稠油开发单井集油流程设计及应关注的问题

一．稠油开发四种单井集油流程之比较 稠油集油流程目前国内外主要有注采合一、注采分开这两种集油流程。如我国某稠油小断块油田某区．油层薄,短周期注汽吞吐,单井产量低,单井集油工艺采用注采合一集输流程及技术．注汽管道可以兼顾集油管线功能,即单井注汽、采油共用一条管线,不仅流程简洁,经济、合理、适用．减少工程投资．同时运行费用小,     

辽河油田设计院被确定为行业指导性设计院

日前接到中国石油天然气总公司文件指出,辽河油田设计院为稠油集输工艺、凝析油集输工艺技术方面指导性设计院;胜利油田设计院为油田采出水处理、滩海油田地面工艺设计技术方面指导性设计院。辽河油田稠油产量占全国稠油产量的一半。多年来,辽河油田设计院在稠油开采、集输、储运等技术方面积累了比较丰富的科研设计经验,取得了数十项科技成果。其中稠油区块产能建设《欢喜岭油田地面建设工程设计》获国家优秀工程设计金质奖,《稠油掺稀油降粘集输工艺研究》、《新型稠油电脱水器研究》、部级标准《稠油集输及注蒸汽系统设计技术规定》等     

稠油热采污水回掺集输技术的研究与应用

针对河南油田稠油热采集输系统现状,分析并找出了集输系统节能减排主要挖潜方向,通过开展管道模拟试验,找出温度、含水等对原油粘度影响关系,确定含水原油转相点。在开展注采分开流程掺水试验、井楼七区扩大掺水试验、注采合一流程掺水试验等先导性试验的基础上,对河南稠油热采区块集输系统进行了整体改造,实现了稠油热采集输污水回掺替代高压蒸汽伴热,取得了较好的经济效益和社会效益。     

稠油集输的实践与展望

本文介绍了辽河高升稠油油田集输工艺流程的变迁,指出使用掺稀油降粘工艺,能大大改善稠油的集输和处理的条件,以及分采、分输、分炼所带来的经济效益。文章还阐明了稠油集输在稠油开发系统工程中的地位;探讨了稠油集输与处理的有关技术;最后指出稠油改质降粘是一种解决稠油集输及长距离输送的新工艺。     

稠油热采污水回掺集输技术的研究与应用

针对河南油田稠油热采集输系统的现状，分析了集输系统节能减排的主要挖潜方向，通过开展管道模拟试验，确定了温度、含水等对原油粘度影响关系及含水原油转相点。在开展注采分开流程掺水试验、井楼七区扩大掺水试验、注采合一流程掺水试验等先导试验的基础上，对河南稠油热采区块集输系统进行了整体改造，实现了稠油热采集输污水回掺替代高压蒸汽伴热技术，取得了较好的经济效益和社会效益。     

稠油热采高效低能耗集输技术探讨

稠油凝点高、黏度与密度大,热采地面集输难度大。中国稠油热采集输能耗高、热能综合利用率低、效率低,总体工艺技术水平较低。针对含水高、产量较低的稠油区块,提出采用注采合一污水回掺集输,电动选井多通阀集油计量,过热蒸汽吞吐,蒸汽锅炉高温烟气及热油余热利用等稠油集输新工艺、新技术和密闭电动选井多通阀配汽管汇、计量接转站及注汽系统相结合的二级布站、一体化建站的高效低耗集输系统,实现稠油地面集输高效、低耗,提高中国稠油集输工艺技术水平。     

窄条带状边水稠油油藏水平井提高开发效果技术对策

新庄油田南三块窄条带状边水稠油油藏热采水平井生产过程中存在油层剖面动用不均、边水侵入等问题,从地质、注采参数和工艺3个方面研究了影响窄条带状边水稠油油藏热采水平井开发效果的主要因素,确定了氮气泡沫调剖辅助吞吐、利用温度剖面测试资料调整注汽工艺,实现均衡注汽等配套措施,改善了稠油热采水平井开发效果,提高了稠油油藏资源利用率,为其他油田同类型稠油水平井开发提供决策依据。     

曙光油田稠油热采注汽系统测试分析

曙光油田以稠油为主,注蒸汽热采为稠油开发的主体工艺.为评价注汽系统,对油田地面稠油热采系统及井下隔热管进行了测试分析,并提出整改意见,从而明确了下步工作方向.     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

曙光油田稠油热采注汽系统测试分析

曙光油田原油以稠油为主,注蒸汽热采为稠油开发的主体工艺.为评价注汽系统,对油田地面稠油热采系统及井下隔热管进行了测试分析,并提出了整改意见,明确了下步工作方向.     

窄条带状边水稠油油藏水平井提高开发效果的技术对策

新庄油田南三块窄条带状边水稠油油藏热采水平井生产过程中存在油层剖面动用不均、边水侵入等问题。通过从油藏、注采参数和工艺等方面研究了影响水平井开发效果的主要因素,确定并实施了注采参数优化、氮气泡沫调剖、优化注汽管柱等配套技术,改善了稠油热采水平井开发效果,提高了稠油油藏资源利用率,为其他油田同类型稠油水平井开发提供了借鉴。     

油田注汽锅炉燃烧器的气动执行机构

<正> 为了开采高粘度原油(稠油),辽河、胜利、新疆等油田已推广热采稠油工艺。油田注汽锅炉是热采稠油的主要设备。前几年我国从美国、日本购买了许多油田注汽锅炉。近年来,上海四方锅炉厂与北美燃烧公司合作生产这种锅炉。为了提高注汽锅炉的国产化率,上海船舶运输科学研究所承担了注汽锅炉燃烧器国产化的工作。     

辽河油田稠油集输工艺

辽河油田稠油地面集输工艺,在“七五”期间取得了很大进展,稠油生产的工艺和设备实现了配套,其中稠油掺稀油降粘集输工艺取得了重大突破,并已在油田广泛应用,基本实现了稠油密闭集输。本文就辽河油田稠油地面集输工艺的设计原则、掺稀油阵粘集输工艺的特点等做一总结。     

蒸汽重力驱工艺的发展——以阿沙尔琴油田重质油藏为例

鞑靼石油地质工作者在阿沙尔琴油田采用了蒸汽重力驱热采开采工艺,经反复试采,他们提出了适于该油田的双井口注蒸汽热采工艺,使稠油产量大幅度提高.在阿沙尔琴油田采用水平井蒸汽重力驱热采工艺所获得的成功经验.可以推广到所有地层厚度大于15 m的稠油油田.     

大庆油田注汽开采地面集输现状及技术探讨

为了保证油田持续稳产,实现动用难采储量、剩余油挖潜和开采浅层稠油,大庆油田逐步推进了蒸汽吞吐、蒸汽驱热力开采方式,已成功应用蒸汽吞吐开采一般稠油,并开展了蒸汽驱开发稀油的工业性试验。针对注汽开发地面集输现状,分析了注汽开采存在的问题,探讨了技术发展路线。     

孤岛油田稠油井防砂工艺的研究与应用

针对孤岛油田稠油层的地质特点，以油藏出砂的基本理论为基础，充分运用国内外比较成熟先进的防砂技术与工艺，对稠油热采一次防砂工艺机理及工艺参数、射孔工艺、解堵措施进行了研究和改进，满足了孤岛稠油田油热采注汽生产需求。     

稠油单井回掺热水降黏集输工艺优化研究

新疆某稠油区块采用螺杆泵冷采的举升方式生产,井口温度约在20℃左右,开发初期,原油的表观黏度约为12 000 mPa·s,远距离集输过程中,导致高回压甚至凝管,给油田生产带来极大困难。通过对国内外油田稠油冷采集输工艺及现状的调研,结合室内稠油掺水黏度转相点研究结果,确定了单井回掺热水降黏集输工艺,将掺水温度从35℃提高到55℃,不仅解决了油田稠油远距离管网集输的难题,而且与国内其他油田稠油蒸汽开发集输相比,掺水集输单井年节约费用5万元。     

海上探井稠油热采测试井口抬升问题的对策研究

在海上油田稠油探井热采测试作业过程中,由于热应力的存在,使得井口在注热作业时会出现晃动或抬升的现象,存在重大的安全隐患。海上油田探井测试作业成本高,假若出现类似问题后再采取补救措施,无疑在浪费了作业时间同时,大大的增加了作业成本,甚至增大了安全隐患和发生事故的概率。通过对南堡油田稠油热采注热工艺及其管柱的研究发现,经过设计和计算可适当在注热管柱上配加一定数量的热应力补偿器,进而缓解高温、高压的多元热流体对注热管柱的损害,从而保障注热作业的顺利进行,其对稠油探井热采测试作业也具有一定的借鉴意义。     

渤海旅大27-2油田蒸汽吞吐先导试验注采工程

借鉴国内外蒸汽吞吐技术的开发经验,从地质-油藏工程方案、注采方案、地面(平台)方案几个方面进行研究,并结合现场实施情况进行综合分析。确定了油藏开发方案和注汽参数,研发了地面小型化、撬装化的蒸汽发生器及配套的海水淡化系统、高纯氮气系统,设计了油管注汽工艺、油套环空注高纯氮气工艺、伴注除氧剂的注汽工艺及井筒防腐措施;在海上首次采用了高温电潜泵(耐温250℃)进行热采稠油举升,并对高温井进行温度压力监测;首次在渤海旅大27-2油田进行了稠油先导性试验,取得了较好的试验效果,为下一步大规模开发渤海稠油油田提供了良好的依据和基础。     

孤岛油田低品位稠油热采工艺

对孤岛油田低品位稠油热采工艺进行了适应性分析,包括油层保护、注汽工艺、低频油管加热工艺的适应性评价.提出了如下改进措施:添加热采助剂,优化防砂工艺,低频油管电加热工艺,推广稠油冷采技术.由此得出低品位稠油区块开发过程中,必须针对低品位稠油区块的油藏特点,加强区块的工艺适应性研究,提高工艺措施的针对性.孤南4断块低频油管电加热工艺、孤南214块螺杆泵工艺的稠油冷采工艺已经显示了对低品位稠油区块的适应性.