双管柱注汽工艺技术

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1、水平井双管注汽工艺技术汇报内容技术背景1技术原理2现场实施与效果分析3结论4一、技术背景伴随着水平井钻井、采油技术的逐步配套及水平井开发表现出来的良好的经济效益，越来越多的稠油油田已经开始利用水平井技术进行新区开发和老区挖潜。截止到目前，特油公司共有水平井114口，开井107口，开发方式为蒸汽吞吐和直井与水平井组合SAGD（11口），平均日产油1800t/d左右，累计产油60万t/d左右，占公司产油量的40%左右，水平井在超稠油的开发中正发挥重要作用。特油公司水平井开发曲线水平井水平段长（一般在300～400m），在开发过程中，受油

2、层非均质性及周边采出程度影响，井间汽窜矛盾突出，油层难以有效动用，通过大量的水平井井温监测资料分析研究发现：80%水平井的水平段都存在动用不均的情况，水平井脚跟部分动用较好，约1/3脚尖部分动用较差。杜84-兴平50井水平段井温剖面测试曲线存在问题二、技术原理采用井口“双悬挂”，管中管注汽方式，蒸汽从两个通道注入，一个是从上部1.9″无接箍油管注到水平段脚尖，一个是从下部41/2″真空隔热管和1.9″无接箍油管环空井注到脚跟处，通过地面流量调解阀门进行流量控制，实现二个出汽点不同排量的控制，另外在内管和外管分流前通过悬流器及混相器实

3、现蒸汽的等干度分配。外注汽管：41/2″真空隔热管，内径76mm视导热系数：0.01W/(m.℃)内注汽管：1.9″无接箍油管双管注汽井口设计是在常规注汽井口基础上通过增加一个大四通，来实现双注汽管柱悬挂，其中1.9″无接箍油管是通过变扣（1.9″平式油管扣变41/2″偏T扣）直接连接在井口上面，41/2″保温管座封到井口内部悬挂器上，管柱之间采用密封件进行密封，其工作压力21MPa，工作温度-35～370℃，大四通垂直通径Φ160mm。（1）双管注汽井口关键技术（2）1.9″无接箍油管设计无接箍油管材质及强度试验1.9″无接箍油管

4、柱上安装了温度计保护器和压力计保护器，温度保护器外径Φ60.3mm，内径Φ38.1mm，长度310mm；压力计保护器外径Φ53.6mm，内径Φ38.1mm。摩擦焊接1.9″无接箍油管对每根油管进行了压力试验，试验压力20.7MPa41/2″真空隔热管（27/8″内管）27/8油管的过流面积=961πmm241/2″保温隔热管（31/2″内管）1.9″油管加厚情况过流面积=721.9πmm2(环空)+362.9πmm2（1.9″油管）=1084.8πmm238.1,48.3,53.6114.3,75.91.9″油管7″套管41/2真空

5、隔热管过流面积对比（27/8″内管）（31/2″内管）（3）蒸汽等干度分配等干度分配工艺流程图采用齐40蒸汽驱技术。通过在蒸汽分流前安装旋流器、混相器、等干度分配室来实现的，其蒸汽干度通过噪音法进行检测，测量误差≤±5%；内外管间注汽排量的调整是通过调整流量调节阀门的开度来实现的，排量采用孔板流量计进行检测，流量测量范围3～23t/h，流量测量误差≤±5%。（4）双管注汽管柱结构设计原设计是外注汽管下至脚跟处，内注汽管下至脚尖处，但是考虑到1.9″无接箍油管强度问题，所以将外管下至脚尖处，并在外管上连接两段筛管，一段对应A点，一段对

6、应B点，1.9″无接箍油管从外管内下至B点，外管可以起到保护作用。而且一旦小管脱落，作业时也可一次性提出，避免作业打捞。内管出汽点：1243.4～1249.5；外管出汽点：998.4～1007.4。井内管柱结构示意图工艺流程注汽分配间多参数分配计量显示仪三、现场试验与效果分析自2007年至今，累计实施双管注汽技术18井次，目前可对比8井次，见到增油效果7井次，累计增油18241.5吨，平均单井增油2605吨。目前焖井4井次，注汽5井次。三、现场试验与效果分析杜84-兴H67井位于杜84块东北部，开发目的层为兴Ⅵ组，于2006年7月1

7、日完钻，完钻井深1316米，生产井段为985.43-1314m，水平段长度为331.66m，属于高孔隙度、高渗透率油层。历史吞吐数据通过测试曲线分析，认为该井水平段动用程度差，并有接续加深的可能，其动用程度较好的水平段长度大约195m，动用程度较差的水平段位于“脚尖”部位，长度大约134m，杜84-兴H67井温测试曲线（2轮末期）195m134m动用状况内管注入量4730t,外管注入量3151t,累计注入量7881t1、注汽阶段试验效果8月17日----9月7日注汽，累计注汽21天，累计注汽8000t，焖井19天.注汽后起出内管，未

8、发现粘扣现象，验证了技术可行性。注汽效果—注汽压力稳中有升轮次炉号平均油压平均炉压注汽排量142#10.812.918246#8.713.116.93华29.813.816.4炉压平均上升0.7Mpa油压平均上升1.1Mpa注汽效果—