SAGD稠油开采技术说课材料.docx
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SAGD稠油开采技术说课材料
SAGD稠油开采技术
SAGD技术开采稠油
一、国内外研究现状
在过去的时间里，全球工业化应用的稠油开采技术，一般只适用于粘度低于10000mPa·s的普通稠油，目前国内外针对超稠油的开采技术发展较快，已进入矿场先导试验阶段或工业型试验阶段的技术有:
蒸汽吞吐、蒸汽驱、水平井蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）、水平裂缝辅助蒸汽驱、火烧驱技术。
从目前国内外稠油开采情况看，由于超稠油原油粘度高，油层条件下流动能力低，依靠压差驱动的方式难以获得成功。
在国内，对蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发方式进行详细研究的单位有辽河油田、新疆石油管理局、总公司研究院。
1996年辽河油田和总公司研究院曾与加拿大MCG公司合作，研究认为在杜84块兴隆台油层兴V工组、馆陶油层可采用SAGD开发，最终采收率为45%-60%。
在国外，蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发方式在加拿大和委内瑞拉获得了商业化成功应用，尤其在加拿大在不同类型的油田中已经开展了20多个重力泄油的先导试验区，并建成了5个商业化开采油田，其中两个规模较大的油田已建成了日产5000吨重油的产能，另一个油田已建成日产7000吨产能，预计2010年在加拿大依靠重力泄油开采方式的重油产量将超过每天10万吨。
重力泄油开采方式已成为开采重油，特别是超稠油的主要手段。
重力泄油开采方式的最终采收率一般超过50%，高的可以达到70%以上。
二、SAGD机理介绍
蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项前沿技术，其理论首先是罗杰·巴特勒博士于1978年提出的，最初的概念是基于注水采盐的原理，即注入的淡水将盐层中的固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大面向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，这样可以通过持续在盐层的上面注水，从盐层的下部连续的将高浓度的盐溶液采出。
高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差，将这一原理用于住蒸汽热采过程中就产生力重力泄油的概念。
对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，要实现注采井之间的热连通，需经历油层预热阶段。
形成热连通后，注入的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动，与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生产井中产出。
目前SAGD有三种布井方式，即在靠近油藏的底部钻一对上下平行的水平井，上面水平井注汽，下面水平井采油；第二种是直井与水平井组合方式，即在油藏底部钻一口水平井，在其上方钻一口或几口垂直井，垂直井注汽，水平井采油；第三种是单管水平井SAGD，即在同一水平井井口下入注汽管柱，通过注汽管柱向水平井最顶端注汽，使蒸汽腔沿水平井逆向扩展。
SAGD机理示意图（左图为双水平井组合、右图为垂直井与水平井组合）
SAGD过程有如下特征：
1利用重力作为驱动原油的主要动力，加热原油不必驱动而直接流入生产井;
2主要利用蒸汽的汽化潜热加热油藏；
3通过重力作用利用水平井生产获得相当高的采油速度；
4采收率高，油汽比高；
5除了大面积的页岩夹层，对油藏非均质性不敏感。
三、影响SAGD的地质参数
（l）油层厚度
由于SAGD过程是以流体的重力作用作为动力，因此，油层厚度越大，重力作用越明显，反之，若油层厚度太小，不但重力作用小，而且上下围岩的热损失增大，还会降低油比。
另外，在井距一定的情况下，沥青产量与油层厚度的平方根近似成比例。
（2）油层渗透率垂向渗透率
主要影响蒸汽上升速度，因此在厚度大、渗透率低的油藏中更加重要;水平渗透率
主要影响蒸汽室的侧向扩展，因此在厚度较小的油藏中，且井对间距离又较大的情况下更加重要。
（3）原油粘温关系由于SAGD生产机理的特殊性，原油粘度不是一个主要因素，根据加拿大UTF项目的经验，在初期预热的情况下，原油粘度高达
mPa·S的沥青砂仍可得到经济有效的开发。
但原油粘度随温度的变化关系将影响SAGD蒸汽前缘沥青的泄流速度，因此也影响蒸汽前缘推进速度与产油速度。
（4）油藏深度随着油层深度增加，井筒热损失增大，井底蒸汽干度降低，而且套管温度升高超过安全极限也会受到破坏。
因此，对于SAGD开采，油藏深度一般小于1000m。
（5）薄夹层的影响在厚层块状砂体中常有零星分布的低渗透或非渗透薄夹层，这些薄夹层对蒸汽室的扩展必将产生影响。
然而如果夹层很小且在空间上广泛分布，也不会严重地阻止质量转换，实际上还会增加斜面数量有利于热传导。
（6）底水的影响一般油藏都存在有底水。
底水的存在会降低SAGD过程的原油采收率，但总的来说，影响并不大。
这是因为SAGD生产过程中，蒸汽压力是稳定的，且水平井采油的生产压差小，不会引起大的水锥，油水界面可基本保持稳定。
四、SAGD注采工艺参数的影响
1 蒸汽干度
蒸汽干度是SAGD开发的重要指标,在SAGD阶段,注入蒸汽中只有潜热部分用于汽腔的扩展和冷油区的加热,而注入蒸汽的凝积水部分则以几乎相同的温度从生产井中采出,对冷油区的加热作用很小。
注汽干度过低,导致油井含水高、产油量低。
因此,SAGD阶段要求的井口蒸汽干度很高,有利于蒸汽腔的扩展和提高洗油效率。
数值模拟研究表明,随着蒸汽干度的提高,SAGD生产效果明显提高。
当井底干度大于70%时,采出程度维持较高水平,现场操作时应当尽可能提高井底干度,要求的井口蒸汽干度达到95%以上,井底干度大于70%。
采用汽水分离器及高效真空隔热管+封隔器的组合管柱,增加注汽干度,降低井筒热损失,井口注汽干度达到95%,保证井下干度大于70%。
2 蒸汽速率
注汽速率取决于注入井的注入压力、吸汽能力、生产井的排液能力和油层中蒸汽腔的大小,注汽速率过低,热损失加大,井底干度低,井组含水高、产油量低。
为了保证稳定的蒸汽腔和汽液界面,SAGD阶段一般注汽速度为采液速度的0.67~0.83倍（采注比1.2~1.5）。
在转SAGD初期,为了使蒸汽腔快速发育并连通,需多口注汽井参与注汽,同时也可通过优化注汽参数来调整水平段的动用程度。
为了保证井底的高干度,单直井的注汽速率必须大于100t/d,单水平井的注汽速率必须大于200t/d。
3 生产井排液能力
生产井排液能力对SAGD影响很大,生产井必须具备足够的排液能力,才能实现真正的重力泄油生产。
排液能力过低,导致凝析液聚集在生产井上方,注采井间的蒸汽带变成液相带,降低洗油效率。
排液能力太大,汽液界面就会下降,蒸汽被直接采出,降低泵效及热能利用率。
合理的排液速度应该与蒸汽腔的泄油速度相匹配,使汽液界面恰好在生产井上方,使洗油效率和热效率达到最高。
数值模拟研究表明,当排液速度达到注汽速度的1.2倍时,产油量及油汽比增加的幅度最高,根据水平段长度
计算单井采液量为250~400t/d。
因此,需要采用耐高温大排量举升系统及配套的工艺设备,满足举升要求。
五、SAGD阶段产量预测
1成对水平井重力泄油产量预测
经典的SAGD生产过程是采用一对水平井，上面的水平井注汽，下面的水平井采油。
从蒸汽腔的形成、沿顶部向外扩展到下降，可以将生产过程划分为三个阶段:
（i）蒸汽腔上升阶段，油产量随时间而增加，当蒸汽腔上升到油层的顶部时，油产量达到高峰值;（ii）蒸汽腔沿油层的顶部向外扩展，油产量保持稳定;（iii）当蒸汽腔扩展到油藏边界或井组的控制边界时，蒸汽腔沿边界下降，油井产量也随之降低。
当原油产量达到经济极限时，开采过程结束。
从1978年该技术的提出时开始，巴特勒博士及其研究小组对SAGD技术的机理和预测理论进行了大量的相似物理模拟实验和理论研究，得出了重力泄油各个不同阶段的油产量
预测公式:
蒸汽腔上升阶段:
（1）
蒸汽腔上升至油层顶部并达到高峰稳定产量所需的时间：
（2）
式中：
（3）
蒸汽腔向外扩展时的油产量可以用下式预测：
（4）
当蒸汽腔到达井组边界或者油藏边界时，其产量为：
（5）
式中：
g——重力加速度，
h——生产井以上部分的纯油层厚度，m
k——油层中油相的有效渗透率，
L—一水平井水平段的有效长度，m
m——原油粘度系数
q——油产量，
t——时间，天
Tr——油层初始温度，℃
Ts——蒸汽腔温度，℃
W——水平生产井离泄油边界的距离，m
——油层热扩散系数，
V——原油运动粘度，
——油层孔隙度，小数
——蒸汽温度下的可动油饱和度（
）
2直井注汽，水平井采油方式的油产量预测公式
采用直井注汽时，由于蒸汽很快就充满了整个油层高度，汽腔的发展主要是蒸汽的向外扩展。
其油产量可以用下面的公式预测:
（6）
其中N为垂直注入井的井数，
为垂直注汽井之间的距离。
采用直井注汽，水平生产井达到高峰油产量所需要的时间可以预测如下
（7）
当蒸汽腔到达井组边界或者油藏边界时，其产量可以用公式（5）预测。
可以看出采用直井注汽时，油井达到高峰产量的时间与注入井的井数和垂直井之间的距离有关。
现阶段开展直井与水平井组合SGAD试验具备很多有利条件
采取直井与水平井组合方式具有以下有利条件:
（l）利用现有的直井作为注汽井，可大大节约钻井费用;
（2）吞吐阶段降低了地层压力，吞吐井之间的汽窜有助于加快水平生产井和注汽直井之间的热连通;
（3）采取直井与水平井组合方式能够克服平行水平井钻井技术难题;
（4）在直井与水平井组合方式下，通过调节各直井的注汽量能够保持蒸汽沿水平段均匀分布;
（5）在直井与水平井组合方式下，通过优选注汽井及优化直井射孔井段可以达到减少油层非均质性（如夹层）影响的目的。
六、SAGD稠油开采余热综合方案及其实施
SAGD技术开采稠油的采出液温度在170—180℃之间，属于中低温余热源。
中低温余热的利用共有三种途径:
余热的直接利用、余热的动力回收利以及余热的综合利用。
6.1余热直接利用方案的分析研究
SAGD技术采油区的产出液中，多余热量最佳的利用途径是用于油田的自身用热，这种方式大大节省了油田利用其它方式来产生热量的投资。
余热用于油田自身主要有以下几个方面。
一、原油伴热
在原油的集输和储运过程中，由于原油粘度较大，需进行加温来维持一定的流动性，以便输送、储存或拉运。
传统方法是在储油罐内部设置带有绝缘套管的电加热棒对单井储油罐内原油进行加温，此种电加热棒加温的方式存在极大的弊端，当电加热棒外部绝缘套管破损后，极易与储油罐内的可燃性气体相接触，引起储油罐爆炸:
同时，采用电加热棒为输油管线及储油罐加温还存在电能消耗量大以及成本高等问题。
因此，可利用170℃的产出液通过换热器换热.将热水输送到其它需要伴热输送的原油处。
应用该技术后，无需在油罐内部安装电加热器装置，避免了储油罐电加热器因腐蚀漏电而引起爆炸等安全问题，安全系数大大提高。
二、注汽锅炉用热
SAGD技术的开采方式是连续注汽、连续采油，生产蒸汽的注汽锅炉是不可缺少的设备。
注汽锅炉即是产生热量的设备，又是消耗大量热量的设备。
因此，若将采出液中的余热用于锅炉以产生蒸汽，不仅可以提高锅炉的经济效益，而且节省了大量的燃料，减少了环境污染。
注汽锅炉用热主要有空气预热、锅炉给水预热以及燃料油预热等。
1.空气预热:
燃料油燃烧时需要消耗大量的空气，若将高温的产出液通过换热器对进入炉内的空气进行预热，则进入炉内的热空气，不仅加速了燃料油的干燥、着火和燃烧过程，起着改善、强化燃烧的作用，而且还可以强化炉内辐射传热，降低燃料油的化学不完全燃烧损失。
此外，热空气还可作为燃料油的干燥剂，提高燃烧效率。
2.锅炉给水预热:
除对进入炉内的空气预热外，还可通过一种锅炉外置预热装置对锅炉给水进行预热，再将预热后的给水引入锅炉进行加热。
这样，不仅缩短了给水产生蒸汽的时间，还可以减少由于炉管内外温差较大而引起结垢现象的发生。
3.燃料油预热:
对进入炉内的燃料油进行预热，可以改善并强化燃烧，使燃料油充分燃烧，减少了燃料油的用量，可节省大量的资金。
三、采暖和生活用热水
辽河油田SAGD技术采油地区冬天气候较为寒冷，油田生产部门需要进行采暖，以保证工作环境的舒适。
因此，可利用换热器将温度较高的采出液进行换热，为生产部门提供采暖和热水用热，也可用于周边地区的采暖和生活用水。
鉴于油田生产现场距离周边用热地区较远，所以热水输送时应加压到大气压以上，加热到100℃以上变成过热水，使得热输送密度增大，这样可适用于远距离输送以实现大规模地域的供热。
与蒸汽相比，过热水的热损失少，容易敷设管线。
四、制冷
这些余热冬季可供取暖，而夏季除了油田自用外，没有什么特别好的用途，大部分也将会被废弃掉，若采用溴化锂制冷则为夏季余热利用开辟了一个新途径。
溴化锂制冷不但可以增加夏季的余热使用量，提高全年的综合经济效益，而且可减少夏季制冷用电负荷，具有节能、节电综合利用的双重效益。
溴化锂利用余热吸收制冷可以利用已有的
供热管网和换热器满足取暖和制冷需要，不需另建大量管网，具有较大的应用前景。
溴化锂吸收式制冷机是基于溴化锂水溶液在常温下（特别是在温度较低时）强烈地吸收水蒸气，而在高温下将其吸收的水蒸气释放出来这一理论而提出的。
利用嗅化铿水溶液吸收水蒸气的特性，让它在吸收器中将水蒸气吸收掉，变稀的溴化锂溶液进入发生器，在发生器中受到高温热源的加热，由于水的沸点较溴化锂的沸点低得多，故溶液中的水分重新蒸发出来。
在冷凝器中被冷却，放出汽化潜热而凝结为水，形成的水通过节流器进入蒸发器中再蒸发吸热，如此周而复始，达到制冷的目的。
6.2余热动力回收利用方案特点及分析
中低温发电系统有闪蒸发电系统和双循环发电系统两种。
一、余热闪蒸发电系统
余热源为中低温热水时，这种热水不能直接进入汽轮机做功，需要经过扩容器，把压力较高的热水在压力较低的扩容器内闪蒸成为饱和蒸汽，然后进入汽轮机做功。
降压扩容器分为一次扩容和二次扩容，见图1.2所示。
二、双工质循环发电系统
有机工质在低温下吸热蒸发产生的高压气体驱动汽轮机工作的循环方式称为有机工质朗肯循环。
由于这种循环系统是采用中低温热源去加热有机介质，因而又称为双工质循环系统，朗肯循环是一种简单的蒸汽动力循环，其循环示意图如1.3所示。
温度较高SAGD采出液作为热源，来间接加热某些低沸点物质（如氟里昂等），使之变成蒸汽，推动汽轮机做功发电。
采出液加热低沸点物质在蒸发器中进行，两者只换热不直接接触。
低沸点物质被加热后变成蒸汽，变成蒸汽的低沸点物质在汽轮机内作功，乏汽在冷凝器中冷凝成液体，经工质泵再打回蒸发器加热，重复使用。
这种方式的发电装置由蒸发器、汽轮发电机组、冷凝器、蒸发器等设备和工质泵用管道连接起来。
发电装置与常规的蒸汽发电装置的热力循环原理相同，只是循环的工质不同而己。
双循环系统比较常用的中间介质是氟里昂，该物质不燃不爆、毒性低、腐蚀性也小，在众多低沸点工质中是一种较为安全的工质，很适宜中低温余热发电。
采用这种方式发电对中低温范围的余热利用有显著优点，余热物流与工质不直接接触，工质蒸汽比容小，管道尺寸小，汽轮机通流面积小，设备紧凑，单位功率可以做得较大。
因此对于中低温范围内的余热利用，中间介质法的发电是一种很有前途的应用技术。
6.3SAGD技术余热利用方案研究
随着SAGD技术在辽河油田的应用，大大缓解了稠油开采难的压力，但是油田采出液井口温度达170—180℃，如何充分利用这部分热量，是目前保证SAGD技术开采稠油经济效益的关键。
SAGD技术开采稠油时，一方面井口产出液所携带的大量热能得不到充分的利用，另一方面开采稠油时又要消耗大量的电能和热能。
因此，利用中低温余热发电技术充分回收余热，转化为电能用于稠油的开采，这一举措大大提高了稠油开采的经济效益。
从环境保护方面讲，由于余热发电完全利用井口采出液所携带的热量作为热源，对周围的环境不增加任何污染物的排放，而且减少了部分余热外排造成周围环境的热污染。
若采出液从发电系统中排出的温度较高，还可以用于空气、燃料和锅炉给水的预热，或用于油田生产部门的采暖和热水用热。
结合SAGD技术进行稠油开采地区余热利用情况及其地理位置的特点，本文提出了余热梯级利用的技术方案，即采用朗肯循环发电和直接利用相结合的技术方案，方案原理图如图1.4所示。
从生产井采出的温度较高的采出液，首先进入计量间进行计量，然后作为余热源进入蒸发器与朗肯循环发电系统中的循环工质进行换热，使循环工质吸热变成蒸汽进入汽轮机进行发电。
在冷凝器中，锅炉给水作为冷却水来冷却循环工质，锅炉给水由循环工质一次预热后，进入锅炉给水换热器，由换热后从蒸发器中排出的大部分余热源对其进行二次预热，少部分的余热源通过换热器换热用于油田生产部门的采暖。
换热后的余热源混合进入联合站进行油气水分离的处理。
经过处理后满足锅炉给水的废水与锅炉补水进入锅炉以生产蒸汽。
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