孤島采油廠2016年2月提高蒸汽驅效益主要做法匯報提綱一、前言三、蒸汽驅效果評價二、提高蒸汽驅效益主要做法孤島采油廠孤島油田構造井位圖孤島采油廠地質儲量5.0億噸，地面原油粘度260-35000mPa.s，原油粘度平面上“頂稀邊稠”、縱向上“淺稀深稠”,稠油位于構造邊部的油水過渡帶，地質儲量9742萬噸，整體建成6個稠油環、28個稠油開發單元。一、前言孤島采油廠中區館5、6稠油環投入中區館5稠油擴大東區館3、孤氣9動用西南館5-6低效水驅轉熱采中區館5、館6環井網加密南區館1+2、特稠油投入、推廣蒸汽驅井數產能177口51萬噸132口31萬噸313口71萬噸409口72萬噸蒸汽吞吐獲得突破基礎井網動用開發集成配套拓資源精細管理提效益推廣井網加密低效水驅轉熱采孤島稠油歷年生產曲線圖孤島采油廠

孤島稠油不斷拓展資源動用界限做強增量，同時加強精細管理提升效益做實存量，保持了100萬噸以上穩產十年。

孤島稠油不斷拓展資源動用界限做強增量，同時加強精細管理提升效益做實存量，保持了100萬噸以上穩產十年。1、稠油是產量接替的需要，新增稠油資源有限，要在技術接替上做文章信心底氣從哪來？孤島采油廠1、稠油是產量接替的需要，新增稠油資源有限，要在技術接替上做文章

近年新增稠油資源有限，持續大規模的儲量接替難度大；而稠油全面完成井網加密，下步依靠二次加密、加大轉周工作量這種粗放式開發不是可持續發展之路，必須在現有存量上做好技術接替文章。孤島采油廠2、蒸汽驅是稠油穩產的需要，更是吞吐后期大幅度提高采收率技術需要孤島采油廠2、蒸汽驅是稠油穩產的需要，更是吞吐后期大幅度提高采收率技術需要不實施蒸汽驅既無產量又無效益！孤島采油廠2、蒸汽驅是稠油穩產的需要，更是吞吐后期大幅度提高采收率技術需要孤島采油廠3、蒸汽驅三類成本整體呈現上升趨勢，但與其它方式相比差距不大孤島采油廠孤島采油廠蒸汽驅技術應該干，但要圍繞低成本開發戰略，千方百計降低成本、提高效益；孤島稠油雖油藏類型多樣、但品位相對較好（較?。?，要主動擔當、主動應對。蒸汽驅成本構成中，注汽費用比例高，產熱成本占完全成本15%、操作成本的40%。思想觀念怎么轉變？孤島采油廠只有抓配套才能保效益只有強管理才能低成本蒸汽驅信心比油價更重要思想觀念怎么轉變？孤島采油廠統一思想轉觀念，全廠上下一盤棋一、前言三、蒸汽驅效效果評價二、提高蒸汽驅效益主要做法1、配套技術提質提效2、精細管理降本保效匯報提綱孤島采油廠1、油藏：重點實施四項技術配套配套技術提質提效溫度場分布壓力場分布油層壓力較低,但要保障正常供液,優選壓力≤6.0Mpa地層條件好,吞吐井間初步建立熱連通剩余油飽和度場分布一是優化蒸汽驅篩選技術吞吐末期油層內剩余油飽和度在40％以上孤島采油廠油藏條件井網井網完善，具有代表性有效厚度大于5m、原油粘度≤15000mPa.s，非均質性弱生產特征老井井況好、含水≤90%，采出程度≤35%一是優化蒸汽驅篩選技術孤島采油廠蒸汽驅前不同采出程度穩產年月累計油汽比一是優化蒸汽驅篩選技術孤島采油廠化學蒸汽驅+過熱鍋爐2010.10井網調整后蒸汽驅+高干度鍋爐2011.9常規蒸汽驅+常規鍋爐2008.05蒸汽驅技術對策開發特征實施井組開始時間8個8個7個地下原油粘度高壓、高輪次、高采出程度水侵稠油地下原油粘度高壓、水驅低效稠油地下原油粘度低壓、低采出程度、弱水侵封閉斷塊二是不同類型稠油油藏配套相應的蒸汽驅技術對策孤島采油廠中二中Ng5稠油蒸汽驅井位圖二零一零年十二月孤島地質研究所制制圖人：趙鑫審核人：王宏孤島渤76稠油Ng4蒸汽驅井位圖二零一三年十二月孤島地質研究所制制圖人：張云男審核人：王宏井網上：既“避高提低”完善注采井網，又要多利用井況好的老井減少投入二是不同類型稠油油藏配套相應的蒸汽驅技術對策孤島采油廠孤島中二中Ng5稠油注汽強度-凈產油關系曲線注汽速度：1.4-2.0t/m.ha.d采注比（瞬時）對蒸汽驅開發效果的影響采注比≥1.2三是配套注采參數優化技術，達到投入和效益平衡孤島采油廠井底蒸汽干度>40%油層壓力降低到5MPa以下5MPa干度0.47MPa干度0.47MPa干度0.6三是配套注采參數優化技術，達到投入和效益平衡孤島采油廠開展以權重體積為主的注采參數優化，確保蒸汽波及均衡孤島采油廠孤島蒸汽驅配產配注方法圖三是配套注采參數優化技術，達到投入和效益平衡孤島采油廠開展以權重體積為主的注采參數優化，確保蒸汽波及均衡三是配套注采參數優化技術，達到投入和效益平衡中二中Ng5蒸汽驅配產配注柱狀圖孤島采油廠.地質研究所制二零一三年四月二十日制圖人：趙鑫繪圖人：譚紅巖審核人：王宏配液量（t/d）7.16.65.25.05.55.14.75.2注汽速度（t/d）孤島采油廠利用數值模擬、示蹤劑技術監測蒸汽的流動方向及推進速度中二北Ng5蒸汽驅日液水平與示蹤劑推進方向對比圖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—推進速度(m/d)中二北Ng5稠油溫度場圖四相：油、氣、水、固；五組分：水、原油、驅油劑、發泡劑、氮氣；模型區面積：2.45km2；儲量：612×104t;四是配套數值模擬、動態監測技術，為礦場跟蹤分析提供理論依據孤島采油廠四是配套數值模擬、動態監測技術，為礦場跟蹤分析提供理論依據直讀式測試工藝實時監測地層溫度和壓力變化GD2-23G533井溫度壓力曲線熱連通升壓驅替平穩降壓孤島采油廠2、工藝：重點實施三項技術配套全密閉無熱點注汽工藝，保障蒸汽驅時蒸汽井底干度達到40%以上！研制隔熱管隔熱接箍密封器、強制解封封隔器，配套高真空隔熱管、隔熱補償器，實現井筒內千米熱損失率由15%降為5%，井底蒸汽干度達到40以上%。孤島蒸汽驅注汽井井筒干度測試結果一是配套蒸汽驅高效井筒隔熱工藝30t隔熱補償器長效汽驅密封器汽驅封隔器隔熱管接箍

高真空隔熱管油層注汽管柱熱點進行隔熱密封油套環空孤島蒸汽驅井深與井筒干度曲線孤島采油廠分層蒸汽驅末期溫度場圖（滲透率級差=4）籠統蒸汽驅末期溫度場圖（滲透率級差=4）注汽井生產井生產井注汽井生產井生產井二是配套蒸汽驅分層注汽工藝，減緩層間矛盾孤島采油廠分層注汽實施6個井組，保障蒸汽驅生產井多層均衡受效中二中Ng5蒸汽驅GD2-29-517(雙管分注)中二中Ng5蒸汽驅GD2-31N518(單管分注)GD2-31-515月度生產曲線（Ng53）GD2-30XNB515月度生產曲線（Ng54-55）蒸汽驅蒸汽驅注汽速度3.7t/h注汽速度3.3t/h注汽速度3.0t/h注汽速度3.5t/h二是配套蒸汽驅分層注汽工藝，減緩層間矛盾孤島采油廠中二中蒸汽驅井筒溫度變化曲線液量40t/d井深m井筒溫度℃正常生產時汽竄后熱利用率83.8%65.4%-18.4%（數據來自：2013年Surmont熱采項目報告）蒸汽驅汽竄前后熱利用率變化定義汽竄制定判斷標準預竄、防竄三是配套預竄、防竄、治竄技術，達到及時調控、均衡長效主導指標：井口溫度大于90℃，井底溫度大于220℃，

井底蒸汽干度大于0.1%。輔助指標：產液量突增（增速大于50%/月）輔助指標：含水率突增且大于90%（增速大于25%/10天）汽竄判斷標準（滿足兩條即可判定發生汽竄）配套治竄技術降注、降液、兼開化學劑調堵氮氣調堵分層注汽孤島采油廠三是配套預竄、防竄、治竄技術，達到及時調控、均衡長效孤島采油廠高干度注汽鍋爐蒸汽鍋爐技術指標：額定蒸發量：

30.0t/h鍋爐燃燒效率：≥93%額定工作壓力：17.2MPa鍋爐出口蒸汽干度：≥99%

高干度鍋爐工藝流程水-水換熱器對流段輻射段過熱段汽水分離器注入井下460℃過熱蒸汽飽和水飽和蒸汽來水混合蒸汽干度：≥99%3、地面：重點實施兩項技術配套孤島采油廠3、地面：重點實施兩項技術配套技術指標：工作壓力：22MPa工作溫度：370℃干度調節范圍：30%～90%流量調節范圍：3～10t/h等干度分配、計量、調節一體化工藝中二中Ng5稠油蒸汽驅井位圖孤島采油廠.地質研究所制二零一五年四月二十日制圖人：趙鑫繪圖人：譚紅巖審核人：王宏孤島中二中Ng5注汽井注汽速度柱狀圖孤島采油廠精細管理降本保效蒸汽驅效益管理就是熱能的管理！熱能管理核心：減少注入成本、提高熱利用率！熱質平衡示意圖有效擴大蒸汽腔的波及范圍、減少指進、汽竄優化蒸汽腔溫壓、減少地層熱損失孤島采油廠1、油藏：重點實施兩項精細管理措施，提高經濟油汽比一是實施注采參數動態管理孤島采油廠驅替階段25P531井化學蒸汽驅第二段塞注入時間安排2012.8.2825P531井化學蒸汽驅第一段塞注入時間安排2011.9.2025P531井化學蒸汽驅第三段塞注入時間安排2013.9.2025P531井化學蒸汽驅第四段塞注入時間安排2014.9.18孤島稠油蒸汽驅不同段塞化學劑注入安排一是實施注采參數動態管理孤島采油廠稠油維持蒸汽腔所需要的蒸汽注入量曲線孤島稠油蒸汽驅驅替后期不同注汽方式利潤孤島稠油蒸汽驅驅替后期不同汽驅方案凈產油適時降低蒸汽量是降本增效最便捷、快速的方式!驅替階段后期降低蒸汽驅降低成本、防竄提高采收率孤島采油廠驅替階段后期降低注汽量降低成本、防竄提高采收率注汽量減少2.5萬噸熱量費節約712萬元成本降低158萬元/噸穩產期延長2年增油量多增900噸油汽比提高0.05孤島孤氣9稠油蒸汽驅近期曲線孤島孤氣9稠油GB1X04日度曲線孤汽9稠油蒸汽驅階段累積注汽59.2萬噸、產油17.9萬噸、增油12.4萬噸，采油速度2.1%，油汽比0.30，提高采收率11.1%！孤島采油廠“引”“提”“調”驅替階段初期驅替階段中期提高采注比，保持蒸汽帶前緣向生產井不斷擴展保障驅替均衡，防止蒸汽過早突破熱連通階段促進熱連通，確保蒸汽帶形成集中吞吐引效單井提液調堵、降注蒸汽驅“引、提、調”結合，促進熱連通、保持蒸汽帶前緣向生產井不斷擴展二是實施動態調整差異化管理孤島采油廠二是實施動態調整差異化管理蒸汽驅“引、提、調”結合，促進熱連通、保持蒸汽帶前緣向生產井不斷擴展中二北Ng5稠油蒸汽驅數模跟蹤溫度場分布圖

2011.4.22013.1.62015.1.626-534井功圖22X536井功圖25P530井功圖出砂防砂漏失檢泵供液不足吞吐引效孤島采油廠孤島采油廠2、工藝：重點實施低液井差異化治理措施確保蒸汽帶形成目標完善井網減緩汽竄、躺井發生提高生產時率盡快見效快速吞吐引效措施打更新井修井，提液生產參數監控防砂及時作業降粘提液受效差井低液井類型套變井驅替后期控液出砂、泵漏等常規完井孤島采油廠2、工藝：重點實施低液井差異化治理措施一是實施優化防砂工藝，延長防砂周期、降低熱損失、降低作業成本

例如低液井防砂：通過優化可重復充填管、預充填防砂管柱，實現由一次性防砂作業向一次防砂多次作業（-5.4萬元/次），延長防砂周期（121天）、降低熱損失，同時降低作業成本（40元/噸）。重復充填工具圖配合密封段補砂定位銷楔入式耐高溫封隔件長效防砂管柱示意圖預充填防砂管結構及機理孤島蒸汽驅低液井防砂周期對比（21井次）孤島采油廠二是優化機采管柱，延長檢泵周期針對蒸汽驅井檢泵作業頻繁，積極配套耐高溫補償防砂卡抽油泵，實施后，液量、泵效、檢泵周期明顯提高蒸汽驅耐高溫防砂卡抽油泵下沖程上沖程增壓彈簧柱塞腔增壓腔增壓柱塞泵下增壓裝置主動復位閥副泵筒多級柔性柱塞沉砂孤島采油廠二是優化機采管柱，延長檢泵周期針對蒸汽驅井檢泵作業頻繁，積極配套耐高溫補償防砂卡抽油泵，實施后，液量、泵效、檢泵周期明顯提高孤島蒸汽驅卡泵井泵效對比（5井次）孤島蒸汽驅卡泵井檢泵周期對比（5井次）孤島蒸汽驅卡泵井平均液量對比（5井次）孤島采油廠3、地面：重點優化燃料結構、全過程保干，實現節能降耗一是根據油價變化，優化注汽燃料結構輸氣管線內的天然氣通過減壓至合適壓力，進入鍋爐燃燒器進行燃燒。聯合站脫水處理過原油，經輸油管道或車輛拉運至注汽現場，通過加溫增壓使原油達到合適的溫度壓力，進入鍋爐燃燒器進行燃燒。原油天然氣注汽鍋爐

輸汽管線注汽井口井筒目的油層對注汽過程中的每個環節，每個節點進行熱損失分析，并采取相關措施，最大限度的提高注汽干度。（輸汽環節）（注入環節）（產汽環節）二是全過程保干管理，提高熱效率堅持效益化開發理念，對“產汽–輸汽–注汽–用汽–生產”各環節、全節點分析，全過程閉環式保干管理，提高熱效率和油汽比。孤島采油廠孤島稠油全過程密閉式保干管理模式圖分類對策目的鍋爐提高鍋爐產汽干度提升鍋爐配置、優化鍋爐運行參數產汽環節管網降低地面沿程熱損失實施短距離注汽、強化管線、接頭保溫輸汽環節井口提升井口保溫裝置、實現蒸汽參數在線監測提高井口干度注汽環節過程油藏分類優化不同油藏類型配套措施提高熱利用率，均衡注采用汽環節井筒配套井筒隔熱等措施減少井筒熱損失采出摻水升溫、四分三定管理等措施保持稠油流動性生產環節二是全過程保干管理，提高熱效率孤島采油廠排煙溫度散熱損失4.14%排煙熱損失9.86%風機、泵的輸能2%化學不完全及其它燃燒熱損失3.2%有效利用能82.8%輸入熱能98%孤島注汽鍋爐熱損失比例圖分析鍋爐運行狀況，找出潛力點，實施“一爐一圖”工況控制法，降低熱損、轉化為有效熱量產汽環節孤島采油廠強化各節點保溫管理，降低輸汽環節沿程熱損失輸汽環節孤島蒸汽驅注汽鍋爐至注汽井口散熱損失比例圖管線熱損失管線支撐固定管線應用鈦陶瓷保溫固定管網應用隔熱管托注汽井口保溫罩對輸汽流程中的每個環節進行測試，并計算熱量損失保溫型補償器活動管線保溫罩孤島采油廠注汽鍋爐平均注汽干度提升3.0%，噸汽耗油降低2.1kg。二是全過程保干管理，提高熱效率常規鍋爐高干度鍋爐節約注汽量噸/年/口288528干度提高1%注汽量變化8.015.0干度提高1%燃料投入變化常規鍋爐高干度鍋爐減少燃料投入萬元/年/口注汽干度每提升1.0%，采油廠蒸汽驅燃料投入年節約近260萬元，降低操作成本17元/噸！孤島采油廠4、現場保障：突出一體化“大熱采”精細管理模式

蒸汽驅現場管理由單一油藏工藝技術為主，強化油藏工藝、施工作業、鍋爐地面、生產現場、信息化、井控安全、財務預算、效益評價一體化效益管理。孤島采油廠4、現場保障：突出一體化“大熱采”精細管理模式統一

運行

標準

流程工作流程明確，有章可循運行過程明確，運行模板統一工作標準明確，規范統一蒸汽驅全過程標準化精細管理

跟蹤效果跟蹤明確，及時跟蹤治理

考核各節點明考核，明確責任

一體化管理、項目組模式運行、標準化模板、統一化監管孤島采油廠一是以信息化建設為依托，實現蒸汽驅雙向監控，精準發現并處置問題信息化實時監控、崗位協同分析、“五位一體”決策，問題切入點更準、方案針對性更強、處理問題更及時。孤島孤汽9稠油蒸汽驅井組井位圖二零一五年十二月孤島地質研究所制制圖人：馮震審核人：王宏GDGB1XN18GDGB1XN15孤島采油廠例子：孤島采油廠地質所區塊長自主設計蒸汽驅管理系統，實現蒸汽驅單井、井組、分區注采狀況一線查詢、預警、分析。孤島采油廠二是建立蒸汽驅標準化臺賬，便于及時跟蹤、分析、調整…………孤島采油廠二是建立蒸汽驅標準化臺賬，便于及時跟蹤、分析、調整蒸汽驅示功圖臺賬孤島采油廠三是配套蒸汽驅現場QSHE標準化工作流程，保障安全規范生產配套研究了H2S產生機理及防護措施取樣：50g稠油+150g水500ml高壓反應釜：氮氣置換四次密閉反應200、250、300℃3h、8h氣袋收集氣體GC-MS分析原油中的硫醇、硫醚等有機硫化物在高溫時與水作用，發生的硫鍵斷裂—熱化學裂解反應。

產出H2S的臨界溫度為200℃,溫度越高產生速度越快。200℃N2峰CO2峰局部放大可見H2S峰GC-MS檢測的色譜圖孤島采油廠三是配套蒸汽驅現場QSHE標準化工作流程，保障安全規范生產孤六聯聯合站脫硫裝置采用無定形羥基氧化鐵進行脫硫，反應生成巰基硫化鐵和水。處理能力23×104m3/d開展蒸汽驅高含硫化氫防治處理配套聯合站脫硫處理套管連續加藥處理：套管連續點滴加藥消除硫化氫影響示意圖試驗期間井筒硫化氫濃度變化情況孤汽9蒸汽驅GDGB1-02井硫化氫檢測曲線單井套管氣處理：套管氣硫化氫處理裝置圖當處理時間到2.5h時，套管氣壓力變為負壓，后續時間點無法進行硫化氫的檢測。中二北Ng5蒸汽驅GD2-24P530硫化氫檢測曲線孤島采油廠三是配套蒸汽驅現場QSHE標準化工作流程，保障安全規范生產配套蒸汽驅安全生產管理規定灰面距Ng53頂55.3m本層系報廢隱患井規范化治理注汽井井口、隔熱管定期檢換中二北Ng5稠油蒸汽驅GD2-25-534管柱圖孤島采油廠四是生產井“三期四季兩時段”、“三段兩優一調整”精細管理蒸汽驅差異化地面管理：做好三種水侵井區的“三期四季兩時段”的管理，即：開井初期、生產中期、生產末期，保證生產參數的合理性；一年四季、白天黑夜的管理，保持生產流動的連續性，減少油流阻力，提高經濟效益。三期：開井初期，生產中期，生產末期，保證生產參數的合理性四季：一年四季的管理，保持生產流動的連續性差異化地面管理兩時段：白天、黑夜強水侵井弱水侵井無水侵井孤島采油廠四是生產井“三期四季兩時段”、“三段兩優一調整”精細管理“抓兩頭、促中間”根據蒸汽驅生產階段特點優化生產參數、優化工況管理和調整抽油機平衡率，建立“五段兩優一調整”動態管理模式，通過實施符合蒸汽驅井生產規律的精細管理模式，提高蒸汽驅井日常管理水平。驅替后期驅替前期熱連通期重點監控，對油井放大生產參數，通過提高油井排液能力，促進熱連通。重點是既維持生產，也做好工況、參數、輔助措施的合理匹配。利用變頻裝置降低參數、提高泵效，降低單耗、節約成本，單井日節電在20kwh以上，延長見效周期。主要是控高治低，強化低液井治理，提高采注比，保持蒸汽帶前緣向生產井不斷擴展、均衡注采。孤島采油廠四是生產井“三期四季兩時段”、“三段兩優一調整”精細管理方案發放措施制定生產井作業過程優化管理，降低占井周期.措施集中制定、施工優化排序、方案及時發放；搬上要及時、程序不超越、節奏要加