委内瑞拉稠油气举新工艺

第 15 卷 第 2 期 重庆科技学院学报(自然科学版) 2013 年 4 月 委内瑞拉稠油气举新工艺 刘曦懋 钟海全 ( 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500) 收稿日期:2012 － 10 － 25 基金项目:国家科技重大专项(2008ZX05049 － 004 － 006HZ) 作者简介:刘曦懋(1989 － ) ，男，四川南充人，西南石油大学在读硕士研究生，研究方向为油气田开发。 摘 要:稠油开采实践中，螺杆泵流量有限，而电潜泵需极大功率才能克服稠油的高黏特性。气举可在相对较小的 动力条件下提供较高的举升流量，是一种理想的稠油开采新方法。我国气举技术起步较晚，初步具备气举采油体系 和装备。20 世纪 80 年代，国外已将气举采油用于稠油开采。委内瑞拉气举稠油技术成熟、先进，通过改进的间歇气 举、段塞气举、复合注稀释剂等新气举工艺，可使稠油产量提高近 3 倍，生产成本约降低 25%。 关键词:气举;稠油;采油;降黏 中图分类号:TE345 文献标识码:A 文章编号:1673 － 1980(2013)02 － 0064 － 03 在国内，黏度高且相对密度大的原油称为稠油。 国外定义当原油 API 值小于 20 时为稠油，小于 10 则称为超稠油［1］。稠油黏度大，在开采过程中需要 稀释降黏，在举升时由于地层压力变化以及井筒气 液两相流动，会出现举升不稳定、效率低、开采成本 高等问题。我国稠油开采目前主要以有杆泵机抽和 蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采为主要手段。但是随着稠 油黏度的升高、油气比的降低、稠油油藏深度加深， 井筒举升难度将加大，难以实现有效经济的开采。 我国气举技术起步较晚，初步具备气举采油体系和 装备。对于稠油气举开采理论基础较为薄弱，针对 不同气举工艺进行的现场多井次生产实践经验较 少［8］。20 世纪 80 年代，国外已将气举采油用于稠 油开采［2 － 7］。委内瑞拉 Lake Maracaibo、Urdaneta、 Pilon油田使用气举开采稠油近 30 年，在稠油气举 工艺上对间歇气举进行改进，使用了新气举导阀，同 时使用段塞气举开采稠油，在降黏采油时改变了稀 释剂的注入方式，使稠油井筒流动摩阻减小，增产效 果显著。本文主要介绍此气举新工艺。 1 气举新工艺 对于不同井况，不同举升方式开采稠油会有显 著产量差异，合理使用连续气举、间歇气举、段塞 气举等技术，配合降黏剂的使用能有效地开采 稠油。 1． 1 新间歇气举技术 委内瑞拉 Lake Maracaibo 油田约 1 300 口稠油 油井采用新间歇气举方式生产。配合新气举导阀开 采稠油，从 1 524 m深处注入 668 m3 的天然气，61 m 长的积液可被完全举升，244 m 长的积液可被举升 95%［8］。在保证稳产的同时，能够减少 50% ～ 75% 的注气量，同时缩短约 50%的注入时间，单口井最 高稠油产量可提高近 74%［9］。 稠油开采初期常使用连续气举，但随着地层压 力下降，注气量增大使成本提高。图 1 是新间歇气 举的管柱结构图。基于闭式气举管柱结构，在外层 套管和中层套管空间内加入连续油管。此种管柱结 构可以避免因井筒液面下降引起的注入气气窜和油 管压力不稳定对近井地层的影响。同时，注入气可 使更多井底油气混相进入生产油管。 图 1 新间歇气举管柱结构图 ·46· 根据压力可将气举阀分为套压阀、节流阀、液流 阀和综合控制阀，其中套压阀又可分为氮气波纹管 阀、弹簧阀、平衡阀和导阀［10］。导阀拥有更大阀孔 面积、阀距，能够增大油管效应系数(TEF) ，对于间 歇气举开采尤其适用。但是动力座的大小限制了气 体在阀中的最大流量。 新气举导阀示意图如图 2 所示，新气举导阀分 为导向区和动力区。导向区控制阀的开启和关闭。 一旦导阀区打开，动力区的活塞下降以使注入气从 环空进入油管。新气举导阀具有以下特点: (1)使 用较大内径阀管以使阀内面积更大，从而增加过水 断面面积;(2)使用 O 型往复式活塞密封圈以使阀 的寿命增加;(3)在活塞、活塞顶端和活塞腔壁使用 双层热加工处理的不锈钢以增加阀内部容积。 图 2 新气导举阀结构示意图 1． 2 段塞气举技术 在委内瑞拉 Urdaneta油田，使用段塞气举增产。 2011 年的生产数据显示，稠油生产井数量由 40 口 上升至 130 口，稠油油量产量增至 50 000 桶 /天［11］。 对于稠油油井，连续气举开采时井筒中有泡沫 油流产生，导致产量下降;常规间歇气举开采时有大 量储层流体涌入油管，生产时会消耗更多举升能 量［12 － 14］。段塞气举是在高压下注入气体限制稠油 与液相的接触，从而消除泡沫油流的产生条件，在节 约举升能量的同时，提高稠油的开采量。 段塞气举特点是，在气相上升的过程中不会有 气体分散相进入液相。从注气点向上至少有 2 段以 上的液相段使得气液两相界面效应更强，持续时间 更短，从而使气体进入液相形成泡状层的几率减小， 同时气举阀可使用更大孔径的节流嘴以便在短时间 内注入大量气体。 1． 3 天然气驱动稀释剂降黏 自 2010 年以来，委内瑞拉 Pilon 油田采用天然 气驱动稀释剂降黏。在降低注入气使用量的同时， 由于活塞泵、压缩机及其电学器件的减少，其维护成 本约降低 75%［15］。 稠油开采现场常单独使用活塞泵将轻质原油注 入井下，然后再使用气举方式开采。稀释剂泵的更 换、维护费用高，并且高压操作存在不安全性和产量 不稳定性［16］。采用新的气举注气系统将注稀 释剂与气举 2 道程序合并，以天然气作为稀释剂的 注入动力，稀释剂随天然气在地混合后注入地下。 新气举系统如图 3 所示。泵内三向阀 A3 先处 于关闭状态，阀 C、A2 处于打开，开始进行注汽。注 气完毕后将 A3 打开，B、C、A2 关闭使气体进泵以驱 动稀释剂进入井下。之后 C 打开以释放气体减压， 减压完毕后 B、C关闭，从而完成一个周期的注稀释 剂降黏。 图 3 新气举系统示意图 2 结 论 新间歇气举适用性广，结合新气举导阀，能避免 注入气气窜和油管压力不稳定;段塞气举能减少泡 沫油流的产生，减小管壁摩擦力以使井筒动态压力 下降，但其对注入气量和周期的要求较高，操作难度 较大。 针对刚投产的稠油油井，采用井底注稀释剂能 快速、稳定的保证稠油的开采;对于进入中后期的油 井，有效开采稠油的方式重在节约能源损耗，提高注 稀释剂效率。 可研究气举与泵等其他举升系统的联合使用。 将举升与抽汲相结合，是开采高黏度稠油的一种新 ·56· 刘曦懋，等:委内瑞拉稠油气举新工艺 的有效方式。 研究准确描述稠油油气两相关系的模型非常重 要。现有油气两相规律方程都不能很好地解释稠油 开采中的气油关系，并且都低估了实际测得的压力 降。稠油油气模型能更准确地指导稠油现场开采。 参考文献 ［1］李颖川．采油工程:第 2 版［M］．北京: 石油工业出版社， 2009: 333-334． ［2］万邦烈． 气举采油技术［M］． 东营: 石油大学出版社， 2000: 1-2． ［2］ Abdel Wally ． Study Optimizes Gas Lift in Gulf of Suez Field［J］． Oil ＆ Gas，1996( 24) : 38-44． ［3］ Shahaboddin Ayatallahi ． Method Optimizes Aghajari Oil Field Gas Lift［J］，Oil ＆ Gas，2001: 21． ［4］Wehunt C D，Burke N E，Noonan S G，Bard T R． Technical Challenges for Offshore Heavy Oil Field Developments ［G］． OTC 15281，2003． ［5］ Ortiz J L． Gas Lift Troubleshooting Engineering: An Im- proved Approach［G］． SPE 20674，1990． ［6］ Noonan S G． Subsea Gas Lift Design for the Angola Kuito Development［G］． OTC 11874，2000． ［7］ Ali Hernandez． Field-scale Research on intermittent Gas Lift［G］． SPE 52124，1999． ［8］ Ali Hernandez，Cesar Perez，Balmiro Villalobos． New Gas- Lift Pilot Valve Increases Gas-Lift Efficiency［G］． SPE 69402，2001． ［9］ Kermit E Brown． The Technology of Artificial Lift Methods ［M］． ［s． l］: PennWell Books，1980: 98-118． ［10］ Jose Luis Ortiz Volcan． Development of Heavy Oil Off- shore Lake Maracaibo Field Using Slug Gas Lift: A Case History［G］． SPE 143920，2011． ［11］ D Hong’en，C Yuwen，H Dandan． Application of Gas Lift to Heavy-oil Reservoir in Intercampo Oilfield，Venezuela ［G］． SPE /PS-CIM /CHOA 97370 PS 2005-306，2005． ［12］ Zimmerman W，Ortiz J L． Slug Flow Gas Lift［G］． Vene- zuelan Multiphase Flow Seminar，French，Intevep，Los Te- ques，1987． ［13］ Jaimes R，Lagoven W． Slug Flow Gas Lift of Heavy Oil Production［C］∥ 3rd International Unitar Heavy Crude ＆ Tar Sands Conference ． California: ［s． n］，1985: 1244- 1261． ［14］Brito F，García L，Brown J． Use of Natural Gas as a Driv- ing Force in a Diluent-Gas Artificial-Lift System Applied to Heavy Oils［G］． SPE 139105，2010． ［15］ Jack R Blann． Advances in Heavy Oil Lifting in the Mor- ichal Area of Venezuela［G］． SPE 52211，1999． ［16］ Daas M A，Golczynski． Downhole Chemical Injection Through Gas Lift lines: Options and Consequences［G］． SPE 14951，2011． Heavy －Oil Gas Lift New Technology in Venezuela LIU Ximao ZHONG Haiquan (State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation， Southwest Petroleum University，Chengdu 610500) Abstract:In actual heavy － oil field，progressive pump has a limited flow rate，and electric submersible pump needs extreme horsepower to overcome hyper viscous． However，gas lift is able to produce higher flow rate when less horsepower is supplied． In China，gas lift technology is late － starting． System and equipment of gas lift have been fundamentally established． From the 1980s of 20th century，heavy oil gas lift is applied in foreign countries． Heavy oil gas lift technology in Venezuela is matured and advanced． By the appliance of new intermittent gas lift， new pilot valve，slug gas lift，combined with the technology of gas drive diluent injection，the production rate has been risen as three times as before，and the cost has been cut down by 25% in Venezuela． Key words:gas lift;heavy oil;oil recovery;technology ·66· 刘曦懋，等:委内瑞拉稠油气举新工艺