稠油开采配套技术

稠油开采配套技术（共6篇）

篇1：稠油开采配套技术

稠油开采技术

如何降低成本，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，是世界石油界面临的共同课题。稠油由于粘度高，给开采、集输和加工带来很大困难，国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右。深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。

目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏渗透率、增大生产压差，主要成熟技术是注蒸汽热采、火烧油层、热水＋化学吞吐、携砂冷采，等等。

1、热采技术

注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性，高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽（热水）动力驱油作用、溶解气驱作用。关于稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用，原油和水的蒸汽压随温度升高而升高，当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时，混合物将沸腾，使原油中轻组分分离，即为蒸馏作用。蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移，从而提高驱油效率。高温水蒸气对稠油的重组分有热裂解作用，即产生分子量较小的烃类。在蒸汽驱过程中，从稠油中馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃进入热水前沿温度较低的地带时，又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释，降低了原始油的密度和粘度，形成了对原始油的混相驱。注蒸汽热采的乳化驱作用同样很有意义，蒸汽驱过程中，蒸汽前沿的蒸馏馏分凝析后与水发生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，这种乳化液比水的粘度高得多。在非均质储层中，这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进，提高驱油的波及体积。热采井完井时的主要问题是，360℃高温蒸汽会导致套管发生断裂和损坏。为此，采用特超稠油HDCS技术，将胶质、沥青质团状结构分解分散，形成以胶质沥青质为分散相、原油轻质组分为连续相的分散体系。特超稠油HDCS强化采油技术已在胜利油田成功应用。加强注采参数优化研究，针对不同原油性质、不同油层厚度和水平段长度，明晰技术经济政策界限，合理配置降粘剂、CO2和蒸汽用量，可提高应用效果和效益。

2、出砂冷采

1986年，为了降低采油成本，提高稠油开采经济效益，加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的探索性矿场试验。到90年代中期，稠油出砂冷采已成为热点，不注热量、不防砂，采用螺杆泵将原油和砂一起采出。文献指出，螺杆泵连续抽吸避免了稠油网状结构的恢复，稠油形成稳定的流动地带，在油带前缘，油滴被启动而增溶到油带中，因此，油带具有很好的流动能力，表现到生产上就是含水下降。而抽油泵的脉动抽吸，使得地层孔隙中的油流难以形成连续流，水相侵入到油流通道，微观上表现为降低了油滴前后的压差，油滴更难启动，若水相能量充足，油滴就一直不能流动，表现到生产上就是长期高含水。稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性，它通过使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中“蚯蚓 洞”，可提高油层渗透率；形成泡沫油，则给油层提供了内部驱动能量。乐安油田草13块配套大孔径、深穿透、高孔密射孔、高压充填防砂与螺杆泵冷采配套技术，基本解决了粉细砂岩油藏防砂及稠油抽汲难题。

3、加降粘剂

王卓飞发现，乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程，降低界面张力、提高毛管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质，降粘剂在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比较稳定的水包油型乳状液体系。在流动过程中变原油之间内摩擦力为水之间的内摩擦力，因而流动阻力大大降低，达到了降粘开采的目的 [14]。比较常用的有GL、HRV-

2、PS、碱法造纸黑液、BM-

5、DJH-

1、HG系列降粘剂。鲁克沁油田通过加强化学吞吐油井化学降粘、化学吞吐、蒸汽吞吐、天然气吞吐等技术现场攻关试验、形成超深稠油开发技术路线。

4、电加热

采用电热采油工艺开采稠油、超稠油，在技术上是成熟的。对于远离油田基地的中小规模稠油油藏，由于其面临的主要开发瓶颈主要来自地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺等。因此笔者建议开展地下稠油变稀油技术攻关，将稠油开发转化为稀油开发问题。当然这存在比较突出的成本问题：电热采油工艺单井平均加热功率80kW/h，日耗电费约1000元。

5、注空气开发

R.G.Mooreetal 等研究了重油油藏冷采后采用注空气法（地下燃烧）的潜在应用状况[15]。由于冷采油田在冷采的经济界限内仍遗留大量的原油，而且蚯蚓洞型的通道处于衰竭油藏之中，因此它是注空气的理想候选油藏。蒸汽短时期进入衰竭油藏，会破坏“蚯蚓洞”，从而使受热通道产生较高的渗透率。受热的通道为可流动的原油到达

生产井提供流路后，随即实施油藏点火和注空气，蒸汽／燃烧法的综合应用可在薄油藏及持续注蒸汽无经济效益的油藏得到较高的经济效益。

6、SAGD SAGD是国际上开发超稠油的一项前沿技术。它是向地下连续注入蒸汽加热油层，将原油驱至周围生产井中，然后采出。利用SAGD技术开发超稠油的方式，已成为国际上超稠油开发的一项成熟技术。

在国外，SAGD技术通常针对成对水平井开发，而辽河油田采用的是直井注汽、水平井生产。这种开发方式的优点有三：①将原有的直井替代水平井进行注汽，相当于少打一口注汽水平井，经济且实用；②辽河油田超稠油油藏夹层复杂，油层连续性差，纵向连通不好。国外水平井通常为1000米深，而辽河油田的水平井只有几百米。采用直井注汽，辽河油田原有的井多的特点就成了优势，这口不行就改用另一口。③监测系统是辽河油田应用SAGD技术的又一创新，改变了国外用两口井进行监测的状况。SAGD先导试验开始以来，辽河油田科技工作者经过不懈努力，解决了高干度注汽技术、大排量举升技术、地面集输系统等诸多难题，且均达国际先进水平，满足了SAGD工艺需要。

7、掺稀油开采

掺稀油降粘是开采稠油的一种有效的方法，其优点是不伤害油层，不像掺活性水降粘开采，掺水后的油水混合液要到联合站去脱水，脱下的水还要解决出路问题，增加了原油生产成本。

8、微生物驱油

微生物驱油技术是通过细菌在油藏环境中繁殖、生长、代谢，利用细菌对原油的降解作用，产生的代谢产物使固液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化，提高洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量，降低原油粘度。美国密苏里大学在2002-2004年开展了浅层重油的微生物采油技术研究；2005年，微生物采油技术列入中国“973”科技项目。胜利油田已获得耐温80℃、耐盐150000mg/L的驱油菌种，对原油的降粘率最高达到95％。开展了4个区块的微生物驱油现场试验，累计增油6万余吨。F16菌组能降低原油粘度，对粘度3000mPa·s(50℃)的原油的降粘率在30％～85％，经F16菌组作用后，原油的非烃组分减少，同时代谢产物中的生物表面活性剂能有效地改善常规稠油的流动性。大港油田孔二北断块应用本源微生物采油，累计增油17866吨。

9、地热辅助采油技术

地热采油是利用地热资源，以深层高温开发流体（油、气、水及其混合物）将大量的热量带入浅油层，降低原油粘度，提高原油流动能力。为了减少热损失，最好不进行油、气、水分离，而且不经过地面，直接注入目的油层。胜利油田稠油热采和注水开发工艺技术非

常成熟，开发实践经验也很丰富，这为利用地热资源进行热水采油提供了便利。另外，与地热辅助采油技术相类似，笔者还初步研究了利用太阳能、风能和重力能辅助采油技术。

10、水热裂解开采稠油新技术

刘永建教授研究开发了水热裂解开采稠油新技术，在实验室内和采油现场取得了一些有意义的研究成果。水热裂解技术通过向油层加入适当的催化剂，使稠油在水热条件下实现部分催化裂解，不可逆地降低重质组分含量或改变其分子结构，降低了稠油的粘度。制备的稠油水热裂解催化剂有较好的催化效果，反应温度更接近于井下的实际温度。这是一个很好的攻关方向。

11、稠油热采地下复合催化降粘技术

中国石化报2007年10月9日报道了稠油热采地下复合催化降粘技术，该技术集表面活性剂降粘、水热裂解催化降粘和氧化催化降粘剂降粘等功能为一体，注入催化剂后原油就地裂解产生小分子的气体，增加了油层压力，延长了放喷时间，提高了产油量，为超稠油的开发提供了有力的技术支撑。

篇2：稠油开采配套技术

油工（2）2001

喻天龙 201013074近年来，随着塔河油田开发规模的不断扩大，稠油开发的难度越来越高。其中，塔河12区超稠油井越来越多，超稠油油藏开发的形势越来越不容乐观。该厂尽管在稠油深抽、稠油降粘等稠油开采配套技术上不断下大功夫，但稠油井筒举升难的问题依然进度缓慢。根据多方论证和技术分析，其主要原因是12区原油粘度高，在油藏条件下具有较好的流动性。但是，在进入井筒后的垂直流动过程中，随着井筒温度的降低，原油粘度逐步增大，流动性逐渐变差。针对以上客观实际难题，该厂充分发挥地质技术人员攻关优势，紧跟开采开发形势，瞄准10区、12区超稠油举升、掺稀降粘、化学降粘技术难题，展开大胆探索和技术攻关，初步获得了突破性进展。

第一，根据油田快速上产发展要求，不断加大稠油开采工艺自主创新力度。今年以来，先后实施了两级接力举升、深抽减载装置、超深尾管深抽电泵、电加热杆等稠油新工艺，配套实施了18型游梁式抽油机、24型塔式抽油机、皮带式抽油机等配套工艺，试验取得较好效果。目前，已初步形成具有塔河特色的稠油开发采油技术模式。

第二，进一步加大油溶性、水溶性化学降粘剂评价、优选和试验力度。今年以来，筛选出两种水溶性化学降粘剂、三种油溶性化学降粘剂进入现场进行放大样试验。与去年相比较，化学降粘剂的应用效果得到很大提高，极大地缓解了稠油区块稀油紧缺的瓶颈问题，保证了新区稠油井正常投产需要。

第三，加大了中质油混配密度。目前，混配密度达到了0.898g/cm3,日增加中质油300吨。同时，加大掺稀生产井优化力度，分区块、分单元判定不同的掺稀优化目标，还采用低压自喷井提前转抽，提高混配效果等一系列措施，今年上半年，共计节约稀油11万余吨。

1、稠油油田开采历程及开采现状

欢喜岭采油厂稠油开采始于1982年5月。在当时勘探发现油层发育好、油层集中的锦89块、锦203块、锦8块等有效厚度大于10m的范围内布井118口，实施规模开采。但因原油稠，油井产能低，开采效果不理想，致使面对稠油开采出现”井井有油，井井油不流，人人见了稠油就发愁”的状况。

到1984年4月，全厂工艺技术人员针对稠油特性，开展技术攻关，采用先进技术，实施技术改造，在充分研究和参考国外稠油开采成功经验的基础上开展了蒸汽吞吐先导试验，从1984年4月-10月在欢17等3个区块的11口稠油井进行了12井次的蒸汽吞吐试验，单井获得日产油达100-200t的好效果，其中第一口蒸汽吞吐先导试验—锦89井经注汽吞吐，自喷期累计达到108天，平均日产油150吨，成为当时全国稠油蒸汽吞吐开采自喷期最长，单井周期累积产油最高的油井。先导试验的成功，为后来大规模、高速、高效开采稠油积累了宝贵的经验。

目前我厂开采的稠油主力区块有三个，即齐40块、齐108块和欢127块，含油面积共14.8km2,原油地质储量7831×104t，共有油井1400口左右，平均单井吞吐9.4次，现开井1060口左右，日产油3500t左右，日产水10000 m3左右，稠油产量约占全厂总产油量的2/3。在齐40块有一个70m×100m井距4个井组的蒸汽驱先导试验区。试验区试验已历时4年，汽驱阶段累计产油13.7366×104t，采出程度31.6%，试验区累积采出程度达56.3%。

2、稠油开采配套工艺技术

通过近二十年对稠油的开采，我们在稠油开采方面积累了丰富的经验，并完善了其工艺配套技术。概括来讲主要有以下几个方面： 稠油热采井的钻井完井技术

稠油热采井全部采用预应力、高强度钢级套管（如N80、P110等钢级7英寸套管），完井固井质量要求全井段合格，水泥返高要达到地面。稠油热采井的先期防砂技术

针对部分区块出砂比较严重的问题，采取了先期防砂工艺技术，该种防砂技术在防砂的同时，有效地避免了油层污染，有利于原油的渗流，避免了射孔和其它作业的伤害。保证注汽质量的井筒隔热技术

在井筒降热方面主要采取全部下入高质量隔热油管，环空采用密封效果好的热采封隔器，并开套管闸门注汽。对特殊工艺井采取环空氮气隔热技术。目前部分油井采用真空隔热管隔热技术，其隔热性能、机械性能均达到国际先进水平。保证注汽质量的地面隔热技术

地面建立固定的注汽管网，尽量降低和减少热损失，保证高质量蒸汽注入油层。充分发挥注入蒸汽的热能加热原油，提高吞吐效果。吞吐初期，延长油井自喷期的井口接力泵技术

对吞吐初期有一定自喷能力的油井采取井口接力泵技术，抽汲井筒产液，降低井筒回压，延长自喷期，提高油井产量，为下泵转抽做好准备。干抽技术及掺稀原油降粘技术

对油品性质较好和吞吐下泵初期，油层温度高，产出液温度高的油井，采取不掺油不加热干抽的方法，充分利用注汽热能，尽量提高油井产量。待温度降到一定值时，采取掺稀原油降粘，保证油井生产。目前欢喜岭采油厂除部分高含水油井外，绝大部分油井都采取泵下或地面掺稀原油降粘方式生产。机、杆、泵优化配套技术

根据欢喜岭油田原油物性特点和油藏埋深的实际，在开发初期采取大机、长泵、粗管、强杆、深下的配套采油技术。后期随着产量、含水等参数的变化，对上述工艺技术进行了适当的调整，并将优化设计技术应用于油井机、杆泵的选择上，在保证油井产能的前提下，提高了效率效率。如，目前我们将调速电机（三种速度分别为750、900、1200转/分）应用于稠油井，目的在于根据油井生产状况便于生产参数的调整。高温监测技术

为深化对油藏的认识，监测油藏的开采情况，使用了以TPS-9000型测井热电偶测试技术及高温测试仪为主的高温测试技术，对正确认识吸汽剖面、油层用情况及井间汽窜情况提供了准确的依据。

[1]三级站双管流程集输工艺

针对稠油特点和实际生产情况，我们采取三级站双管流程的集输工艺，即采取原油从油井进入计量站，计量后经接转站输送到联合站进行处理。联合站将稀原油输送到接转站、计量站后，掺到各生产井。这就保证了采出与掺入原油集输过程中的温度，杜绝了集输过程中因油温低影响生产事故的发生。

3、高轮次吞吐期存在的主要问题及配套技术

随着我厂稠油开采的深入，在进入高轮次吞吐阶段后，也就是我们常说的进入了油井蒸汽吞吐的中后期阶段，开采的矛盾日益暴露，并表现得非常突出，直接影响着油井的正常生产。归纳起来主要有以下几个方面的矛盾：平面上边水入浸

由于稠油开采都是采取降压开采方式，随着开采的深入，油层压力越来越低，与外部边水的压力平衡打破，导致边水的大量入浸，造成水淹油层，直接影响油井的正常吞吐，严重时导致大量储量损失而无法开采。纵向上动用程度不均，平面上汽窜严重

由于油藏构造先天造成油层非均质性和原油物性的差异，在常规的蒸汽吞吐中，经吸汽剖面和产液剖面测试发现，仅50-60％的油层动用程度较好，其它几乎未动用，造成油层在纵向上动用不均，储量浪费。同时，因动用不均，注汽时发生单层突进，发生汽窜现象非常严重，轻的影响油井生产，重则发生井喷，酿成事故。

经多轮次吞吐，套管损坏严重，无法继续生产

油井在经多轮次吞吐后，套管损坏非常严重，几乎每年以10％的速度增加，使油井无法生产，给开采带来非常大的难题。

油井出砂严重 由于油藏构造和油层物性、稠油的特性与蒸汽吞吐开采的方式的特殊性，导致稠油吞吐井出砂非常严重，严重影响稠油吞吐井正常生产。

篇3：辽河海上油田稠油开采及配套工艺

月东油田构造带位于海南-月东披覆构造带的南端, 辖区内稠油含油面积为19.2km2, 石油地质储量为8342.43×104 t。开发层系为馆陶组和东营组, 埋深为1300~1700m, 地面平均密度:馆陶组为0.995g/cm3, 东营组为0.985g/cm3, 50℃平均粘度:馆陶组为6465m Pa·s (最高为38970m Pa·s) , 东营组为1465m Pa·s, 油藏类型为高孔高渗、岩性常规稠油油藏。月东油田采用海油陆采模式开发。在对人工举升方式适应性分析、调研和反复论证的基础上, 确定分冷采和热采2个阶段开发。2010年9月开始至今, 只有月东A岛36口井 (其中水平井14口, 定向井22口) 投入开发, 年产油3.63×104t, 年产水1.94×104t, 主要采用地面驱动螺杆泵+电加热采油方式。

2 冷采工艺

2.1 空心抽油杆螺纹

随着油井井深增加、原油粘度提高、泵排量加大及驱动系统转速的提高, 螺杆泵井驱动抽油杆的承载扭矩显著增加。为此, 在提高安全可靠性的基础上, 要求井筒驱动杆的抗旋转性能尽可能提高, 设计选用￠36mm*6mm双肩直螺纹连接空心杆。与普通空心杆比较, 双肩直螺纹连接空心为专用螺杆泵配套空心杆, 通过对杆体两端结构改进, 提高了加工精度, 母扣与公扣相连, 母扣可以顶到内口的根部, 公扣可顶到母扣下端面, 旋转过程中丝扣不吃旋转力, 提升了空心杆连接螺纹抗旋转的机械性能, 可有效减少油井生产过程中因旋转扭矩过大造成空心杆公扣粘连或母扣接箍出现裂纹的现象。通过现场应用, 双肩直螺纹连接空心杆较采用普通空心杆安全系数可提高0.3以上。

2.2 空心杆电加热工艺

空心杆电加热工艺利用集肤效应原理将电能转化为热能, 对油井井筒进行沿程加热。当三相电流经过地面配套控制系统后, 电流由三相变为单相, 频率变为可调频率, 电流从井口经加热电缆输送到井下, 经空心杆内壁返回地面构成回路。当电流通过空心杆内部时, 在集肤效应原理作用下, 空心杆外壁发热, 热量通过杆壁传导给周围的原油, 原油吸收热量后, 井筒油流阻力降低, 确保油井抽油杆上下运行正常。

2.3 空心杆防偏磨工艺

由于油井井身斜度较大 (最大造斜率24°/100m) , 为减少管杆偏磨给生产管理带来的问题, 在造斜段和偏磨严重段每根杆之间加一个自动扶正防偏装置, 斜井偏磨段每两根之间加一个自动扶正防偏装置。现场应用表明, 配套空心杆定位自动扶正防偏装置可延长油井2/3生产周期。

2.4 现场应用情况

2010年9月开始共投产油井36口, 冷采期间全部采用地面驱动螺杆泵+电加热采油方式, 除了YD-A9等3口井油稠、扭矩大导致抽油杆断脱之外, 其余油井均能正常生产。

3 热注工艺

3.1 水平井多点注汽技术

水平井多点注汽技术通过对井底物性条件进行分析, 在长水平井段设计数个注汽阀, 在注汽过程中对水平井段同时作用, 其孔径通过设计软件得出。该技术能有效缓解由于地层物性差异造成的水平段动用不均的情况, 改善水平井注汽均匀程度。

3.2 活性热化学采油技术

针对注汽前沿热/冷伤害、注汽过程中重质成分滞留堵塞、乳液堵塞 (液锁) 伤害、水敏 (粘土膨胀) 伤害, 利用热化学反应原理、稠油稀化降粘原理和低温自生气增能作用, 在注汽前交替注入液体药剂段塞, 将药剂打进目的层, 解除油井的各种伤害, 同时改善稠油的流动性, 降低稠油粘度, 实现稠油化学方法开采。

3.3 现场应用情况

2012年11月, YD-Ag4H井进行现场试验, 初期采用笼统注汽工艺, 注1000m3左右时, 由于注汽压力高而停注, 分析认为是油层堵塞造成注汽压力高, 注不进汽。后期采用多点注汽工艺, 注汽前打入活性热化学药剂98.96m3, 顶替后带压闷井6h, 然后注汽5000m3, 达到预期的注汽效果。

4 防砂工艺

4.1 新型防砂筛管研制

采用一种新型的组合结构, 由中心基管、支撑筋、不锈钢精密微孔网、支撑环、特种过流外保护管组成, 采用特种焊接工艺, 全焊接结构。

基管由￠127mm N80石油专用套管打孔加工制成, 两端采用偏梯扣型, 增加了抗挤压和抗滑扣性能。复合过滤层采用多层金属编制网烧结而成, 通过内支撑环与基管焊接固定, 与基管之间焊接有支撑筋, 保证整体防砂材料的过流面积。

4.2 外保护管设计

外保护管选用优质不锈钢板, 考虑到冲压加工及强度因素, 不锈钢板厚度选择2.0mm。钢板冲压成微孔后, 采用卷焊机, 氩气保护焊接工艺, 螺旋焊接形成高密冲缝套侧向缝, 作为过流通道的外保护过流套, 通过外支撑环与基管焊接固定, 同过滤层之间保留一定的空隙, 有利于液体的流入。

4.3 高强度过滤材料筛选

考虑到强度、抗堵塞能力与过流能力, 选择金属编制网作为防砂材料, 且通过不同目数5层编制网烧结而成整体防砂材料结构, 最终加工成圆柱筒型过滤网。

4.4 防砂工艺应用效果

从2009年月东油田投产以来, 新型螺旋筛管逐步在油井中使用, 防砂增产效果显著, 先后在YD-A3、YD-Ag10H等10口井上使用, 产出液中均未有砂。

5 结束语

(1) 地面驱动发螺杆泵以及电加热、防偏磨配套技术在月东油田的成功应用, 说明该采油方式可以作为浅海稠油油藏海油陆采的举升方式。

(2) 海上稠油进行热注时, 采用活性热化学采油技术可以明显改善注汽效果, 并可以大大减少生产作业成本。

(3) 新型螺旋筛管防砂工艺完全能够满足月东油田的防砂要求。

参考文献

[1]金敬东主编.电工与电子基础[M].石油工业出版社, 1995

篇4：稠油开采最前沿

【摘 要】随着油田稠油开发的不断深入，沿用注湿蒸汽的常规吞吐方法已不能满足稠油采收率的提高和开采新技术发展的紧迫需要。稠油的高轮次开采主要是依靠蒸汽汽化潜热加温原油，蒸汽中的水分对产出无益，反而增加占据地层的孔隙体积，使采出液含水率上升，原油产量降低。为了大幅度提高稠油的采收率，要求注井的蒸汽品质越高越好，当以蒸汽过热态为最佳。稠油开采采用过热蒸汽吞吐技术后，采收率显著提高，产量可增加3～8倍。因此，注过热蒸汽是增加稠油产量的有效途径。

【关键词】稠油 注蒸汽采油 蒸汽汽化 过热蒸汽

【中图分类号】TE934【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）02-0025-02

1、前言

稠油是世界经济发展的重要资源，其储量十分丰富。在加拿大、委内瑞拉等国家发现了70多个稠油油田；我国已探明和开发的稠油区域，主要分布在辽河油田、胜利油田、新疆克拉玛依油田和中原油田，稠油的储量在世界上居第七位，目前稠油的产量已经占全国石油年产量的十分之一左右。20世纪60年代，注蒸汽采油技术已经在美国、委内瑞拉等国广泛应用，不仅大大地提高了稠油产量、加快油田的采油速度，而且获得较好的经济效益和社会效益。我国稠油在物理性质上与国外有着明显的不同，主要区别是：相同密度的稠油，中国稠油的粘度相对较高。根据我国稠油的物理特点，分类为普通稠油、特稠稠油和超稠油，标准分别为：油层温度下脱气油粘度：普通稠油： 100 ～10000 mPa·s；特稠油10000～50000 mPa·s；超稠油（天然沥青）：>50000 mPa·s

2、 注蒸汽采油的机理和方法

2.1 注蒸汽开采稠油的机理

所谓的注蒸汽开采稠油就是向油层注入高温、高压的湿饱和蒸汽加热油层，将油层温度提高到200摄氏度以上，此时稠油的粘度将由几百或几千毫帕秒下降到10 mPa.s以下，即使是沥青也降到几十毫帕秒，很容易开采出来。主要有蒸汽吞吐法和蒸汽驱法。

3、干蒸汽发生器简介

3.1 结构及主要设备

（1）结构形式

其结构是在湿蒸汽发生器的基础上多了球形汽水分离器、过热段及喷水减温器等部分。

过热段是由单光管水平往复组成的矩形结构，位于高温烟气区域，其功能是将分离出的干饱和蒸汽继续加热升温。

球形汽水分离器位于辐射段出口和过热段入口之间，其功能是将湿蒸汽中的汽水进行彻底分离。分离效率达到99%以上，可满足过热器安全运运行的要求。

喷水减温器位于过热器出口与汽水分离器饱和水出口混合处，其功能是将饱和水得以汽化、高过热度蒸汽得以降温。饱和水通过喷嘴以雾状方式喷到过热蒸汽中，与过热蒸汽充分混合。

（2）主要设备

a）燃烧器选用分体式燃气燃烧机 。

b）给水泵及变频装置

给水泵选用容积式往复柱塞泵，最大给水流量和压力满足负荷运行并有裕量；柱塞泵配套变频装置实现软启动，流量控制采用变频调节，稳定、波动小。

3.2 汽水流程

生水经过湿蒸汽发生器同样流程加热汽化后达到70～80%的蒸汽干度，然后进入到球形汽水分离器进行汽水分离，分离出的干蒸汽（干度99%以上）再进入到过热段加热，温度达到460℃左右进入喷水减温器，与分离出的饱和水充分混合，经混合后的蒸汽温度降低到约330～360℃，最后注入井下。

3.3 自动控制要素

（1）硬件组成

硬件系统组成为：压力变送器、温度传感器等测量与检测仪表，电气动力设备及变频等执行机构，可编程控制器PLC、触摸屏嵌入式HMI及远程IPC等组成的中央控制系统。

（2）系统软件

由嵌入式HMI（人机界面）程序、PLC控制程序和IPC远程监控程序三部分软件组成。

（3）主要功能

a）蒸汽干度和过热度在线显示

b）PID全程运转自动控制

c）安全警报

d）系统先进性

3.4关键及核心技术

（1）汽水分离是基础

球形汽水分离器性能优良，高效分离，分离效率达到99.9%，是过热器安全运行的必要基础。

具有一定干度的饱和蒸汽通过汽水分离，从汽水混合物中分离出干蒸汽，将干蒸汽送入过热器中加热，使蒸汽温度提高从而转化为过热蒸汽。

安全可靠性是第一品质，过热段管束及弯头材料设计选用12Cr1MoVG材质，耐温565℃。

（2）析盐处理是关键

在蒸汽发生器中导致受热管结垢有二种情况：一种是由Ca+、Mg+形成的非溶解垢，一种是由Na+ 、K+等形成的可溶解垢。锅炉给水已完全祛除Ca+、Mg+等，剩存在水中的Na+ 、K+等在蒸汽干度过高或过热的工况下才会析出并结在受热管内壁上，其原因是受热管管壁的温度远大于蒸汽介质的温度。而饱和水与高过热度的蒸汽在喷水减温器中喷雾汽化再转化成过热蒸汽的过程中，盐分以微小固态颗粒状析出，但不会粘附在输送管道的内壁上。其原因是管道壁不受热，蒸汽介质的温度大于管壁的温度，管壁对盐分不具有吸附力。

强制循环蒸汽发生器所产生的饱和湿蒸汽经过分离将干蒸汽再过热，避开受热区析盐，高过热度的干蒸汽再与分离出的饱和水通过喷水减温器，内置的雾化喷嘴对饱和水进行压力雾化，使饱和水分散于高温蒸汽汽流中混合，饱和水在混合瞬间汽化后析出的微小固态颗粒被高速的蒸汽汽流带走。

（3）程控技术是核心

过热注汽锅炉从启动、点火、运行实现了全过程自动控制，兼容二种状态三种工况，可随时根据需要选择运行方式。程控全过程包括从启动点火、水火跟踪、辐射段出口蒸汽干度检测、球型汽水分离器适时分离、液位保持、干度恒定、汽水混合等，实现设计参数的全程在线，整机系统具备了过程监测与控制、故障报警、故障诊断、历史数据查询、历史故障查询、数据报表自动生成 。

4、结论

提高采收率的关键是提高注入油层的蒸汽品质，蒸汽温度越高，单位质量的蒸汽所携带的热量越多，注入地层的有效热量增多，产量和采收率就能够提高。若以高压过热蒸汽注入油层进行热采，采收率可达到50%～70%，单井产量有效提高。相对于注湿蒸汽发生器，主要具备以下优势：

1）运行平稳，安全可靠，故障率低；

2）模块化设计，搬迁灵活，适应性强；

3）用低成本软化水生产过热蒸汽，经济效益高；

4） 工艺流程新颖，运行实现零排放，节能环保；

5） 操作系统人性化，人机界面直观友好，操作简洁易懂；

6） 燃烧火焰可换挡调节，保证良好的燃烧工况；

7） 干度自动检测，无需人工化验，实现自动化控制；

8） 数据管理功能强大，系统功能丰富。

综上，注过热蒸汽是增加稠油产量的有效途径。干蒸汽发生器在注蒸汽开采稠油领域是完全可行的。

参考文献

[1] 赵文英 盖轶 申海燕 热注运行工读本.辽宁：辽宁科学技术出版社，2008.

[2] 中油八建 过热蒸汽技术.辽宁：中油八建 2009.

[3] 沈平平 张义堂等 热力采油-提高采收率技术.北京：石油工业出版社 2006.

[4] 刘继和 孙素凤.注汽锅炉（第三版）.北京：石油工业出版社，2007.

篇5：稠油开采配套技术

我国公布的国家“十一五”国民经济发展规划中将“单位国内生产总值能源消耗降低20%左右”作为一项重要任务指标，这一目标要求今后5 年内我国必须依靠科技进步，在能源开发、转化、利用等各环节提高效率、节约资源。我国一方面石油资源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，开发过程中浪费严重。我国陆上油田采用常规的注水方式开发，平均采收率只有33%左右，大约有2/3 的储量仍留在地下，而对那些低渗透油田、断块油田、稠油油田等来说采收率还要更低些，因而提高原油采收率是一项不容忽视的工作，也是我国从源头节约石油资源的最有效途径之一。由此产生的对石油高效开采技术的需求也将更为强烈。分析国内外石油开采技术的发展态势，将有助于我国发挥优势，弥补不足。

1高含水油田开发特色技术30%左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。

国内外情况

已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的 1.1

在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。

进入“八五”以来，我国在搞清地下油水分布的基础上，逐步发展了一套完善注采系统、细分注水、调整注采结构和产液结构、对应调堵的控水稳油配套技术。我国大庆油田、华北油田、新疆油田等主力油田实施的“稳油控水”综合治理开发配套技术居世界领先水平。

1.2

1.2.1 不稳定注水技术

不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差，充分发挥毛细管吸渗作用，提高注入水波及系数，驱替出低渗透区的剩余油，从而提高采收率。不稳定注水的实施方法多样。该技术很早就在俄罗斯和美国开始工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的研究居世界领先地位。我国对该技术已有小规模的现场试验和有限的机理研究，在技术上和应用规模上与国外有较大差距。我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术，增产效果比较明显。

特色技术

1.2.2加密调整井技术

直至目前，钻加密井、调整注采结构仍然是国外高含水期油田开采剩余油、改善水驱效果的主导技术。其发展趋势是基于油藏精细描述，实现加密井的优化布置加密调整井网的对象，一是断块面积小，井距过大，连通状况差的油藏；二是开发对象转移到Ⅱ、Ⅲ类油层，物性差、需要缩小井距的油藏；三是原井网井距偏大，不利于储量动用的油藏。

水平井技术1.5～2.0倍，而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4～8倍。除可显著提高油田产量外，水平井还可有效地提高油田采收率。如美国Elk－Hills 26R油藏从1988～1995年共钻14口水平井，获得良好经济效益（扣除成本，这些井在寿命期间获纯收入2.37亿美元），成功地控制了储量递减，并使该油藏最大可采储量提高18.7%。在我国的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经开始了水平井的实验，结果表明，水平井加上压裂改造，可以取得比直井更好的开发效果。

1.3

在提高高含水油田采收率方面我国今后需要进一步发展的技术有：侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。低渗透油田开发技术

通常认为油层平均渗透率K＝（10～50）×10－3μm2的油藏为一般低渗透油田；K＝（1～10）×10－3μm2的油藏为特低渗透油田；K＜0.1×10－3μm2 的油藏为超低渗油田。（Low permeability reservoir，Low permeability pool）资源十分丰富，分布范围非常广泛，在美国、俄罗斯和加拿大等都有广泛的分布。随着时间的延长，小而复杂的低渗透油田的比例越来越大。例如，俄罗斯近几年来在西西伯利亚地区新发现的低渗透、薄层等低效储量已占探明储量的50%以上。

目前世界上低渗透油田

在我国，低渗透油气田广泛分布在全国的各个油气区，探明储量为63亿t，约占探明总储量的28%。近5年探明储量中低渗透油储量的比重已增至50%～60%，剩余石油资源中低渗透油田储量也占到 76.5%，其中松辽、鄂尔多斯、柴达木、准噶尔四大盆地低渗透储量比例均在85%以上。在低渗透油气资源中，探明储量大于2亿t的油区有大庆、吉林、辽河、大港、新疆、长庆、吐哈、胜利、中原等9个油区。低渗透油田最基本的特点就是流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产。如何经济高效开发低渗透油藏是当前世界油田开发中的一个难题。国内外情况

2.1

单项采油技术方面，我国和国外相比，各有优劣。其中：在油藏精细描述、富集区优选、超前注水、开发压裂等方面有我国的优势，有的还具原创性；但在裂缝识别、压裂新技术、装备和软件、水平井和复杂结构井井下随钻测量和控制技术，小井眼钻采工艺、注气等技术方面有较大差距。

在集成组合技术方面我国处于领先地位。“九五”期间，长庆、大庆、华北、新疆等油区经过反复试验，不断创新，发展应用了一套适应低渗、低产油田特点的新型简化油气集输流程，包括简化油井计量和联合站处理工艺及简化配套公用工程的实用新技术，在降低油田开发生产建设投资和减少生产操作费用上发挥了十分显著的作用。在油田开发方面，近年来重点在渗流理论、裂缝识别与压裂开发等学科方面取得较大进展。通过地震、测井综合研究裂缝识别技术，对油田的高效开发布井起到了很重要的作用；应用核磁共振理论与技术解释低渗透储层可动油的定量分析，并成功地应用于多个低渗油田；在启动压力梯度、吸渗驱油、油水相对渗透率特征及储层伤害机理等问题上，取得了新的认识；在压裂整体开发理论特别是矩形井网与人工裂缝的合理配置的研究与应用上也取得了进展。

大庆针对外围“三低”油藏（低渗、低产、低丰度）开发实践中，发展了油藏综合描述技术、优化井网设计、注水开发综合调整技术和多种开采方式新技术（提捞采油和大跨距两类油层合采技术、高粘稀油油藏蒸汽吞吐和微生物吞吐开采技术、特低丰度薄层水平井开采技术），提高了储量动用程度和油田采收率。使无效油藏得到有效开发。使经济极限产量降到了1.55 t/d 以下。从投产井看，单井超过直井的3～5倍，取得了较好效果。特色技术

延长油矿在开发上广泛采用了一系列适合该油田的开发新技术，如丛式井、压裂、注水等，提高了单井产量，压缩了钻井投资。

2.2

2.2.1

超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式。早注水可以使地层压力保持在较高的水平，相应可使油田在一个较高的水平上稳产。超前注水技术开发有如下特点：

①可建立有效的压力驱替系统，单井获得较高的产量；

②降低因地层压力下降造成的渗透率伤害；

③有利于提高油相相对渗透率；

④超前注水有利于提高最终采收率。

长庆油田公司在安塞、西峰等油田注水开发中实施早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、调整注水剖面、调整产液剖面等技术，从而提高了单井产能及最终采收率，提高了整体开发效益。同步或超前注水能使地层避免或少受伤害，超前注水能尽快建立起压力驱替系统。2001年在安塞油田开展了12个超前注水井组（王窑7个，杏河5个），对应油井47口，动用含油面积3.87km2。个井组先后于5～8月份投注。王窑西南7口注水井平均日注水平41m3，注水强度2.0m3/（d?m）；杏河西南5口注水井平均日注水量39m3，注水强度2.74m3/（d?m），尽快建立起有效的压力驱替系统。通过超前注水技术的实施，单井产能得到一定程度的提高，有效地减缓了油田递减，最终采收率得到提高。

2.2.2

开发压裂技术6个方面加以完善和改进，压裂工艺改进后现场应用81口井，初期平均单井日增液619t，日增油410t。实施较早的龙南油田5口井，平均单井日增油417t，与未优化井对比，初期增油强度是以往压裂的115倍，累计增油794t，有效期已达287d。小井眼技术76.2mm井眼的全套钻井和井下配套工具，以及多种连续取心和混合型钻机。近几年来，我国在大庆、吉林等油田钻了一小批小井眼井，统计的钻井费用较常规井降低了15%。我国今后技术发展方向

2.2.3

使用小井眼技术可以大幅度降低钻井投资，提高低渗透油田的经济效益使之得到有效发展。目前国外小井眼研究发展的先进技术研究和发展趋势有：带顶部驱动的小井眼钻机、小尺寸大功率井下动力钻具、采用高灵敏度井控专家系统控制和预防井喷、采用连续取心钻机进行小井眼取心作业、采用高强度固定齿的新型钻头等，并朝着更小尺寸配套的方向发展，目前国外已有可用于

2.3

我国今后需要进一步发展的提高低渗透油田原油采收率的技术有：低渗透含油区带优选技术；低渗透储层裂缝先期预测技术；开发压裂优化注采系统技术；水平井、复杂结构井压裂技术；低渗透油藏注气提高原油采收率技术；小井眼技术。

世界上的稠油和天然沥青资源丰富，但其开采难度很大。我国稠油资源量比较丰富，资源量近200亿t。截止2002年底，累计探明地质储量18.4亿t。因而，对稠油开发也是我国石油开采的一个重要方面。

3.1

稠油开发方面几乎所有的技术都源于国外，都是在国外首先提出、研发和商业应用的，特别是美国和加拿大。近年来，国外稠油开采技术的进展主要有：蒸汽辅助重力泄油技术、稠油出砂冷采技术、稠油气体—溶剂超临界萃取冷采技术、重力辅助火烧油层技术、电磁波热采技术等。如美国加利福尼亚州Kern River油田和印度尼西亚Duri油田大型蒸汽驱项目，采收率高达55%～70%，油汽比均超过0.25，开采效果好、经济效益高。美国、加拿大在稠油开发和开采方面，包括蒸汽驱热能管、油藏监测等都处于国际领先水平。

我国自20世纪90年代以来就在四大稠油区相继开展蒸汽驱先导性试验，目前我国的稠油油藏蒸汽吞吐技术已基本配套，形成了深达1600m的蒸汽吞吐系列，成为我国稠油开采的主导技术，而且在今后若干年中仍将继续发挥主导作用。稠油蒸汽吞吐在高轮次开采情况下递减加快，“九五”递减总量比“八五”增加212万t，而新井产量占基础井的比例由72%降为38%，在这种情况下，一方面通过加大措施工作量，使措施增产比例由40%加大到46%，多增油163万t；另一方面应用改进的蒸汽吞吐技术，如分层注汽、投球选注等，改善蒸汽波及体积，使纵向动用程度由“八五”初期的40%左右提高到60%，在极端困难的条件下实现了稠油产量稳中有增。

与此同时，还发展了普通稠油油藏注水后转注蒸汽开发的新技术，扩大了热采领域。在稠油吞吐转驱方面，新疆浅层稠油蒸汽驱矿场试验已获成功，蒸汽驱井组从1995年的252扩大到557个。2000年汽驱产量为91.254万t，油汽比（OSR）将达到 0.22。在辽河油区发展了超稠油蒸汽吞吐配套技术，超稠油生产能力已达到100万t以上。

截止2002年底，我国应用热力开采技术已累计动用地质储量12.6亿t，当年产量1267t，使我国成为世界第四大稠油生产国。

大庆油田针对大庆长垣西部低产低渗透储层地质条件复杂、压裂选井选层难度大、经济效益差等矛盾，从压裂工艺技术上进行研究，在裂缝有效支撑、加砂程序、破胶剂追加程序、等量替挤、强制闭合、延长压裂有效期等

3．2 特色技术

3.2.1

热采工艺主要有蒸气吞吐法、蒸气驱油法、气—汽驱油法和火烧油层法等，但目前应用较多的是蒸气吞吐法和蒸气驱油法。蒸气吞吐法就是把饱和蒸气通过油井注入油层，利用其热能使原油降粘、活化，驱使其流动，同时促使油层压力提高，当产能达到一定程度后开始采油。

采油速度1.83%，采出程度50%，综合含水88.9%。原方案预计的采收率为64%～65%，预计油田最终采收率可以达到80%。但从我国10多年若干先导试验区的开采实践来看，蒸气驱的采油效果还不十分理想，其主要开发指标尚达不到开发方案的预想值，因此蒸气驱技术应为我国今后重点关注和加强研究的提高采收率技术之一。蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术100对热采井应用这套技术。由一对井组进行，生产井在目标层底部，注入井在生产井上5m，连续向油藏注蒸汽，冷凝蒸汽在重力作用下向生产井泄油，适用于沥青质含量高、高粘厚层油藏，三个地区中Athabasca地区最适合采用该技术。蒸汽辅助重力驱采收率高，预期采收率超过50%。我国则正在和加拿大的专家合作进行试验，尚未得出最终结果。稠油携砂冷采技术10%～15%的稠油产量靠这种技术。稠油携砂冷采技术成功地应用于加拿大的许多稠油油田（粘度为300～55000cP）。典型的稠油携砂冷采油井以5～25m3/d（30～150bbl/d）的速度采油。在应用稠油携砂冷采技术采油的过程中，通过高质量的修井作业，可以成功地解决机械问题和油藏问题，从而提高采油速度，减小采油成本。我国今后技术发展方向

3.2.2

自从加拿大提出后，技术上有了突破，至今已有

3.2.3

该技术是加拿大提出的，现在加拿大已有

3.3

我国今后需要进一步发展的稠油开采技术有：组合式改善蒸气吞吐技术；蒸气驱技术；蒸气辅助重力泄油（SAGD）技术；超稠油越泵加热技术；稠油携砂冷采技术；火烧油层技术；超临界流体萃取技术；热电联产技术。

篇6：稠油开采配套技术

作者：孙铭

辽河油田公司高升采油厂座落于绕阳河畔的盘山和台安两县交界处。沈盘公路横穿油区．京沈高速公路、京（秦）沈电气化铁路与厂区擦肩而过。辖区面积近1000km2，1978年建厂，现有员12551人。管理着1468口油水井、2座联合站、2座注水站、37座转油站、6座注汽站。是辽河油田集稀油、稠油和高凝油于一身的多种类油品生产基地。曾被誉为“出稠油、出经验、出人才”的摇篮。是中国最早正规开发的稠油油田，自1994年以来已连续15年稳产70×10^4t原油生产规模，创造了辽河油田稠油开发史上稳产时间最长的纪录。

稠油油藏分类

稠油油藏的形成主要受地层盆地后期抬升活动细菌生物降解作用，地层水洗和氧化作用，以及烃类轻质分散失等诸因素影响。而晚期构造运动是主导因素，其他因素是在这一地质背景下的地化过程，按上述因素可将超稠油油藏分为风化削蚀、边缘氧化、次生云移和底水稠度等四种成因。

一、风化削蚀成因超稠油油藏

主要分布在后期构造抬升活动强烈发育，盆地具有早期沉陷，后期衰退的特点，早期形成的古油藏抬升而接近地表，或者古油藏盖层封堵条件遭受不同程度破坏，天然气和轻质组分大量溢散，液态烃经受地层水的洗作用成地表风化作用，形成重质油或软沥青。

二、边缘氧化成因超稠油油藏