蒸汽吞吐采油技术简介一、蒸汽吞吐采油机理1、加热降粘作用由于稠油对温度非常敏感，当向油层中注入250℃-380℃的高温高压蒸汽和热水后，油层中与其接触的流体和骨架被加热，原油的粘度急剧下降，原油流向井底的阻力相应减小，油井的产量随之增加。
2、加热后油层弹性能量释放油层加热后其骨架体积、流体的体积膨胀，在弹性能和气体的作用下，原油在油层中容易流动，使油井增产。
3、开采过程中吸收余热油井注蒸汽后回采时，随着近井地带被加热的原油不断流向井底，地层深部原油随之向加热的地层区域内进行补充，在流经加热地层的区域后原油的温度上升，粘度下降，减少了流动阻力，使油井增产。
4、蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用油井在开采过程中，油层内的轻质成份首先流入井筒被采出，伴随着油层温度的下降，油层中的蜡质、胶质、沥青质就会在油层孔道中形成凝结，堵塞油流通道，注蒸汽后就会使堵塞物融化或裂解，改善了油层渗透率，对油井增产起到了积极作用。
二、蒸汽吞吐采油的选井条件影响蒸汽吞吐采油效果的主要参数有原油粘度、油藏深度、油层纯厚度、孔隙度、原始含油饱和度。
三、蒸汽吞吐采油井施工工艺要使蒸汽吞吐采油施工顺利进行，应对井筒质量进行验证，对井筒内的液体及残渣进行清理，对油层进行处理，增加油管及环空内的隔热能力，解决油层套管、技术套管、表层套管受热变形不统一的矛盾，解决注蒸汽施工过程中管柱因受热和降温引起的伸缩问题，解决井口在高温、高压条件下的注汽问题,解决油层出砂问题,解决射孔孔眼导流能力问题,解决放喷及举升问题,解决井筒保温问题。
1、井筒内的清理：下笔尖实探人工井底，有砂用清水冲砂，若冲不动采用螺杆钻冲至人工井底，若螺杆钻钻不下去，采用打铅印的方法检查套管内落物的情况及套管的变形情况，最后用80℃以上的热水洗井，清除套管内的有机物。
2、检验井筒质量：用与套管匹配的通井规通井、用刮削器刮削套管、用封隔器配合地面泵车对套管试压,套管试压压力为25MPa。
3、增加射孔孔眼的导流能力：注蒸汽施工时以8t/h水烧成蒸汽的速度，由套管经射孔孔眼注入地层，目前油层孔密在10-15孔/米之间，其导流能力不能满足注汽施工的要求，因而必须对注汽层实施补孔作业，使注汽层孔密达到26-32孔/米。
4、对出砂层的治理：由于采用高温高压蒸汽向地层内注入，在回采时一旦地层出砂就会造成整个注汽施工的失败，因而在注汽施工前要首先验证地层是否出砂，如地层出砂采用热采防砂管柱对出砂层进行防砂。
5、井口、井筒、管柱高温变形的应对及隔热：①在注汽过程中，井口温度高达380℃，普通的井口不能在此温度下正常工作，因此井口应更换为特种高压高温热采井口。
②在注汽过程中，井筒的温度缓慢升高，油层套管、技术套管、表层套管受热不均匀，引起的变形不一，油层套管变形最大，为了不拉坏油层套管，应将井口的环形钢板割开。
③在注汽过程中，为了减少热能的损失，使蒸汽携带的热能尽可能多的接触地层，应采取隔热措施，其隔热工序为下隔热油管，并在油套环空注入低导热系数的氮气。
④在注汽过程中，隔热油管是通过封隔器坐封在注汽层顶界的套管内，热蒸汽通过隔热油管时会导致隔热油管伸长，因此应在隔热油管串内加入高温高压伸缩管，保证整个注汽过程中隔热管不因伸长变形而弯曲。
6、地层处理：由于注汽地层内含有泥质、胶质、沥青质，因此在注汽施工前应对地层进行处理，其工序是向注汽地层内挤入油层清洗剂、粘土防膨剂。
7、放喷方式及热采举升工艺①放喷方式注蒸汽及焖井结束后，在放喷期间考虑到由于生产压差较大会造成地层出砂，因此设计制定了以下放喷方式。
⑴放喷初期用3mm油嘴放喷（根据井口压力调整油嘴大小），放喷初期24h控制在10-20m3/d，以后加大油嘴放喷,产液量控制在40m3/d以内，最后去掉油嘴。
⑵初期液体进现场储液罐，待井口温度降低到具备进站温度时，应进站生产。
⑶正常自喷每4h计量一次该井产量，每班取样一次，化验含水和含砂。
⑷井口压力低于进站压力时，关井，同时立即向隔热油管的挤稀原油或热洗井液（挤入量为隔热油管的内容积，以免稠油凝固堵死管柱）.②举升工艺及井筒保温稠油蒸汽吞吐采油在国内其它油田先后实验过螺杆泵、电动潜油泵、水力活塞泵举升工艺，都因不适用蒸汽吞吐采油的特点而被淘汰，最终唯一适合蒸汽吞吐采油的举升工艺是有杆泵。
结合生产过程中井筒保温，确定三口实验井采用电热杆加热举升工艺。
8、蒸汽吞吐施工地面流程图及井筒管柱图⑴地面流程图⑵井筒管柱图四、蒸汽吞吐的施工参数 1、蒸汽干度的选择。
根据室内模拟实验及实际应用经验表明，干度越高增产效果越好。
因为在相同的注汽压力下，干度越高热焓越大，加热的体积大；在相同的压力下，干度越高比容越大，加热半径越大。
所以应尽量提高蒸汽干度；但由于井深及设备的因素所限，应将蒸汽的干度控制在60%～80%之间。
2、注汽量的选择。
室内模拟实验及现场经验表明，最优范围是80-120t/m ，薄油层及非均质严重的油藏初期注汽强度应适当低些，尤其是浅油层，压力低，若注汽量过大，回采产量将降低。
随着蒸汽吞吐次数的增加，需要增加注汽强度，以扩大加热范围。
一般推荐逐渐递增15%注汽量。
3、注汽速度和注汽压力的选择注汽速度越高，日产油量越高。
虽然注汽速度和注蒸汽压力的增大，都会提高增产效果，但由于注汽速度与注汽压力的过高会导致地层破裂，在地层中形成汽窜，造成注汽失败。
在实际注汽施工中应从设备能力和地层破裂压力两个方面进行考虑，应在低于地层破裂压力的条件下进行注汽，并最大限度地发挥注汽设备的注汽速度。
4、焖井时间的选择焖井主要目的是为了使注入油层中的热蒸汽充分与地层及地层内的流体进行热交换，提高热能利用率。
焖井时间过长，会导致热量的向盖层的扩散，焖井时间太短不能使注入的蒸汽发挥其应有的作用。
根据经验将焖井时间确定为2-3天。
隔热油管高温高压伸缩管高温高压热敏封隔器油层套管目前人工井底油层5、注汽用水由于高压锅炉在注汽过程中其炉堂的温度高达390℃，如果水的矿化度过高就会导致炉堂内结垢，影响燃油的热效率，因此要求注汽用水的矿化度小于700 mg/L。
6、燃料油燃料油是进行蒸汽吞吐采油的热量来源，如果用成品油价格过高，因此选用脱水原油作为高压锅炉的燃料油。
五、蒸汽吞吐采油案例井施工简况及注汽参数1、自21-10井①施工时间：2010年3月25日至2010年5月11日。
②施工步骤⑴提出井内管柱，通井，刮削，井筒试压，进行机械防砂施工；⑵用70-80℃热洗井液洗井；⑶下注蒸汽管柱，注汽工艺管柱自下而上依次为：φ62mm喇叭口+φ73mm油管短节1根3m+热敏封隔器+伸缩管+φ89mm隔热管至井口；⑷割环型钢板；⑸装全套注汽井口；⑹组装注汽流程，井口流程试压21MPa,15min不刺不漏试压合格；⑺环空注氮气4吨,关套管闸门；⑻正挤入3t高温防膨剂。
2、家27-52井①施工时间：2010年6月3日至2010年6月19日。
②施工步骤⑴用70-80℃热洗井液洗井；⑵下入φ152mm×1.2m套管通井规通井至1725m；⑶下入φ178mm套管刮削器刮削至1725m，用70-80℃热洗井液反洗井；⑷下入Y211-150封隔器至1677m，对套管试压，25MPa，30min试压合格；⑸用有电缆102枪127弹对9、11、13号层重复补孔，射孔井段1677.6-1682.3m；1692.0-1697.0；1711.1-1713.8m，孔密16孔/米；⑹下气举管柱；⑺反气举排液，降液面至1300m；⑻待液面恢复后，加深管柱硬探砂面至1730m，地层没有出砂,用70-80℃热洗液洗井；⑼上提管柱φ62mm喇叭口完成至1667m，正试吸收量；⑽依次正挤入降粘剂3m3、高温防膨剂3m3、顶替清水6 m3，提出管柱；⑾换350型7″套管注蒸汽井口；⑿下注蒸汽管柱，注汽工艺管柱自下而上依次为：φ62mm喇叭口1675.5m+φ73mm油管短节1根2m+热敏封隔器1673.5m+伸缩管1365.0m+φ114mm隔热管至井口；⒀割环型钢板；⒁组装注汽流程，井口流程试压21MPa,15min不刺不漏试压合格；⒂环空注液氮6 吨，关套管闸门。
3、官32-18井①施工时间：2010年5月21日至2010年6月2日。
②施工步骤⑴井口装250型采油树；⑵下φ73mm笔尖+中间球座，实探砂面，冲砂至丢手1620m，冲后用80℃热水洗井一周；⑶冲砂后投球对油管试压，20MPa,30min，试压合格；⑷下φ118mm×1200mm通井规通至1600m；⑸下φ140mm套管刮削器刮削至1600m；⑹下入Y211-150封隔器完成于1560m，对套管试压，25MPa，30min，试压合格；⑺下φ73mm笔尖至1590m，填砂至1617m；⑻注灰,灰面为1594.44m；⑼用70-80℃热洗井液洗井，对注汽层补孔；⑽下注蒸汽管柱，注汽工艺管柱自下而上依次为：φ62mm喇叭口+φ73mm油管短节1根3m+热敏封隔器+伸缩管+φ89mm隔热管至井口；⑾割环型钢板；⑿装全套注汽井口；⒀组装注汽流程，井口流程试压21MPa，15min，试压合格；⒁环空注液氮4t，关套管；⒂正挤入降粘剂6t；⒃正挤入2.5t防膨剂。
4、注汽参数及施工效果如表1和表2所示：表2 施工效果1）蒸汽吞吐采油在生产阶段，井筒采用掺热水降粘工艺，水温大于80℃；2）确定蒸汽吞吐采油井有效厚度时，其最小厚度应大于12m（因为自21-10井、官32-18井在注蒸汽过程中都采用适当放空的方式注汽）；3）对注汽层出砂的井，应在注汽前进行防砂；4）在注汽过程中如果地面注汽设备发生故障，在24小时之内不能恢复应将井筒和地层注入的蒸汽或热水排出后，再重新进行注汽施工。