掺稀工艺

1 目前天然气生产现状 专 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 三：气举采油工艺技术研究 西北油田分公司 工程 路基工程安全技术交底工程项目施工成本控制工程量增项单年度零星工程技术标正投影法基本原理 技术研究院 2007年12月 目 录 TOC \o "1-3" \h \z \u 1气举采油前景分析 1 1.1气举采油国内外应用情况 1 1.2气举采油工艺的提出 1 1.3气举气源状况分析 3 1.4 气举采油推广规模分析 4 2气举降粘举升工艺阶段进展 4 2.1 稠油气举降粘举升工艺阶段进展 5 2.1.1 稠油注天然气降粘先导试验方案 5 2.1.2稠油撬装气举单井试验 9 2.2 九区邻井高压气举方案阶段进展 12 3.1 九区开展气举采油的油藏适应性分析 12 3.1.1 油层物性的适应性 12 3.1.2九区开展气举采油的气源适应性分析 13 3.1.3主要举升方式的适应性对比分析 13 3.2 气举参数优化 14 3.3 地面配套工程 15 3.4 九区气举采油效果评价 16 3.4.1增产效果预测 16 3.4.2地面工程投资估算 16 3.4.3九区气举采油经济评价 17 4几点认识和存在的问题 18 5 下一步工作 18 专题三：气举采油工艺技术研究 1气举采油前景分析 1.1气举采油国内外应用情况 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年代气举采油已得到了广泛应用，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5.5%，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（扎那若尔油田），到2006年底该油田气举总井数245口，并获得了较好经济效益。 中国气举采油技术发展较晚，主要原因在于建设费用高，缺乏充足的气源，没有得到大面积推广，但随着我国经济形势和能源需求的变化，近十几年气举采油有较快的发展，尤其是近年来国产压缩机的技术发展大大降低了气举成本，使得国内气举采油工艺得到了长足发展。到目前国内已在中原、胜利、辽河、吐哈、塔里木等油田上使用。其中，中原油田气举单一系统应用规模亚洲最大，从1990年引进美国天然气压缩机，于1990年4月在文东油田开始气举采油，到2005年底，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14258.7万元，总产出87077.6万元，创经济效益72819万元。其次吐哈的鄯善油田于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15.3t。塔里木轮南油田于1991年4月开展了气举采油，到1995年底，气举井45口，单井日注气2×104m3，1993年气举生产原油85×104t。胜利油田于1997-2000年气举180口井，产油10.3×104t。由于气举采油技术的发展，于2007年9月在吐哈油田召开了第一届气举技术研讨会。 1.2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8470 t/d，日产油4255 t/d，含水41.5％；稠油井326口，日产液12681t/d，日产油8842t/d，含水29.5％，其中掺稀井82口，日产液4795t/d，日产油4231t/d，含水22.1％，日掺稀4220t/d，稀稠比1：1。具体生产情况见表（1－1）。 表1－1 分公司稀稠井生产情况分类统计表 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 32.9 / / 密度0.78－0.9g/cm3 机抽 138 3877 1359 49.5 / / 小计 236 8470 4255 41.5 / / 不掺稀稠油井 自喷 74 2995 2663 16.5 / / 密度≥0.92 g/cm3 机抽 170 4891 1948 56.0 / / 小计 244 7886 4611 36.9 / / 掺稀稠油井 自喷 39 3616 3411 28.5 3311 0.97 机抽 43 1179 820 27.7 909 1.11 小计 82 4795 4231 22.1 4220 1.00 合计 326 12681 8842 29.5 4220 1.00 针对掺稀稠油井掺稀量需求日益加大和目前稀油井需要提液增产的情况，分别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 对于掺稀的稠油井，目前的掺稀油量很大，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，加之该区块油井产量大，需要掺稀量大，稀油资源面临严重不足。 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700～10000mPa.s（50℃）之间的稠油区块（主要目标区在6、7、8、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：依靠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：依靠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2008年上产提供技术支持。 2）稀油区块邻井高压气举技术 目前分公司大部分三叠系砂岩油藏都处于中高含水阶段，油田逐渐进入开发中后期，在高含水期要求大排量提液来提高开发效果，而泵抽提液的能力在某种程度上受到限制，从研究情况看，气举可以弥补泵抽的不足，因此需要研究气举方式替代机采方式的可行性。 表1－2 各区块稀油生产情况统计表 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 1836.5 612.1 66.63 10.9 131.179 43.721 178 TK918井区三叠系 4 2 1 3 186.3 30.4 83.68 2.3 62.1 10.133 757 阿克库勒 10 1 4 5 244.1 43.2 82.34 2 48.82 8.64 463 S102井区奥陶系 8 0 2 2 19.3 13.3 31.09 0 9.65 6.65 0 评价一区 73 28 25 53 2768 1483 46.28 39.9 52.2264 27.981 269 塔河1区 31 18 9 27 2893 951.9 67.09 12 107.148 35.256 126 塔河2区 62 10 44 54 2864 1205 57.96 7.8 53.037 22.315 65 塔河3区 32 9 16 25 963.3 493.2 48.8 15 38.532 19.728 304 塔河4区 75 8 37 45 2348 1108 52.81 5.1 52.1778 24.622 46 塔河5区 8 0 4 4 73.5 44.4 39.59 0 18.375 11.1 0 T903区块三叠系 8 3 4 7 695.2 115.8 83.34 5.4 99.3143 16.543 466 西达里亚三叠系 27 4 17 21 1372 247 81.92 7.1 65.3333 11.762 287 合计 353 93 167 260 16263 6347.3 60.97 107.5 62.5508 24.413 169 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况，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口井的产气情况看，九区奥陶系在9口井全部生产的情况下日产气能力可达77×104 m3，干线压力可以达到10MPa，这为低成本气举（不需购买压缩机）提供了有利气举的基本条件。 1.3气举气源状况分析 截至2006年底，西北油田分公司有天然气探明储量1292.54×108m3，其中气层气探明储量 644.99×108m3，溶解气探明储量647.55×108m3。动用天然气储量643.53×108m3，未动用天然气储量649.01×108m3。 预计2007年底西北分公司拥有天然气生产能力11.17×108m3。预计2008年天然气生产能力16.41×108m3，其中气层气井口产量为9.58×108m3，溶解气为6.83×108m3（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 8.48 9.4 7.32 8.04 溶解气 1.67 1.77 1.33 1.46 合计 10.15 11.17 8.65 9.5 2008年已落实用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。2008年预计有3.9×108m3/a的天然气富余量。 表1-4 2008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) 2.7 0.8 6 3 　 　 12.5 1.4 气举采油推广规模分析 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 49.5 不掺稀稠油井 机抽 170 4891 1948 56 掺稀稠油井 自喷 16 1483 1060 28.5 机抽 17 466 593 27.7 合计 　 341 10717 4960 2气举降粘举升工艺阶段进展 针对目前分公司稠油区块掺稀油量需求日益增加的情况，主要从两方面进行解决，一是寻求掺稀降粘的替代工艺，降低对稀油的依赖程度；二是增加稀油区块的产量，为稠油区块提供充足的稀油资源。针对上述情况，提出采用气举采油的方式缓解或解决上面问题，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，通过这种方式降低甚至取代掺稀降粘，二是针对稀油区块开展气举提液举升工艺技术研究，增加稀油供应量。 2.1 稠油气举降粘举升工艺阶段进展 针对稠油注天然气降粘举升工艺从室内实验、选井方案、工艺设计以及经济评价等多方面进行了研究，考虑到避免目前试验阶段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 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 以及现场实施经验，提出先期选井开展制氮拖车气举试验。 2.1.1 稠油注天然气降粘先导试验方案 1）注气降粘室内实验效果明显 引用英2井侏罗系七克台组稠油与不同气体混溶试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变化曲线（70℃） 图2-2 不同混溶压力下粘度的变化曲线（70℃） 由上述实验结果可知，对于70℃下粘度大约为2500mpa.s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96.6％，具有很好的降粘效果。考虑分公司的实际情况，综合比较确定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试验方案 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试验，初步编制了先导性试验方案： （1）注入气源和试验井的选择：选择8-3号站作为气源，该站有充足的脱硫干气，满足气举气的要求。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试验地面设备尽量简化的特点，因此选择增压开式气举工艺。由于需要连续生产，稠油井地层能量充足满足连续气举的条件，因此选择连续气举工艺。 （3）注气点的选择 由于稠油原油粘度对温度有较强的敏感性，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。通过研究井筒流态分布，出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。而最佳注气点要进行精确的计算。 图2－3 油井粘温曲线 （4）试验井的气举设计 以T817（K）井为例，假设注气压力25MPa，井口油压4.0MPa。 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） 93.9 井底流压（MPa） 50.31 注入气液比（m3/t） 65.9 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 KFT-B-25.4 2452 3.2 —— 10.32/1496 20.62 （5） 气举外输可行性分析 表2-3 满足外输情况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 2.5 0.3 60 48 1.5 0.3 70 56 0.9 0.3 80 63 0.5 0.3 90 71 TK817 1.9 0.3 60 52 1.0 0.3 70 61 0.5 0.3 80 69 0.38 0.3 90 77 考虑到现油气集输 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 上要求自喷及机抽井井口回压不超过1.5MPa，从计算结果可以看出，将井口的外输温度提至70度以上可以满足外输。 （6）试验步骤 由于是气举开采稠油先导试验，所以在方案制定上采取初期掺稀+注气复合工艺，然后逐步降低掺稀量的方法进行试验。 ① 天然气管线点火排空30分钟后，并入流程，关闭循环阀； ② 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； ③ 掺稀正常生产72小时后，试注天然气 A调整天然气进口压力至设计压力，开启进口阀； B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； C 连续注气，记录掺稀量、举出液量、温度、井口油套压； ④ 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，观察3小时，正常后，再次加大掺稀回流量至正常排量的1/2。 ⑤ 1/2 掺稀量保持观察48小时后，再次减掺稀量至1/4； ⑥ 正常生产72小时后，关闭掺稀。 （7）经济评价 ① 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 通过以上的预算可以看出，整体投资均在500万元左右。因此气举采油从经济上是可行。 ② 维持目前产量，计算节约稀油的经济效益预算 表2－5 T817（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，预计两口井一年的净收入为630万元。 ③预计日增油20t时的经济预算 表2-6 T817（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格来计算300天的经济效益，预计两口井一年的净收入为3990万元。 通过以上两种情况的预算可以看出，整体投资均在500万元左右，且成本回收期在半年以内，对于稠油气举井第一年预计效益最低可达到630万元。 按日单井日增油20吨，及单井日节约稀油的价格来计算300天的经济效益，预计两口井一年的净收入为3990万元。 后几年则没有压缩机等成本支出，效益会更高。因此气举采油从经济上是可行。 2.1.2稠油撬装气举单井试验 本次试验的目的是希望通过本次先导试验，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以及含水高低的范围，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试验井选井原则：(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，具有一定的稳产期，生产曲线不是呈斜直线下降的井。 依据以上选井原则，对所有掺稀生产井逐步进行选井：符合条件的只有以下2口井，具体见表2－7。 表2－7 筛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 2003.9.22 1203.28 676.03 284.04 157.98 3 TK841 2005.3.1 741.6 398.5 208.8 119.9 73.36 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。TK841、TK653的生产数据及生产特征如下表2－8： 表2－8 TK841、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 6.5 反掺 3.3/3.2 8.6 37/32 0.9832 33.8 64.3 0 2 TK653 6.5 正掺 10.8 2.12 28/23 0.991 18.9 38.4 50.56 2）方案设计 在前期选井的基础上，我们针对筛选出的TK841井和TK653井分别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2.0MPa； 地层压力系数1.06 MPa/100mm。 （2）气举设计结果 表2－9 TK841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 KFT-B-25.4 1700 3.2 —— 19.5 19.7 2 KFT-B-25.4 2887 3.6 —— 20 19.3 3 KFT-B-25.4 3200 3.6 —— 12 —— 图2－11 气举阀分布曲线图 3）气举采出油外输可行性分析 表2－12 满足外输情况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 9.2 0.4 70 60 不行 6.2 0.4 80 68 不行 3.9 0.4 90 77 不行 分输 17 0.4 70 60 不行 8.1 0.4 80 68 不行 4 0.4 90 76 不行 DN150 混输 1.6 0.4 90 74 可行 分输 1.4 0.4 90 74 可行 由表2－12可以看出，在管径为DN100的情况下，无论采用分输还是混输均不行，这也是目前TK841井已有的集输管线，若更换管线采用DN150的管线，则在分输和混输的条件下均能实现。若想采用目前管线下集输，则必须加热到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 2.2 九区邻井高压气举方案阶段进展 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733.3×10-3μm2；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0.38； 3）驱替效率高：油水等渗点为50%，活塞驱替特征明显，能够为大排量连续气举提供充足的流体和地层条件，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：根据研究，九区27口井开展气举日需气量45.3×104 m3，九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以及邻近九区的932区块的气源都可作为后备气源，所以九区气举所需气量基本具备。 2）气源压力：九区气举8MPa的注气压力就能够满足举深和产量的要求，奥陶系气源压力完全能够达到8-10MPa，因此能够满足气举压力的要求。故气源的供应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分含量为：C1 93.09%;C2 1.44%;C3＋ 1.1%;N2 1.65%;CO2 2.72%;H2S 578mg/m3，C2、C3的临界温度和压力分别为（32.27℃，4.82MPa）、（96.67℃ 、4.19MPa）。所以用于气举前需要脱烃、脱水、脱硫。 2.2.1.3主要举升方式的适应性对比分析 人工举升方式优选必须在了解目前国内外各种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，通过对比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主要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法之一。 表2-13 主要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1-100 m3/d 正常80-700 m3/d 正常30-3180m3/d，若气量、压力保证可以实现大排量提液 能源消耗 消耗电能，泵越深能耗越大 消耗电能，泵越深、液量越大能耗越大 在不用压缩机的情况下单井不耗能 免修期 1.5年 1.5年 3年 检修作业量 较大 大 容易 维护费用 低产(产液量小于65m3/d)的浅到中等深度(小于2100m)的陆上油井，操作费用低。 可变的；如果功率高，则电费高。特别在海上作业中，由于运转寿命短造成作业费用高，修理费用也高。 井的费用低，压缩机维护费用高。 基建费用 低到中等；随着深度和设备规格的增加而提高 如果有现成电力可用．则基建费用较低；随着功率加大费用也提高。 油井气举费用较低，需要装备天然气处理设备，若用压缩机则一次性投资高 工作 制度 关于办公室下班关闭电源制度矿山事故隐患举报和奖励制度制度下载人事管理制度doc盘点制度下载 的灵活性 可以改变冲程、冲次调整产液量，但上调的幅度受到限制 差；因速度固定。需要谨慎设计。变速驱动可提供较好的机动性。 特好；改变注气量以改变产量 可靠性 特好;如果抽油杆一直使用良好，工作时效可超过95%。 可变的；在理想升举条件下特好；在有问题的条件下较差(对工作温度和电故障非常敏感)。 如果压缩系统设计和维护合适，特好。 2.2.2 气举参数优化 1）目标产量确定的原则：按照九区油藏开发方案的要求，同时结合油田在不同含水时期的开发普遍规律和目前的生产动态，确定：对中低含水井（ ＜ 60%），合理控制压差生产，对高含水井（＞60%），适当放大压差进行提液。油井产液量Q=J*△P，采用油藏工程开发方案推荐的采油指数（水平、直井综合采油指数25.44m3/（d·MPa），确定目标产量，中低含水井日产液量为66m3/d，高含水井日产液量为127 m3/d，作为优化设计的基础数据。 2）气举参数优化 表2-14 九区气举采油模拟计算 注气量（104 m3） 1 2 3 4 5 含水30%时，地层压力35MPa，井口回压2MPa，注气压力8MPa 最大卸载深度（m） 1647 1896 2128 2187 2217 最大产液量（m3/d） 202 256 316 338 351 含水60%时，地层压力40MPa，井口回压2MPa，注气压力8MPa 最大卸载深度（m） 1493 1636 1854 2018 1937 最大产液量（m3/d） 199 258 309 346 347 含水90%时，地层压力47MPa，井口回压2MPa，注气压力8MPa时 最大卸载深度（m） 1165 1319 1230 1240 1397 最大产液量（m3/d） 206 271 214 219 237 在最大日注气量限定5×104m3以内，分别模拟了不设定目标产量、不控制生产压差条件下1、2、3、4、5×104m3等5个不同注气量情况下的气举产量。当最大注气量为5×104 m3、井口回压2MPa、油管尺寸62.5mm、注气压力8MPa时,油井含水30%的气举液量可达到351m3/d，气举深度2217m；油井含水60%的气举液量可达到347m3/d，气举深度1937m；油井含水90%的气举液量可达到237 m3/d，气举深度1397m。由地层速敏研究结果知，速敏临界产量为298m3/d，为此气举产液量不宜超过该值。 表2-15 九区气举采油优化结果 油井含水% 地层压力MPa 油管尺寸mm 井口回压MPa 注气压力MPa 举升产量m3/d 日注气量 ×104 m3 举深m 备注 理论模拟 30 35 62.5 2 7 66 1.678 1211 控制生产 60 40 62.5 2 7 66 1.2 1113 控制生产 90 47 62.5 2 7 127 0.9 1151 放大生产 管柱设计 30 35 62.5 2 6 62.72 1.69 1146 控制生产 60 40 62.5 2 7 66 1.2 925 控制生产 90 47 62.5 2 7 127 0.9 973 放大生产 最大能力 30 35 62.5 2 8 351 5 2217 放大生产 60 40 62.5 2 8 347 5 1937 放大生产 90 47 62.5 2 8 237 5 1397 放大生产 2.2.3 地面配套工程 目前该区的油气集输工艺是:各单井油气水混合物流体在9-1计转站完成油气收集及计量任务后，油气混输到14km外的一号计量接转站，在该站与其它区油气水混合，分离出的天然气不经进一步处理通过专线直接输向11km外的一号联合站，油水混合物通过另一条管线输向一号联合站。 方案1：建处理站 气举天然气处理厂的主要功能是脱硫、脱烃、脱水，同时应最大限度地减少工艺流程的压降。配气站的主要功能是配气、计量及气举资料的采集处理传输，实现信息共享和自动化管理。其工艺流程如图2-6。 因此只要地面空间允许，从经济性和可操作性上说气举天然气处理站选在9-1计量接转站比较合适。处理后的天然气不需要经过长距离管线输送就可以直接经过一级配气和二级配气，输送到单井井口，一级配气主要是为各油区输送高压天然气，其它油区若需要高压气气举，铺设一条输气管线即可。二级配气就是向九区单井供应气举气。 图2-6 天然气处理工艺流程图 一级配气站主要由分离器、脱硫装置、氨制冷装置、三甘醇脱水装置、加热炉、换热器、一、二级配气线组等组成，设计年处理量为150-180万方，耐压16MPa。整套设备及安装费1768万元。 方案2：不建处理站 不建处理站，直接将邻井高压气引，则只需要建设配气站与注气井间管线，采用50mm无缝钢管做为干线，耐压15MPa，22口井，长度共约44km，总投资约为988万元。 地面工程总投资988万元。 2.2.4 九区气举采油效果评价 2.2.4.1增产效果预测 根据气举设计研究，6口井进行气举，至少能够实现日产液1121m3/d，日产油227.2t/d，日产气28553m3/d，日增油90t/d，日增气12740m3/d，经过对油藏的研究，认为该区油井停喷时大都处于高含水状态，经过气举提液，单井日产油可达15t以上，增产效果非常明显，有利于适时提高塔河九区中高含水期油田开发效益（见表2-16）。 表2-16 目前机采井实施气举增产效果表 井号 目前采油方式 目 前 产 量 气举日产 日增油 （t） 日增气（m3） 年增油 （t） 年增气 （m3） 日产液 （t） 油 （t） 气（m3） 含水（％） 日产液 （t） 油 （t） 气（m3） 含水（％） S100 电潜泵 209.3 12.8 2978 93.9 270 16.47 3842 93.9 3.67 864 31500 4459000 TK910H 电潜泵 201.1 29 2256 85.6 270 38.88 3029 85.6 9.88 773 TK924H 抽油机 128.4 35.3 2115 72.5 200 55 3294 72.5 19.7 1179 TK925H 抽油机 97.4 14.1 890 85.5 127 18.42 1160 85.5 4.315 270 TK925H 抽油机 73.9 19.1 1754 74.2 127 32.77 3014 74.2 13.67 1260 TK932H 电潜泵 52 26.9 5820 48.3 127 65.66 14214 48.3 38.76 8394 合计 　 762.1 137.2 15813 460 1121 227.2 28553 460 90 12740 2.2.4.2 九区气举采油经济评价 S100井是最早的抽油井，其目前的含水为89.5%，属于高含水井，处于大排量提液的开采阶段，需要气举采油技术进一步提高开采效果。另外它的含水在目前的5口机采井中具有代表性（5口井平均含水93.9%），因此对它的气举采油效益进行评价，能够为目前的5口机采井整体实施气举采油提供比较可靠的依据。 由表2-17可以看出，S100井实施气举采油比有杆泵采油年净增加收入约385.3万元，约1.35倍。 表2-17 S100井气举采油费用概算表 有杆泵采油 日 产 年 产 年产出（万元） 投 入（万元） 年净产值（万元） 油t 气m3 水m3 油t 气×104m3 水m3 1225.7 杆+管+泵 油气处理费 水处理费 电费 12.8 2978 196.5 3840 89.34 59022 20 8 8 76 1113.7 气举采油 日产 年产 年产出（万元） 投入（万元）　 年净产值（万元） 油t 气m3 水m3 油t 气×104m3 水m3 1539 气举阀+油管 油气处理费 水处理费 电费 16.5 3842 253.8 4950 115.3 76140 10 15 15 0 1499 气举采油年净增加值385.3万元，增加1.35倍 说明：年生产天数为300天，油价3100元/吨，气价0.4元/方。 按S100井经济效益概算的方法就九区6口井的气举采油与有杆泵采油的经济效益进行了预算，其结果见表2-18，由表可以看出，5口井的气举采油总收入为21198.5万元，扣除地面投入2756万元，其净收入18442.5万元，气举采油净收入比有杆泵高5855.6万元，增加1.68倍，经济效益显著。 表2-18 九区气举采油经济效益概算表 井名 有杆泵采油净值(万元) 气举采油净值(万元) 气举/有杆泵 S100 1113.7 1499 1.35 TK910H 2599 3613.3 1.39 TK924H 3183.28 5115.528 1.61 TK925H 1321.98 1687.98 1.28 TK925H 1797.348 3044.778 1.69 TK932H 2571.54 6237.948 2.43 合计 12586.848 21198.534 1.68 4几点认识和存在的问题 1）经过对目前分公司天然气的生产情况进行统计，明确目前的气源量可以确保气举采油的实施，而目前稠油区块迫切需要掺稀替代工艺以及稀油区块也需要寻求高效的人工举升提液方式，所以实施气举采油工艺技术十分必要而且迫切； 2）优选出8-3站附近的TK725、T817(K)两口井进行了稠油气举降粘先导试验设计，完成了气举参数设计和气举配套工具的选定，建立了初步的地面气举流程，经济评价表明实施气举工艺后会取得显著的经济效果； 3）为了确保气举开采稠油的顺利实施，选定TK841井进行撬装制氮气举稠油试验，通过试验为稠油气举提供试验数据和积累现场经验，并且形成了相应的实施方案和设计； 4）针对九区三叠系的开采现状和九区奥陶系的丰富天然气资源，提出采用奥陶系的邻井高压气对三叠系的油井进行气举提液，对气举采油规模和气举效果进行了评价，并提出了初步的地面配套方案。 经过前期的论证和研究，对气举采油有了深入的认识，但仍然存在以下几个方面的问题： 1）基础研究进展较慢。前期针对气举开采稠油机理制定了详细的室内实验方案，但由于该项目开展较晚并且实验过程较长，所以下一步应加快实验进程； 2） 现场试验进度较缓。经过前期的论证工作，已经充分说明了气举采油技术在分公司的实施可行性，目前应加快现场试验工作，为该技术提供现场数据，便于此技术的进一步推广。 5 下一步工作 1）下步工作方向 （1）加快稠油溶气降粘室内试验的进度。 （2）开展制氮车气举先导性试验。 （3）在制氮车气举试验的基础上，编制稠油气举井筒降粘举升先导性试验方案，并进行压缩机注天然气现场试验。 （4）稠油气举井筒降粘举升工艺技术攻关研究。 （5）稠油气举井筒降粘举升方案概念设计。 1）下步工作计划 （1）2007年11月～12月份，现场取样，制定实验方案与计划并开展室内试验，针对制氮车气举开采稠油进行选井； （2）2008年1月份，完成室内实验并对试验结果进行分析，编制先导性制氮车气举试验方案并进行现场试验； （3）2008年2月份，依据制氮车气举试验结果，制定天然气气举开采稠油先导性试验方案，同时完成稠油注气井筒降粘举升的理论方面的研究； （4）2008年3～5月份，进行稠油注天然气井筒降粘举升先导性试验，并对现场试验进行评价； （5）2008年6～7月份，依据试验结果，进行气举优化和调整，编制塔河油田稠油注气井筒降粘举升概念设计，开展塔河油田稠油注气降粘举升推广工作。