、计量、调节一体化工艺中二中Ng5稠油蒸汽驱井位图孤岛采油厂.地质研究所制二零一五年四月二十日制图人：赵鑫绘图人：谭红岩审核人：王宏孤岛中二中Ng5注汽井注汽速度柱状图孤岛采油厂精细管理降本保效蒸汽驱效益管理就是热能的管理！热能管理核心：减少注入成本、提高热利用率！热质平衡示意图有效扩大蒸汽腔的波及范围、减少指进、汽窜优化蒸汽腔温压、减少地层热损失孤岛采油厂1、油藏：重点实施两项精细管理措施，提高经济油汽比一是实施注采参数动态管理孤岛采油厂驱替阶段25P531井化学蒸汽驱第二段塞注入时间安排2012.8.2825P531井化学蒸汽驱第一段塞注入时间安排2011.9.2025P531井化学蒸汽驱第三段塞注入时间安排2013.9.2025P531井化学蒸汽驱第四段塞注入时间安排2014.9.18孤岛稠油蒸汽驱不同段塞化学剂注入安排一是实施注采参数动态管理孤岛采油厂稠油维持蒸汽腔所需要的蒸汽注入量曲线孤岛稠油蒸汽驱驱替后期不同注汽方式利润孤岛稠油蒸汽驱驱替后期不同汽驱方案净产油适时降低蒸汽量是降本增效最便捷、快速的方式!驱替阶段后期降低蒸汽驱降低成本、防窜提高采收率孤岛采油厂驱替阶段后期降低注汽量降低成本、防窜提高采收率注汽量减少2.5万吨热量费节约712万元成本降低158万元/吨稳产期延长2年增油量多增900吨油汽比提高0.05孤岛孤气9稠油蒸汽驱近期曲线孤岛孤气9稠油GB1X04日度曲线孤汽9稠油蒸汽驱阶段累积注汽59.2万吨、产油17.9万吨、增油12.4万吨，采油速度2.1%，油汽比0.30，提高采收率11.1%！孤岛采油厂“引”“提”“调”驱替阶段初期驱替阶段中期提高采注比，保持蒸汽带前缘向生产井不断扩展保障驱替均衡，防止蒸汽过早突破热连通阶段促进热连通，确保蒸汽带形成集中吞吐引效单井提液调堵、降注蒸汽驱“引、提、调”结合，促进热连通、保持蒸汽带前缘向生产井不断扩展二是实施动态调整差异化管理孤岛采油厂二是实施动态调整差异化管理蒸汽驱“引、提、调”结合，促进热连通、保持蒸汽带前缘向生产井不断扩展中二北Ng5稠油蒸汽驱数模跟踪温度场分布图

2011.4.22013.1.62015.1.626-534井功图22X536井功图25P530井功图出砂防砂漏失检泵供液不足吞吐引效孤岛采油厂孤岛采油厂2、工艺：重点实施低液井差异化治理措施确保蒸汽带形成目标完善井网减缓汽窜、躺井发生提高生产时率尽快见效快速吞吐引效措施打更新井修井，提液生产参数监控防砂及时作业降粘提液受效差井低液井类型套变井驱替后期控液出砂、泵漏等常规完井孤岛采油厂2、工艺：重点实施低液井差异化治理措施一是实施优化防砂工艺，延长防砂周期、降低热损失、降低作业成本

例如低液井防砂：通过优化可重复充填管、预充填防砂管柱，实现由一次性防砂作业向一次防砂多次作业（-5.4万元/次），延长防砂周期（121天）、降低热损失，同时降低作业成本（40元/吨）。重复充填工具图配合密封段补砂定位销楔入式耐高温封隔件长效防砂管柱示意图预充填防砂管结构及机理孤岛蒸汽驱低液井防砂周期对比（21井次）孤岛采油厂二是优化机采管柱，延长检泵周期针对蒸汽驱井检泵作业频繁，积极配套耐高温补偿防砂卡抽油泵，实施后，液量、泵效、检泵周期明显提高蒸汽驱耐高温防砂卡抽油泵下冲程上冲程增压弹簧柱塞腔增压腔增压柱塞泵下增压装置主动复位阀副泵筒多级柔性柱塞沉砂孤岛采油厂二是优化机采管柱，延长检泵周期针对蒸汽驱井检泵作业频繁，积极配套耐高温补偿防砂卡抽油泵，实施后，液量、泵效、检泵周期明显提高孤岛蒸汽驱卡泵井泵效对比（5井次）孤岛蒸汽驱卡泵井检泵周期对比（5井次）孤岛蒸汽驱卡泵井平均液量对比（5井次）孤岛采油厂3、地面：重点优化燃料结构、全过程保干，实现节能降耗一是根据油价变化，优化注汽燃料结构输气管线内的天然气通过减压至合适压力，进入锅炉燃烧器进行燃烧。联合站脱水处理过原油，经输油管道或车辆拉运至注汽现场，通过加温增压使原油达到合适的温度压力，进入锅炉燃烧器进行燃烧。原油天然气注汽锅炉

输汽管线注汽井口井筒目的油层对注汽过程中的每个环节，每个节点进行热损失分析，并采取相关措施，最大限度的提高注汽干度。（输汽环节）（注入环节）（产汽环节）二是全过程保干管理，提高热效率坚持效益化开发理念，对“产汽–输汽–注汽–用汽–生产”各环节、全节点分析，全过程闭环式保干管理，提高热效率和油汽比。孤岛采油厂孤岛稠油全过程密闭式保干管理模式图分类对策目的锅炉提高锅炉产汽干度提升锅炉配置、优化锅炉运行参数产汽环节管网降低地面沿程热损失实施短距离注汽、强化管线、接头保温输汽环节井口提升井口保温装置、实现蒸汽参数在线监测提高井口干度注汽环节过程油藏分类优化不同油藏类型配套措施提高热利用率，均衡注采用汽环节井筒配套井筒隔热等措施减少井筒热损失采出掺水升温、四分三定管理等措施保持稠油流动性生产环节二是全过程保干管理，提高热效率孤岛采油厂排烟温度散热损失4.14%排烟热损失9.86%风机、泵的输能2%化学不完全及其它燃烧热损失3.2%有效利用能82.8%输入热能98%孤岛注汽锅炉热损失比例图分析锅炉运行状况，找出潜力点，实施“一炉一图”工况控制法，降低热损、转化为有效热量产汽环节孤岛采油厂强化各节点保温管理，降低输汽环节沿程热损失输汽环节孤岛蒸汽驱注汽锅炉至注汽井口散热损失比例图管线热损失管线支撑固定管线应用钛陶瓷保温固定管网应用隔热管托注汽井口保温罩对输汽流程中的每个环节进行测试，并计算热量损失保温型补偿器活动管线保温罩孤岛采油厂注汽锅炉平均注汽干度提升3.0%，吨汽耗油降低2.1kg。二是全过程保干管理，提高热效率常规锅炉高干度锅炉节约注汽量吨/年/口288528干度提高1%注汽量变化8.015.0干度提高1%燃料投入变化常规锅炉高干度锅炉减少燃料投入万元/年/口注汽干度每提升1.0%，采油厂蒸汽驱燃料投入年节约近260万元，降低操作成本17元/吨！孤岛采油厂4、现场保障：突出一体化“大热采”精细管理模式

蒸汽驱现场管理由单一油藏工艺技术为主，强化油藏工艺、施工作业、锅炉地面、生产现场、信息化、井控安全、财务预算、效益评价一体化效益管理。孤岛采油厂4、现场保障：突出一体化“大热采”精细管理模式统一

运行

标准

流程工作流程明确，有章可循运行过程明确，运行模板统一工作标准明确，规范统一蒸汽驱全过程标准化精细管理

跟踪效果跟踪明确，及时跟踪治理

考核各节点明考核，明确责任

一体化管理、项目组模式运行、标准化模板、统一化监管孤岛采油厂一是以信息化建设为依托，实现蒸汽驱双向监控，精准发现并处置问题信息化实时监控、岗位协同分析、“五位一体”决策，问题切入点更准、方案针对性更强、处理问题更及时。孤岛孤汽9稠油蒸汽驱井组井位图二零一五年十二月孤岛地质研究所制制图人：冯震审核人：王宏GDGB1XN18GDGB1XN15孤岛采油厂例子：孤岛采油厂地质所区块长自主设计蒸汽驱管理系统，实现蒸汽驱单井、井组、分区注采状况一线查询、预警、分析。孤岛采油厂二是建立蒸汽驱标准化台账，便于及时跟踪、分析、调整…………孤岛采油厂二是建立蒸汽驱标准化台账，便于及时跟踪、分析、调整蒸汽驱示功图台账孤岛采油厂三是配套蒸汽驱现场QSHE标准化工作流程，保障安全规范生产配套研究了H2S产生机理及防护措施取样：50g稠油+150g水500ml高压反应釜：氮气置换四次密闭反应200、250、300℃3h、8h气袋收集气体GC-MS分析原油中的硫醇、硫醚等有机硫化物在高温时与水作用，发生的硫键断裂—热化学裂解反应。

产出H2S的临界温度为200℃,温度越高产生速度越快。200℃N2峰CO2峰局部放大可见H2S峰GC-MS检测的色谱图孤岛采油厂三是配套蒸汽驱现场QSHE标准化工作流程，保障安全规范生产孤六联联合站脱硫装置采用无定形羟基氧化铁进行脱硫，反应生成巯基硫化铁和水。处理能力23×104m3/d开展蒸汽驱高含硫化氢防治处理配套联合站脱硫处理套管连续加药处理：套管连续点滴加药消除硫化氢影响示意图试验期间井筒硫化氢浓度变化情况孤汽9蒸汽驱GDGB1-02井硫化氢检测曲线单井套管气处理：套管气硫化氢处理装置图当处理时间到2.5h时，套管气压力变为负压，后续时间点无法进行硫化氢的检测。中二北Ng5蒸汽驱GD2-24P530硫化氢检测曲线孤岛采油厂三是配套蒸汽驱现场QSHE标准化工作流程，保障安全规范生产配套蒸汽驱安全生产管理规定灰面距Ng53顶55.3m本层系报废隐患井规范化治理注汽井井口、隔热管定期检换中二北Ng5稠油蒸汽驱GD2-25-534管柱图孤岛采油厂四是生产井“三期四季两时段”、“三段两优一调整”精细管理蒸汽驱差异化地面管理：做好三种水侵井区的“三期四季两时段”的管理，即：开井初期、生产中期、生产末期，保证生产参数的合理性；一年四季、白天黑夜的管理，保持生产流动的连续性，减少油流阻力，提高经济效益。三期：开井初期，生产中期，生产末期，保证生产参数的合理性四季：一年四季的管理，保持生产流动的连续性差异化地面管理两时段：白天、黑夜强水侵井弱水侵井无水侵井孤岛采油厂四是生产井“三期四季两时段”、“三段两优一调整”精细管理“抓两头、促中间”根据蒸汽驱生产阶段特点优化生产参数、优化工况管理和调整抽油机平衡率，建立“五段两优一调整”动态管理模式，通过实施符合蒸汽驱井生产规律的精细管理模式，提高蒸汽驱井日常管理水平。驱替后期驱替前期热连通期重点监控，对油井放大生产参数，通过提高油井排液能力，促进热连通。重点是既维持生产，也做好工况、参数、辅助措施的合理匹配。利用变频装置降低参数、提高泵效，降低单耗、节约成本，单井日节电在20kwh以上，延长见效周期。主要是控高治低，强化低液井治理，提高采注比，保持蒸汽带前缘向生产井不断扩展、均衡注采。孤岛采油厂四是生产井“三期四季两时段”、“三段两优一调整”精细管理方案发放措施制定生产井作业过程优化管理，降低占井周期.措施集中制定、施工优化排序、方案及时发放；搬上要及时、程序不超越、节奏要加