气举采油工艺技术研究.docx
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气举采油工艺技术研究
气举采油工艺技术研究
气举采油工艺技术研究
1气举采油前景分析
气举采油国内外应用情形
国外从二十世纪四十年代就开始进行气举采油技术研究，到了70-80年代气举采油已取得了普遍应用，开展气举采油较早的是美国与原苏联，美国气举采油井数占机采井总数的12%，占机采中采油量的33%，最深井深3658m。
原苏联气举采油井数占机采井总数的%，气举采油量占总产量的14%。
应用规模较大的为委内瑞拉（马拉开波湖油田）和印度（吉拉克油田），目前单油田气举规模最大的是哈萨克（扎那假设尔油田），到2006年末该油田气举总井数245口，并取得了较好经济效益。
中国气举采油技术进展较晚，要紧缘故在于建设费用高，缺乏充沛的气源，没有取得大面积推行，但随着我国经济形势和能源需求的转变，近十几年气举采油有较快的进展，尤其是最近几年来国产紧缩机的技术进展大大降低了气举本钱，使得国内气举采油工艺取得了长足进展。
到目前国内已在中原、成功、辽河、吐哈、塔里木等油田上利用。
其中，中原油田气举单一系统应用规模亚洲最大，从1990年引进美国天然气紧缩机，于1990年4月在文东油田开始气举采油，到2005年末，气举井130口，日注气200×104m3，日产液3301t，日产油1033t，平均举深深度2543m，平均注气压力10MPa，总投入1425万元，总产出万元，创经济效益72819万元。
第二吐哈的鄯善油田于1993年7月开始气举，到1996年5月，总气举井61口，日注气75×104m3，单井日增油。
塔里木轮南油田于1991年4月开展了气举采油，到1995年末，气举井45口，单井日注气2×104m3，1993年气举生产原油85×104t。
成功油田于1997-2000年气举180口井，产油×104t。
由于气举采油技术的进展，于2007年9月在吐哈油田召开了第一届气举技术研讨会。
气举采油工艺的提出
截至2007年12月16日，分公司共有稀油井236口，日产液8470t/d，日产油4255t/d，含水％；稠油井326口，日产液12681t/d，日产油8842t/d，含水％，其中掺稀井82口，日产液4795t/d，日产油4231t/d，含水％，日掺稀4220t/d
，稀稠比1：
1。
具体生产情形见表（1－1）。
表1－1分公司稀稠井生产情形分类统计表
类型
生产方式
井数
产液（t/d）
产油（t/d）
含水（％）
掺稀量（t/d）
掺稀稀稠比
备注
稀油井
自喷
98
4593
2896
/
/
密度－0.9g/cm3
机抽
138
3877
1359
/
/
小计
236
8470
4255
/
/
不掺稀稠油井
自喷
74
2995
2663
/
/
密度≥0.92g/cm3
机抽
170
4891
1948
/
/
小计
244
7886
4611
/
/
掺稀稠油井
自喷
39
3616
3411
3311
机抽
43
1179
820
909
小计
82
4795
4231
4220
合计
326
12681
8842
4220
针对掺稀稠油井掺稀量需求日趋加大和目前稀油井需要提液增产的情形，别离提出了稠油气举降粘技术和稀油井气举提液增产技术。
1）稠油井气举降粘技术
关于掺稀的稠油井，目前的掺稀油量专门大，而稀油资源相对不足。
随着塔河12区等新稠油区块的顺利投产，加上该区块油井产量大，需要掺稀量大，稀油资源面临严峻不足。
为解决稀油紧缺和后期稠油人工举升的问题，针对地面原油粘度在700～（50℃）之间的稠油区块（要紧目标区在六、7、八、10区）提出替代性的气举采油工艺技术。
注入气在井筒中有两方面作用：
（1）举升作用：
依托从地面注入井内的高压气体与油层产出流体在井筒中的混合，利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，将流入到井内的原油举升到地面；
（2）降粘作用：
依托气体与稠油的混合溶解作用，使稠油粘度降低，增加稠油的流动性并减少稠油与井筒的摩阻损失。
气举开采稠油现场应用成功后将会节省足够的稀油资源，为西北油田分公司2020年上产提供技术支持。
2）稀油区块邻井高压气举技术
目前分公司大部份三叠系砂岩油藏都处于中高含水时期，油田慢慢进入开发中后期，在高含水期要求大排量提液来提高开发成效，而泵抽提液的能力在某种程度上受到限制，从研究情形看，气举能够弥补泵抽的不足，因此需要研究气举方式替代机采方式的可行性。
表1－2各区块稀油生产情形统计表
区块
投产井数（口）
采油井开井数
日产液（t/d）
日产油（t/d）
含水（%）
日产气（104m3）
单井日液（t/d）
单井日油t/d
气油比m3/t
自喷（口）
机采（口）
小计（口）
S95井区三叠系
15
10
4
14
178
TK918井区三叠系
4
2
1
3
757
阿克库勒
10
1
4
5
2
463
S102井区奥陶系
8
0
2
2
0
0
评价一区
73
28
25
53
2768
1483
52.2264
269
塔河1区
31
18
9
27
2893
12
126
塔河2区
62
10
44
54
2864
1205
65
塔河3区
32
9
16
25
15
304
塔河4区
75
8
37
45
2348
1108
46
塔河5区
8
0
4
4
0
0
T903区块三叠系
8
3
4
7
99.3143
466
西达里亚三叠系
27
4
17
21
1372
247
65.3333
287
合计
353
93
167
260
16263
169
以九区为例，依据目前这一区块的生产现状，结合目前区块周围的气源情形，对九区三叠系提出利用九区奥陶系气源进行邻井高压气举采油。
从试油和目前生产共9口井的产气情形看，九区奥陶系在9口井全数生产的情形下日产气能力可达77×104m3，干线压力能够达到10MPa，这为低本钱气举（不需购买紧缩机）提供了有利气举的大体条件。
气举气源状况分析
截至2006年末，西北油田分公司有天然气探明储量×108m3，其中气层气探明储量×108m3，溶解气探明储量×108m3。
动用天然气储量×108m3，未动用天然气储量×108m3。
估量2007年末西北分公司拥有天然气生产能力×108m3。
估量2020年天然气生产能力×108m3，其中气层气井口产量为×108m3，溶解气为×108m3（表1-3）。
表1-3西北油田分公司2007年天然气产能汇总表
类别
井口气
工业气
1～11月完成（108m3）
预计全年完成108m3）
1～11月完成（108m3）
预计全年完成（108m3）
气层气
溶解气
合计
2020年已落有效户包括塔河油田自用气、轮台方向用气、库车方向用气和西气东输，各年用气量预测见1-4。
2020年估量有×108m3/a的天然气丰裕量。
表1-42020年已落实天然气市场需求综合统计表
塔河油田用气量（108m3/a）
轮台方向用气量（108m3/a）
库车方向用气量（108m3/a）
西气东输（108m3/a）
轮台3052项目（108m3/a）
重油加氢改质（108m3/a）
合计（108m3/a）
6
3
气举采油推行规模分析
由前面稀油井和稠油井的统计可知共有480口，其中机采井共有308口；需要掺稀的井共有82口，由于掺稀生产井有些粘度极高不能通过注气降粘气举的方式开采，只能对粘度略低的井进行注气降粘的方式开采，以40％计算，能通过注气降粘气举的方式开采共有33口。
因此总共能过通过注天然气降粘气举方式开采的井共有341口。
表1－5塔河油田整体实施气举采油增油量预测
井号
目前采油方式
目前产量
井数（口）
日产液（t）
油（t）
含水（%）
稀油井
机抽
138
3877
1359
不掺稀稠油井
机抽
170
4891
1948
56
掺稀稠油井
自喷
16
1483
1060
机抽
17
466
593
合计
2气举降粘举升工艺时期进展
针对目前分公司稠油区块掺稀油量需求日趋增加的情形，要紧从两方面进行解决，一是寻求掺稀降粘的替代工艺，降低对稀油的依托程度；二是增加稀油区块的产量，为稠油区块提供充沛的稀油资源。
针对上述情形，提出采纳气举采油的方式减缓或解决上面问题，从两个方面开展研究工作，一是针对稠油区块开展气举降粘工艺技术研究，通过这种方式降低乃至取代掺稀降粘，二是针对稀油区块开展气举提液举升工艺技术研究，增加稀油供给量。
稠油气举降粘举升工艺时期进展
针对稠油注天然气降粘举升工艺从室内实验、选井方案、工艺设计和经济评判等多方面进行了研究，考虑到幸免目前实验时期购买增压设备的风险性，同时为稠油降粘工艺提供选井标准和现场实施体会，提出先期选井开展制氮拖车气举实验。
2.1.1稠油注天然气降粘先导实验方案
1）注气降粘室内实验成效明显
引用英2井侏罗系七克台组稠油与不同气体混溶实验曲线稠油溶解气体后的降粘实验。
图2-1不同混溶压力下气油比的转变曲线（70℃）
图2-2不同混溶压力下粘度的转变曲线（70℃）
由上述实验结果可知，关于70℃下粘度大约为2500的原油，随着混溶压力的增高，天然气和二氧化碳的溶解汽油比明显增大，随之原油粘度明显下降，其中天然气的降粘率达到了％，具有专门好的降粘成效。
考虑分公司的实际情形，综合比较确信天然气作为气举稠油的气源。
目前分公司的稠油天然气降粘实验正在室内开展。
2）注气降粘气举先导性实验方案
为进一步论证稠油气举的可行性，建议尽快开展气举先导性实验，初步编制了先导性实验方案：
（1）注入气源和实验井的选择：
选择8-3号站作为气源，该站有充沛的脱硫干气，知足气举气的要求。
同时，选取8-3号站较近的T817（K）和TK725两口掺稀生产井作为实验井。
（2）考虑稠油区块无相邻的高压气井和初步实验地面设备尽可能简化的特点，因此选择增压开式气举工艺。
由于需要持续生产，稠油井地层能量充沛知足持续气举的条件，因此选择持续气举工艺。
（3）注气点的选择
由于稠油原油粘度对温度有较强的灵敏性，原油粘度迅速升高的拐点在60℃左右。
而井筒温度在60℃时井深为1300m左右。
通过研究井筒流态散布，显现井筒泡状流的点位于1800m以上，由于气体的析出，原油粘度急剧增大。
为保证气举气在稠油中顺利、快速溶解，达到高效气举的目的，气举阀下深应在1800m以下。
而最正确注气点要进行精准的计算。
图2－3油井粘温曲线
（4）实验井的气举设计
以T817（K）井为例，假设注气压力25MPa，井口油压。
表2－1气举设计结果
设计产油量（t/d）
270
注气量（m3/d）
17791
设计产液量（t/d）
270
生产气液比（m3/t）
井底流压（MPa）
注入气液比（m3/t）
含水（%）
0
注气深度（m）
2452
表2－2各级气举阀设计参数
级数
型号
下入深度
（m）
阀孔
尺寸
（mm）
井下关
闭压力
（MPa/psi）
调试打
开压力（MPa/psi）
工作时井
口套压
（MPa）
1
2452
——
1496
（5）气举外输可行性分析
表2-3知足外输情形下的井口回压和出口温度条件
井号
井口回压MPa
进站压力
出口温度
进站温度
TK725
60
48
70
56
80
63
90
71
TK817
60
52
70
61
80
69
90
77
考虑到现油气集输标准上要求自喷及机抽井井口回压不超过，从计算结果能够看出，将井口的外输温度提至70度以上能够知足外输。
（6）实验步骤
由于是气举开采稠油先导实验，因此在方案制定上采取初期掺稀+注气复合工艺，然后慢慢降低掺稀量的方式进行实验。
天然气管线点火排空30分钟后，并入流程，关闭循环阀；
空心杆注入稀油，正常掺稀生产，记录掺稀量、产出液量、温度、井口油套压；
掺稀正常生产72小时后，试注天然气
调成天然气入口压力至设计压力，开启入口阀；
第一级气举阀开启后，记录掺稀量、举出液量、温度、井口油套压；
持续注气，记录掺稀量、举出液量、温度、井口油套压；
第一级气举阀开启后，掺稀流程开启1/3流量回流，减少掺稀量。
第二级气举阀开启后，观看3小时，正常后，再次加大掺稀回流量至正常排量的1/2。
1/2掺稀量维持观看48小时后，再次减掺稀量至1/4；
正常生产72小时后，关闭掺稀。
（7）经济评判
气举投入费用概算
表2－4气举采油投入费用概算表
方式
气举
空心杆+气举
备注
气体类型
天然气
天然气
驱动
燃驱
燃驱
投
资
（万
元）
地面配套设备
367
367
井下气举阀费
6
6
3级气举
井下作业费
40
50
燃料费
36
36
年运行费
30
30
不可预见费
10
10
按总费用的5%左右计算
合计（万元）
498
508
通过以上的预算能够看出，整体投资均在500万元左右。
因此气举采油从经济上是可行。
维持目前产量，计算节约稀油的经济效益预算
表2－5T817（K）、TK725井气举采油经济效益预算（不增产）
项目
T817（K）
TK725
目前产量（t）
86
50
日掺稀量（t）
40
30
300天节约稀油（t）
12000
9000
稀稠油价格差值（元）
300
300
全年收入（万元）
360
270
合计净收入（万元）
630
在维持目前产量的前提下，按目前T817（K）、TK725井的日掺稀量来计算300天节约稀油所带来的经济效益，估量两口井一年的净收入为630万元。
估量日增油20t时的经济预算
表2-6T817（K）、TK725井气举采油经济效益预算（增产20t）
项目
T817（K）
TK725
目前产量（t）
86
50
日增油量（t）
20
20
日掺稀量（t）
40
30
300天增加稠油产量（t）
6000
6000
300天节约稀油（t）
12000
9000
稠油销售收入（万元）
1680
1680
稀稠油价格差值（元）
300
300
稀油销售收入
360
270
全年收入（万元）
2040
1950
合计净收入（万元）
3990
按日单井日增油20吨，及单井日节约稀油的价钱来计算300天的经济效益，估量两口井一年的净收入为3990万元。
通过以上两种情形的预算能够看出，整体投资均在500万元左右，且本钱回收期在半年之内，关于稠油气举井第一年估量效益最低可达到630万元。
按日单井日增油20吨，及单井日节约稀油的价钱来计算300天的经济效益，估量两口井一年的净收入为3990万元。
后几年那么没有紧缩机等本钱支出，效益会更高。
因此气举采油从经济上是可行。
2.1.2稠油撬装气举单井实验
本次实验的目的是希望通过本次先导实验，明确下步选井类型和选井依据，即气举开采稠油的粘度适应范围和含水高低的范围，确保注气降粘气举工艺的顺利成功完成。
1）选井结果
撬装式制氮车先导性气举采油实验井选井原那么：
（1）目前为自喷生产的井；
（2）含水不高于60％；（3）日产油量较高的井，日产油>15t；（4）井口压力较低的井；（5）粘度较低，不是超稠、特稠油井；（6）非定容体井，具有必然的稳产期，生产曲线不是呈斜直线下降的井。
依据以上选井原那么，对所有掺稀生产井慢慢进行选井：
符合条件的只有以下2口井，具体见表2－7。
表2－7挑选井原油粘度统计表
序号
井名
测试日期
温度/粘度30℃
温度/粘度40℃
温度/粘度50℃
温度/粘度60℃
温度/粘度70℃
温度/粘度80℃
温度/粘度90℃
1
TK653
2003.
1203.28
3
TK841
2005.
具体2口井的生产曲线如下：
综合考虑TK653井含水偏高，首选TK841井作为撬装式制氮车气举采油井，次选TK653井。
TK84一、TK653的生产数据及生产特点如下表2－8：
表2－8TK84一、TK653井2007年12月16日生产数据统计表
序号
井号
油嘴
掺稀方式
目前油压MPa
目前套压MPa
温度（℃）
密度
（g/cm3）
目前掺液量（t/d）
目前日产液（t/d）
目前含水（％）
1
TK841
反掺
37/32
0
2
TK653
正掺
28/23
2）方案设计
在前期选井的基础上，咱们针对挑选出的TK841井和TK653井别离进行了具体的制氮拖车气举设计。
下面以TK841井气举工艺设计为例：
（1）设计条件
注气压力20MPa；
井口油压；
地层压力系数MPa/100mm。
（2）气举设计结果
表2－9TK841井气举设计结果表
设计产油量（t/d）
100
注气量（m3/d）
20475
设计产液量（t/d）
100
生产气液比（m3/t）
237
井底流压（MPa）
43
注入气液比（m3/t）
204
含水（%）
0
注气深度（m）
3200
（3）各级气举阀设计参数
表2－10各级气举阀设计下入深度表
级数
型号
下入深度
（m）
阀孔
尺寸
（mm）
井下关
闭压力
（MPa/psi）
调试打
开压力（MPa/psi）
工作时井
口套压
（MPa）
1
1700
——
2
2887
——
20
3
3200
——
12
——
图2－11气举阀散布曲线图
3）气举采出油外输可行性分析
表2－12知足外输情形下的井口回压和出口温度条件
井号
管径
输送类型
井口回压MPa
进站压力MPa
出口温度（℃）
进站温度（℃）
备注
TK841
DN100
混输
70
60
不行
80
68
不行
90
77
不行
分输
17
70
60
不行
80
68
不行
4
90
76
不行
DN150
混输
90
74
可行
分输
90
74
可行
由表2－12能够看出，在管径为DN100的情形下，不管采纳分输仍是混输均不行，这也是目前TK841井已有的集输管线，假设改换管线采纳DN150的管线，那么在分输和混输的条件下均能实现。
假假想采纳目前管线下集输，那么必需加热到90度，同时提高井口回压，使井口回压增加到4MPa以上，这需要提高井口注气压力。
4）施工步骤
图2－5简要施工步骤框图
九区邻井高压气举方案时期进展
2.2.1九区开展气举采油的油藏适应性分析
2.2.1.1油层物性的适应性
1）储层参数好：
渗透率×10-3μm2；含油饱和度65%，孔隙度21%，油层平均有效厚度13.22m；
2）油藏均质：
变异系数；
3）驱替效率高：
油水等渗点为50%，活塞驱替特点明显，能够为大排量持续气举提供充沛的流体和地层条件，适合气举采油。
2.2.1.2九区开展气举采油的气源适应性分析
1）气源量：
依照研究，九区27口井开展气举日需气量×104m3，九区奥陶系在目前井网条件下具有高压气源能力77×104m3/d，另外三叠系中油组气藏和临近九区的932区块的气源都可作为后备气源，因此九区气举所需气量大体具有。
2）气源压力：
九区气举8MPa的注气压力就能够够知足举深和产量的要求，奥陶系气源压力完全能够达到8-10MPa，因此能够知足气举压力的要求。
故气源的供给能力能够适应九区气举采油的需要。
3）气源的天然气组分
气举系统要求天然气不得产生液态烃和水，酸气含量不得高于石油行业标准。
塔河九区的高压天然气各成份含量为：
C1%;C2%;C3＋%;N2%;CO2%;H2S578mg/m3，C2、C3的临界温度和压力别离为（32.27℃，）、（96.67℃、）。
因此用于气举前需要脱烃、脱水、脱硫。
2.2.1.3要紧举升方式的适应性对比分析
人工举升方式优选必需在了解目前国内外各类机械采油方式的能力及水平的基础上做到采油方式与油藏实际相结合，通过对照分析选择适合的人工举升方式。
表2-13列出了目前国内外现场应用的要紧人工举升方式在不同油井条件下的适应性。
综上所述，不管从油井的工艺条件、油藏的驱动类型、流体的特性、气源条件和经济效益都比较适合气举采油，是该区块整体人工举升优先考虑的开采方式之一。
表2-13要紧人工升举法的适应性
方法
指标
有杆泵抽油
电潜泵抽油
气举采油
防腐、防垢的处理能力
好到特好；可将处理剂成批加入环空。
较好；如果不采用遮挡，处理剂只能成批加入吸入口处。
好，将处理剂加入注入气中，并对下部油管进行防腐防垢处理。
油井出砂
开关井不当，容易砂卡
容易损害机组
非常适宜
举深
正常小于3000米，最大4420米
正常小于2000米，最大2500米
正常小于3000米，最大3658米
气体影响
若可排放气体和采用合理设计的泵并加气锚，则好。
如果必须有大于50%的自由气通过泵，则差。
有大于5%的自由气通过泵，则差。
如果产液中无固相颗粒，气体旋转分离器是有效的。
特好，生产的气体可减少注入气的需要量。
温度限制
对井筒温度没有限制
标准电机和电缆限于120℃，在高温下电缆容易老化，机组因散热不好易烧
对井筒温度没有限制
大排量升举能力
正常1-100m3/d
正常80-700m3/d
正常30-3180m3/d，若气量、压力保
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