新疆油田某区块注汽锅炉给水硬度超标成因分析及控制对策

新疆油田稠油开发采用注蒸汽开发,注入蒸汽来源于注汽锅炉。为保证锅炉的正常运行,需对锅炉给水水质进行控制。以新疆油田某稠油开发区块为例,对其采出水水质现状进行监测,发现采出水硬度是制约锅炉给水达标的主要因素。新区产能井来液硬度偏高、稠油采出水处理系统超负荷运行、软化设备树脂失效、站区污泥池废水对系统冲击是造成锅炉给水硬度超标的主要原因。为此根据开发需求有针对性关闭部分硬度超标井,复苏及更换部分失效树脂以恢复软化能力,定期清理污泥池以改善进入采出水系统废水水质,对软化再生产生的高含盐、高硬度废水采取回注和达标外排的方式处置。通过采取以上一系列水处理系统的优化措施,实现了注汽锅炉给水稳定达标,保障了稠油开发区块的正常生产。     

底水稠油油藏热采开发特征及控水措施研究

热采是提高稠油油藏油井产能、采油速度和采收率的有效方式,但对于存在大量底水的稠油油藏,底水对热采的开发效果有较大的影响。该文通过机理数值模拟,重点分析了稠油油藏底水对热采效果的影响,提出了合理控制生产压差、降低排液速度和增加非渗透隔板等改善底水稠油油藏热采开发效果的措施,研究结果对渤海稠油油田的开发具有一定的指导意义。     

稠油热采井套管头

新疆克拉玛依地区蕴藏着丰富的稠油资源,稠油产量约占中国石油新疆油田公司总产量的30％以上。稠油热采工艺是目前稠油开发使用最为成熟的工艺技术,但是,若采用常规的井口装置,可能会导致油井生产过程中出现井口失控上窜、套管受损等情况,严重的则会造成热采井报废,给安全生产带来极大的损失。中国石油集团西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院开发研制的稠油热采套管头,部分解决了上述问题。该产品与其他稠油热采配套技术成功应用,实现了稠油热采井安全高效的生产,为油田持续稳定的发展提供可靠的保证。     

海上稠油动起来

<正>渤海油田以独具特色的海上稠油热采开发技术体系,实现了海上稠油的高效开发。2022年,中国第一大原油生产基地渤海油田稠油热采产量再创新高,首次突破50万吨产量规模。我国海上稠油热采迎来了新的里程碑。为攻克海上稠油热采难关,渤海油田致力技术攻关,逐渐完善具有中国海油特色的海上稠油热采高效开发技术体系,逐渐具备了助力渤海湾盆地上亿吨稠油资源高效开发的过硬技术。     

稠油采出水深度处理除硅工艺技术

本文对国内外稠油采出水深度处理回用热采锅炉给水除硅工艺技术和生产运行进行分析总结。对不同水质的除硅工艺进行了比选,提出了选择除硅工艺应注意的主要问题。     

胜利油田污水资源化利用技术研究进展

为解决油田生产开发过程中普遍存在的大量富余污水处置难度大和大量清水资源消耗之间的矛盾,开展了油田污水生化处理和膜过滤相结合的研究和试验。针对低渗透油藏回注水质要求严格的问题,应用生化处理配套精细过滤的集成工艺,可使处理后水质达到低渗透油田回注水A1级标准。针对稠油热采锅炉、三采配聚耗用清水的问题,应用生化处理配套反渗透膜淡化的组合工艺,可使处理后水质达到注汽锅炉和三采配聚用水指标。实验结果表明,采用生化与膜过滤集成工艺,可以实现采油污水的循环利用。     

利用海上核电站实现稠油规模热采方案研究

应用核能开展海上稠油大规模热采开发的方式具有良好的前景。对不同型式的核电平台及热水外输方案进行了比选,提出了一种新的稠油大规模热采模式,该系统包括可移动核电平台、热水生产系统、热水外输装置、输水管道。热水外输装置为筒型基础的立管平台,通过栈桥连接核电平台上的热水生产系统,底部连接输水管道,通过多根海底管道将大量热水输往不同稠油油田。此开发模式可以提供大量热源,能够满足多个稠油油田同时热采以及后期其他热采油田接入的需求。     

唤醒海上稠油

正我国海上首座规模化稠油热采平台正式进入热采生产近日,从中国海油渤海油田传来令人振奋的消息:随着旅大21-2油田WHPB平台开始注热,我国海上首座规模化稠油热采平台正式进入热采生产状态。WHPB平台肩负着单项热采技术优化、系统热采技术集成创新应用、热采新技术试验等示范性任务。此举翻开了我国海上稠油开发的新篇章,标志着我国海上稠油开发由先导试验向规模化经济有效开发迈出了关键一步。     

热-化学技术提高稠油采收率研究进展

在稠油开采过程中,热力采油法一直是提高稠油采收率的主要方式。针对稠油油藏水驱采收率低及部分油层(如部分薄层、深层、热敏层等)不适宜于热采的特点,在稀油化学驱技术的基础上发展了稠油化学驱技术。近年来研究发现,将稠油热采和稠油化学驱技术相结合使用,可大大提高稠油采收率。在调研大量相关文献的基础上,综述了稠油化学驱以及稠油热(蒸汽)-化学复合采油技术的研究进展,分析了其提高稠油采收率的作用机理和存在的问题,认为热-化学水平井复合采油技术是今后稠油开采的一项重要技术。     

不同形态硫化物对稠油热采硫化氢产生的贡献分析

随着开发的不断进行,稠油热采过程中硫化氢的产生量不断增加,尤其是在蒸汽驱区块硫化氢的产生量呈现急剧增加的趋势,严重影响了稠油热采区块的安全生产。为了进一步明确稠油热采过程中硫化氢的产生原因,对稠油热采过程中的含水量、处理温度和处理时间等因素进行了分析。研究结果表明,目标稠油在含水量为20%,处理温度为260℃,处理时间为48 h的条件下,不同形态的硫化物能够最大程度地转化为硫化氢;硫醇硫和硫醚硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生有贡献,噻吩硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生无贡献。分析不同形态硫化物对稠油热采硫化氢产生的贡献,可为高含硫区块的开发及制定相应的防治措施提供技术支持。