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西北油田注氮气三采技术增油突破200万吨 增油逾210万吨

来源: 中国石化新闻网    责编: 旋     发布时间:2018-05-16 14:10

中石化西北油田分公司“注氮气三采”低成本开发接替技术,在塔河油田缝洞型油藏成功应用,截止2018年5月,累计注气量8.8亿方,井次超过1000井次,增油逾210万吨。

2012年,塔河首例注气井TK404井成功开启西北油田“注氮气三采之路,注气后实现增油5千余吨,当年累计注气9井次,累计注气量497万方,年增油量0.28万吨,通过技术攻关,短短6年时间,“注氮气三采技术”在塔河油田作为注水开发后的接替技术,实现规模推广,2017年累计注气264井次,累计注气量2.2亿方,年增油量61.7万吨。

创新撬动了降本,降本支撑了规模化,之所以实现规模推广,得益于工程院碳酸盐岩油藏气驱开发团队6年来对关键技术节点的持续优化,创新形成了包括超深井气液同注降压方法、超深井注气采油一体化技术、撬装变压吸附制氮技术、可移动式撬装50MPa电驱技术的四大关键降本技术,更得益于在国际原油价格处于下跌的形势下,技术人员在深入研究,反复论证“注气三采”注气成本上下功夫。

创新形成了气液同注降压注气方法,实现注气压力控制在40MPa以内安全、稳定注入,为注气在塔河油田的规模化应用奠定了基础,注气施工费用由注液氮的550万元/井次,降至80万元/井次。

超深井注气压力高、注气后转抽生产需频繁更换管柱问题,创新设计了注气-采油一体化井口,稠油井、稀油井注气-采油一体化管柱及配套工具,实现了注气、采油、掺稀不动管柱,单井次修完井成本下降幅度达到56%。

低纯度氮气腐蚀管柱,导致注气成本增高问题,改变原来膜分离方式为变压吸附制氮方式,氮气纯度由97%提高到99%以上,腐蚀结垢井比例下降20%。

创新形成了50MPa撬装电驱注氮气技术,能量利用率较柴驱提高了40%,现场应用后,方气成本降低40%,首次实现了国产50MPa压缩机撬装化、电驱化在现场的应用。

“注氮气三采技术”的规模化应用,己为分公司累计降本逾亿元,注气团队亲历了整个发展历程,他们在深感责任重大的同时,并展望未来大有可为,他们正朝着更远的目标迈进,正在攻关井组氮气泡沫驱增效技术、单井注气降粘剂增效技术等一系列技术,他们将用知识的力量,再次推动“增效”巨轮。

同时,“注氮气三采技术”,社会经济效益显著,是碳酸盐岩开发理论的又一次重大突破,有效地提升了我国在缝洞型油藏的开发技术水平。

(冯一波 李敏 丁保东)

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