降低稠油注汽系统能耗技术研究

从建立注汽系统能量平衡和火用效率入手，结合稠油热采注汽特点及热经济学原理，对注汽系统经济运行的薄弱环节进行了分析；结合注汽工艺的特点和节能、机电、自动化技术的发展，积极利用新技术、新工艺进行节能技术改造，形成一套科学有效的热采注汽系统运行管理体系。通过对稠油热采注汽系统经济运行技术进行综合研究，总结出一条降低稠油生产能耗，减少稠油生产成本的有效方法，为建立科学的注汽系统运行管理体系和节能技术的正确评价，确定合理应用范围奠定了基础。对于提高稠油热采企业管理水平，降低稠油热采成本具有重要意义。     

胜利油田热采水平井注汽工程优化设计及实践

胜利油田稠油资源丰富，通过十几年的攻关和实践，利用直井进行注汽开采的工艺技术已基本配套，已建成产能２３０×１０４ｔ。但实践证明，利用直井注汽存在着平面动用程度差、汽窜严重、采收率低的问题。应用水平井技术开采稠油已在美国、加拿大等稠油大国得到了迅速发展，并取得了良好的开采效果。胜利油田在“八五”期间开展了稠油热采水平井的攻关研究，截止到目前为止，已在薄层砂砾岩特稠油油藏、有活跃边底水的厚层疏松砂岩特稠油油藏、超稠油油藏等方面共投产注汽热采水平井２８口，占全国热采水平井总数的８５％，在开发生产中形成了完井方式、套管程序、井眼轨迹、吸汽剖面优化、注汽参数优选及注汽工程优化设计等综合配套技术，取得了较好的热采效果，最大限度地提高了稠油热采的经济效益。实践表明，热采水平井在稠油开采中有广阔的应用前景。     

稠油精细注汽配套技术研究及应用

曙光油田稠油、超稠油油藏已经大规模开发,为了提高该类油藏的最终采收率,提出并实施了稠油精细注汽配套技术。该配套技术于2006年在曙光油田累计实施应用了111井次,措施成功率88.3%,平均单井增产原油317.1m~3,取得了较好的应用效果。     

新型防水珍珠岩制品在稠油热采注汽管道上的应用

稠油熟采注汽管道采用的保湿材料各类很多，但保温效果均不理想，热损失大，平均热效率只有93.77%。因此，保温材料的选择一直是各部门为提高保温热效率而探讨的关键问题之一。本文介绍了新型防水珍珠岩制品在稠油热采注汽管道上的应用，并取得了理想的保温效果，管道保温热效率达95.42%，对稠油熟采注汽系统的节能具有一定的推广价值。     

稠油蒸汽吞吐注汽系统优化

产生和注进大量高速、高温、高压蒸汽是稠油注蒸汽热力开采的主要特征。因此,稠油注蒸汽热采的经济研究工作都应围绕这个中心问题。分析项目的投资和成本是最优经营决策和合理经济评价的基础。在投资和成本构成中,注汽系统占很大比重。本文试图应用随机服务系统M/M/C模型的原理和方法及线性规划技术,结合边际分析法,在寻求注汽服务系统总成本的基础上,优化稠油蒸汽吞吐热力开采的注汽系统的有关参数,包括:注汽站最佳规模、注汽站经济控制井数范围、注汽站最佳控制井数及各种规模注汽站的最优组合,并讨论了不同稠油价格对上述优化结果的影响。最后,将其应用于胜利油田单家寺稠油注蒸汽热采油田。     

克拉玛依油田六—九区浅层稠油油藏蒸汽驱采油工艺配套技术

方法 将蒸汽驱采油工艺配套技术用于克拉玛依油田六－九区浅层稠油油藏蒸汽驱生产过程中，并对各种工艺技术的应用进行评价，目的 建立一套适合该区浅层稠油中油油藏蒸汽驱采油工艺配套技术，结果 蒸汽驱注汽井井下结构的热膨金属封隔器加热油管为最佳，综合应用生产井规监测，汽驱观察井测温，测压及ＴＰＳ－９０００型高温测试车，能满足油田生产的动态监测，采用“Ｔ”型管网，球型分配器进行蒸汽量的分配及差压式流量计进行湿     

稠油油藏热采动态监测技术

稠油热采动态监测技术能提供热采过程中的各种动态参数，监测注汽质量，以确定下一步工艺措施或进行热采方案调整。该技术是利用各种专用解释软件，将井下仪器所测得的原始资料进行转换，直观地显示温度、压力、流量、干度、热损失、吸汽量等参数，定性、定量地了解各油层的吸气状况，判断注汽效果。辽河油田热采动态监测已形成配套技术，在稠油生产中发挥了重要作用，现已在现场应用600多井次，均取得了合格资料，效果良好。     

注汽锅炉触摸屏中控系统

随着稠油开发力度不断加大，三次采油已经成为原油稳产的重要手段，其中稠油热采因其见效快，效果明显而广泛应用于采油厂各油田稠油区块的原油开采。尤其是活动注汽凭借注汽压力高、注汽干度高、注汽流程短和注汽效果好等优点，在采油厂原油生产中的比重呈稳步上升之势。但由于锅炉控制系统落后、高温高压注汽及人工手动调控而引发的注汽安全、技术问题日显突出，为解决这些问题，充分利用现代电子技术，在热采注汽锅炉上成功研制了触摸屏中控系统。     

油田注汽锅炉集中监控系统建设与应用

注汽是稠油生产的生命线,油田注汽锅炉的安全平稳运行对稠油油田的正常生产具有重要意义。目前稠油注汽采用人工方式区域值守,逐站、逐点轮流巡检,劳动强度大,运行管理难度大,安全风险高。结合油田生产现状,采用三层架构设计,应用异构控制器集成接入技术,统一接入协议与驱动程序,建立了注汽锅炉集中监控系统。系统投用后,能够实现注汽锅炉运行状况远程监控,关键参数实时预警报警,运行报表自动生成,大幅减轻了一线锅炉管理人员劳动强度,降低了安全风险,保障了注汽系统平稳高效运行,经济和社会效益显著,具有一定的应用前景。     

深层稠油超临界压力注汽管柱设计

深层稠油油藏埋藏深、注汽压力高、注汽井筒热损失大，同时由于直井中隔热油管的最大下深只有1400m，目前常用的注汽管柱对于埋深超过2000m的深层稠油油藏不能实现全井筒隔热注汽，这会使注汽井筒热损失更大。为了提高深层稠油注汽井井筒隔热效果，在分析了超临界压力奈件下深层稠油注汽井的井筒热损失的基础上，研究设计了分段组合式注汽管柱，实现了深层稠油全井筒隔热注汽，井筒热损失小于8％，达到了目前1000m井深油井的井筒隔热水平；设计的注汽配套工具保证了注汽工艺管柱的安全可靠。现场试验表明，深层稠油超临界压力注汽管柱隔热效果好，安全可靠，可以保证深层稠油的注汽质量，满足深层稠油的热采要求。     

多因素调控的注采比模型与应用

根据水驱油理论和注采平衡原理，推导和建立了受多因素调控的注采比预测模型，经油藏数值模拟结果验证，该数学模型的预测精度较高。矿圹资料预测表明，该模型适用于在裂缝发育程度不同的各油田进行各含水阶段的注采比预测。在编制注采方案时，依据合理的注采压差、采油速度及含水率的调控值，能够预测合理的注采比及合理配置注水量，进而提高油田注水开发的经济效益。     

海上稠油油藏同井采注热水驱完井设计与应用

南海X油田为普通稠油油藏,属于边水驱动,储层面积大但厚度薄,投产后存在地层能量快速衰竭、产液量迅速递减的问题。海上油田具有油井投资高、平台面积受限、井槽数量少的特点,不适宜采用地面注水工艺。为解决地层能量补充难题,在调研国内外同井采注技术和经验的基础上,优化设计了一套适合稠油油藏的同井采注热水驱完井管柱,可以将深部高温地层水加压注入至油层,补充油层驱动能量,提高储层温度,降低油水流度比,提高波及系数和驱油效率。现场试验结果表明,该同井采注水完井管柱稳定可靠,以较低成本解决了稠油油藏地层能量补充的难题,邻近油井增产效果明显,为类似油田高效开发提供经验。     

太阳能节能技术在油田的应用

在原油开采过程中,管道集输、注水、注汽等环节需要消耗大量能源,在目前全球化能源日趋紧张的环境下,油田作为能源供应基地,为了降低原油生产成本,更好地开发可再生资源,研究并应用了太阳能节能技术,并首次成功地将太阳能应用于工业生产,在国内和国际上是一个很好的示范和成功的先例;在能源新技术革命、开发利用可再生能源方面是一个突破,填补了国际和国内空白,在节能降耗及绿色环保方面取得了积极的示范和推广作用,具有很好的经济效益和社会效益。     

小断块单元油藏单井多周期CO2吞吐强化采油研究

低渗小断块油藏控制单元井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降很快，难以采用早期注水等方式大规模开采。用CO2吞吐强化采油对此类油藏可能是一种有效的方法，为此进行了相关研究：首先对油井目前流体进行相态研究，然后对油藏流体进行CO2膨胀实验，再将注气前、后的地层流体的物性进行对比，确定CO2增产机理；在此基础上建立单井CO2吞吐的数值模拟模型并对注气前生产历史进行拟合，用拟合好的模型对CO2吞吐强化采油过程中周期注入量、注气速度、焖井时间和生产速度等因素进行敏感性分析，从而得出适合于小断块单元油藏单井CO2吞吐强化采油的优选方案，并对第一周期生产指标进行了预测，在此基础上，对第二周期的周期注入量进行了分析，得出相关油井已不适合进行第二周期吞吐的结论，为油井CO2吞吐强化采油可行性的工艺方案设计提供了技术依据。     

发电厂烟气开采天然气水合物过程能效模拟

利用发电厂烟道气(以下简称烟气,主要成分为CO_2与N_2)开采天然气水合物(以下简称水合物)是一种安全、环保的方法,但目前对于该开采方法的能耗及能效情况仍缺乏深入的研究。为此,建立了一种烟气开采水合物的流程:烟气通过增压注入到水合物储层,储层中的水合物一部分发生热分解,另一部分与烟气置换得到CH_4-CO_2-N_2混合气,再经膜组件分离除去N_2得到提浓后的CH_4-CO_2混合气,最后将CH_4-CO_2混合气输送至原发电厂发电。进而采用Aspen Plus软件对这一过程进行了模拟,分析了不同注入压力下烟气置换过程的采注比、置换采出CH_4的比例以及整个过程的能耗与能效。结果表明:(1)烟气开采水合物过程的主要能耗在增压注入阶段,注入压力的增加会导致增压阶段与膜分离阶段的能耗相应增加,但在一定程度上也可提高压力能回收率;(2)注入压力在5~16 MPa条件下,烟气置换过程的采注比为0.03~0.26,置换采出CH_4的比例为19.9%~56.2%,烟气开采水合物全过程的单位能耗为2.15~1.05(k W·h)/kgCH_4,能源投入回报值(EROI)介于7.2~14.7。结论认为:在5~10 MPa范围内增加注入压力可有效地提高烟气开采水合物过程的能效。     

双重介质油藏提高水驱波及体积探索与研究

双重介质油藏是存在天然裂缝的油藏,注水开发过程中注水见效差,易产生水窜现象,不注水则地层能量不足,油井低能低产。针对双重介质油藏的特点,以大港南部油田官三沙一断块为研究对象,逐步探索形成了“转注+周期注水+调堵+酸化”的综合治理模式,改变注水方向,提高水驱波及体积。该技术实施后,累计增油12034.5 t,累计节能创效2048.32万元。现场试验研究取得成功,对同类油藏具有一定的参考及指导意义。     

ZYCYT节能调速电机在欢喜岭油田稠油开采中的应用

针对稠油井在一个注汽周期内产量随时间递减变化快、使用同一抽汲参数泵效低、浪费能源这一问题引进推广了ZYCYT节能调速电机。采用该技术后，可随油井产量变化方便快速调整抽汲参数。应用该电机可提高泵效，节能效果显著，平均有功功率节电率达20%以上，同时保证了稠油井正常生产。     

单井闭循环地热系统可持续开发潜力数值模拟

为了提高地热系统的产热量、实现地热能高效可持续开发的目标，需要明确储层温度恢复在地热系统间歇运行过程中的作用及其重要性。为此，以吉林省松原市某实际供热场地的单井闭循环地热系统为研究对象，利用物联网技术进行地热系统智能监测与数据采集，采用TOUGH2-WELL模拟程序模拟了单井闭循环地热系统可持续开发的潜力；进而将实测、模拟数据进行拟合来确定精确的模型参数，通过改变注入温度和注入流速来探究最佳的开采方式。研究结果表明：①在现有开采模式下，地热系统运行30年后产热量下降17%；②若将注入温度由25℃提高到31℃，则出水口温度下降幅度变小，产热量降低10.5%；③若将注入流速从8 kg/s提高到20 kg/s，出水温度虽然降低约4℃，但岩层的热恢复情况较好，产热量增大2.67%。结论认为：①在保持注入温度不变的情况下，提高注入流速，系统长期运行后生产水温下降幅度较小，岩层的热恢复情况好，更有利于地热能的持续开采；②在保持注入流速不变时情况下，地热系统在长期运行后注入温度越高，出水温度下降幅度越低，储层热恢复情况越好。     

超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策

长63油藏属超低渗低压油藏,天然能量较弱。超前注水后全面投入开发,投产初期单井产量低,含水率变化稳定,部分油井压力下降,部分注水井压力上升。研究认为:在目前井网条件下,部分井组井距过大,没有建立起有效的驱替压力系统,要形成有效驱替必须缩小井距;笼统注水使得注采层位不对应,造成油井产液量较低。通过研究,提出下步调整措施,即进一步细分层系,加密井网,缩小注采井间的距离。现场实施后效果显著。     

补液增能技术试验在油田中的应用

为了解决大庆外围葡萄花油田因渗透率低、孔隙度低、孔喉半径小、吸水能力差等原因,而导致注水受效差、开采速度低、注采不平衡、地层能量不足的问题,开展了补液增能技术试验。采用地面撬装设备将一定规模增能剂缓慢持续注入地层,增加地层存水率,补充地层能量,提高低渗透油层水驱开发效果。从现场应用效果看,该技术能够有效提升注水质量和开发水平,且与常规措施相比,该技术投入产出比提高1倍以上,已创经济效益1 583.7万元。该项技术可作为水驱油田开发中一项常规工艺技术进行推广应用。