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    稠油熱采隔熱油管技術(shù)適應(yīng)性分析

    2014-12-24 03:34:04洪,陳森,周偉,黃
    石油化工應(yīng)用 2014年3期
    關(guān)鍵詞:干度稠油油管

    李 洪,陳 森,周 偉,黃 勇

    (1.新疆油田公司工程技術(shù)研究院,新疆克拉瑪依 834000;2.新疆油田公司實(shí)驗(yàn)檢測研究院,新疆克拉瑪依 834000)

    蒸汽吞吐和蒸汽輔助重力泄油(簡稱SAGD)是目前稠油熱采的主要技術(shù)手段[1]。這兩項(xiàng)技術(shù)均需要向井底注入大量高干度蒸汽,對油層進(jìn)行蒸汽加熱,蒸汽的熱利用率是決定開發(fā)效果的關(guān)鍵因素[2]。

    在開采中淺層稠油油藏時(shí),熱采效率矛盾不突出,但是隨著開采深度的加深,熱效率利用低的問題逐漸突出。蒸汽吞吐井在井筒深度超過一定限度后,蒸汽干度下降到油藏開發(fā)要求的極限干度以下,無法達(dá)到油藏開發(fā)的條件。對于采用普通光油管注汽的油井,熱損失將會(huì)很高,注入到油層的蒸汽熱燴、干度很低,蒸汽波及體積小,造成吞吐開發(fā)效果較差和SAGD 循環(huán)預(yù)熱不充分。且由于注汽熱損失大,油層套管損壞較嚴(yán)重,嚴(yán)重影響了蒸汽吞吐和SAGD 開發(fā)效果。因此,為了提高注蒸汽熱能利用率,降低開發(fā)成本,對井筒隔熱技術(shù)的研究和應(yīng)用勢在必行。

    1 隔熱油管技術(shù)

    針對普通油管熱損失嚴(yán)重、隔熱效果差的情況,使用隔熱油管代替普通油管進(jìn)行注汽作業(yè),可以大幅度減少注蒸汽熱損失。隔熱油管采用預(yù)應(yīng)力真空隔熱雙層結(jié)構(gòu),主要由內(nèi)管、外管、隔熱系統(tǒng)、接箍等組成[3]。隔熱油管的結(jié)構(gòu)示意圖(見圖1)。隔熱油管的內(nèi)管受到蒸汽熱量影響時(shí),可釋放預(yù)施加的拉應(yīng)力,以補(bǔ)償內(nèi)外管溫差伸長,確保了隔熱油管在高溫下工作的可靠性。用隔熱油管注汽可以使注汽熱損失大幅度降低,大大提高了可注入深度和注入油層的蒸汽質(zhì)量。同時(shí)能夠降低套管和水泥環(huán)的熱應(yīng)力,防止套管高溫?fù)p壞[4-6]。用于采油時(shí)具有良好的保溫效果,可以大幅度降低熱能損耗。

    圖1 隔熱油管結(jié)構(gòu)示意圖

    2 隔熱油管技術(shù)適應(yīng)性分析

    2.1 蒸汽吞吐

    下面研究在不同管柱結(jié)構(gòu)條件下井筒深度與蒸汽干度的關(guān)系。計(jì)算參數(shù):注蒸汽速度130 t/d,周期注汽量1 560 t,井口蒸汽干度80 %。不同井深下的干度分析曲線圖(見圖2)。

    圖2 井筒深度與井底蒸汽干度的關(guān)系曲線圖

    從圖2 可以看出,注汽壓力越高,井底干度越高,井筒熱損失越少。另外隨著井筒深度的增加,蒸汽的干度是呈下降趨勢,井筒熱損失增加,而且普通油管的降幅遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于隔熱油管,隔熱油管的蒸汽干度能夠保持在一個(gè)很高的程度,井筒熱損失較小。普通油管注汽井筒深度超過350 m 后,蒸汽干度下降到60 %以下;而隔熱油管注汽井筒深度超過350 m 后,蒸汽干度仍高達(dá)76 %,在井筒深度超過600 m 后,仍能達(dá)到70 %左右。從統(tǒng)計(jì)的干度損失情況來看,井筒深度350 m 處,下入隔熱油管與普通油管相比較,蒸汽干度損失減少15 %~20 %,由此得出利用隔熱油管稠油熱采的井筒深度以超過350 m 為宜的結(jié)論。

    2.2 SAGD

    SAGD 技術(shù)有三種布井方式:雙水平井、水平井直井組合方式、單井SAGD。本文重點(diǎn)討論應(yīng)用較廣的雙水平井布井方式,即上層為注汽水平井(I 井),下層為生產(chǎn)水平井(P 井)。下面分別研究淺井和深井在下入隔熱油管前后井底蒸汽干度的情況。通過計(jì)算軟件分別對普通油管及隔熱油管進(jìn)行注汽計(jì)算。淺井計(jì)算參數(shù):垂深200 m,隔熱管長280 m,位于斜直井段。斜直井段下隔熱油管的流入蒸汽干度圖和普通油管流入蒸汽干度圖(見圖3,圖4)。

    圖3 隔熱油管淺井的流入蒸汽干度圖

    圖4 普通油管淺井的流入蒸汽干度圖

    通過對比結(jié)果發(fā)現(xiàn),隔熱油管比普通油管結(jié)構(gòu)井口返出干度高出6.5 %;普通油管水平井趾端干度82.9 %,高于SAGD 要求的井底最低干度(75 %),能夠滿足SAGD 開發(fā)要求,因此淺井實(shí)施隔熱油管技術(shù)意義不大。

    深井計(jì)算參數(shù):垂深500 m,隔熱管長570 m,位于斜直井段。斜直井段下隔熱油管的流入蒸汽干度圖和普通油管流入蒸汽干度圖(見圖5,圖6)。

    圖5 隔熱油管深井的流入蒸汽干度圖

    圖6 普通油管深井的流入蒸汽干度圖

    通過對比結(jié)果發(fā)現(xiàn),隔熱油管與普通油管結(jié)構(gòu)井口返出干度高出23%;普通油管水平井趾端干度75.5%,低于隔熱油管趾端點(diǎn)干度16.2 %(注汽量80 t/d);當(dāng)注汽量降至60 t/d 時(shí),普通油管水平井趾端干度下降到60 %,無法達(dá)到SAGD 開發(fā)要求,因此深井實(shí)施隔熱油管技術(shù)具有較高價(jià)值。

    3 結(jié)論

    (1)蒸汽吞吐井在井深超過350 m 時(shí)適宜通過采用油隔熱油管來降低井筒熱損失,保證注入到井底的蒸汽保持較高的干度,以達(dá)到油藏開發(fā)的要求。

    (2)SAGD 開發(fā)過程中,淺井采用隔熱油管技術(shù)的意義不大,而深井采用隔熱油管技術(shù)可以大幅降低井筒熱損失,提供井底蒸汽干度,充分預(yù)熱油層,達(dá)到最佳的循環(huán)預(yù)熱效果,為后期轉(zhuǎn)SAGD 生產(chǎn)階段提供很好的保障。

    [1] 胡常忠.稠油開采技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998.

    [2] 劉文章.稠油注蒸汽熱采工程[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997:144-155.

    [3] 王理學(xué),劉清良.高真空隔熱油管隔熱機(jī)理及隔熱結(jié)構(gòu)的研究[J].山東理工大學(xué)報(bào),2003,17(4):93-96.

    [4] Chierici G L,Ciucci G M,Sclocchi G. Two-Phase Vertical Flow in Oil Wells Prediction of Pressure Drop[J].JPT AUGUST,1974:927-937.

    [5] Gould T L. Vertical Two -Phase Steam -Water Flow in Geothermal Wells[J].JPT,1974:833-844.

    [6] Aziz K,Govier G W,F(xiàn)ogarasi M. Pressure Drop in Wells Producing Oil and Gas[J].JPT,1972:7-9.

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