智能电加热装置在油田高回压井组中的应用

冬季随着环境温度的降低,油井井口回压随之升高,采用井组集油管线加热方法可以有效降低井口回压,保证油井平稳生产。介绍了一种用于井组集油管线加热的智能电加热装置,该装置以电能为加热源,以导热油为换热介质,同时配套先进的控制系统,具有自动加热、自动控温、参数设定及显示等功能。针对数字化井场,装置可以实现远程起停及参数操控,满足长庆油田数字化井场管理要求。智能电加热装置现场投运后,运行平稳、加热效率高、实时控制效果好,实现了无人值守的预期目标。     

电加热集油工艺及电加热管道在大庆油田的应用

在大庆油田,电加热集油工艺的应用简化了地面建设模式,有效地降低了地面建设投资,尤其对于油井分布零散、系统依托性差、伴生气量不足的产能区块,其优势更为显著。阐述了电加热集油工艺的特点,以大庆外围油田某区块为例,对电加热集油工艺与单管环状掺水集油工艺进行了对比,该工艺的投入使用,使生产成本进一步降低,经济效益进一步提高,为低产零散油田的高效开发创造了有利条件。介绍了碳纤维维温电加热管道及电热带维温电加热管道的性能特点及其在大庆油田的应用,对应用中存在的问题进行了分析,并提出了解决方法和建议。     

如何处理电加热集油流程存在的技术问题

大庆外围油田普遍采用的集输流程是单管环状掺水集油流程,每个集油环串联井数的多少没有严格的界限,对于不同的区块,集油环串联井数的多少应根据具体备件而定。对于大庆外围油田来说,一般单井产量为４ｔ／ｄ左右,井距为２５０～５００ｍ,集油环串联井数通常为４～７口,集油环管道的长度在４ｋｍ以下较为合理。     

电加热集油工艺节能技术应用

为降低地面投资,近几年加大了电热集油工艺在油田地面建设中的应用力度,应用电热带伴热管和井口安装电加热器等配套设施代替常规集油掺水管道,从现场运行情况看,电加热集油工艺和常规掺水集油工艺相比,运行费用基本持平,运行能耗降低38.2％.通过分析对比,得出了电加热集油工艺较常规掺水集油工艺可有效降低集油系统能耗的结论.     

超稠油中频电加热采油技术

方法　采用交 -直 -交变频技术 ,改变集肤效应电加热供电方式 ;通过提高交流电频率加强集肤效应 ,提高电热转换效率。目的　降低超稠油井筒举升电加热费用 ,保证电网供电平衡。结果　中频电加热比工频电加热功率平均降低 10～2 0 k W,平均节电率达到 2 0 %。结论　通过改变集肤效应电加热供电方式 ,电热转换效率得到明显提高 ,起到了节能、提高电网供电质量的作用 ,可作为超稠油井筒举升工艺技术领域降低成本的有效手段。     

浅薄层特超稠油吞吐中后期间歇汽驱现场试验

间歇汽驱是吞吐开发后期提高浅薄层稠油采收率的一种行之有效的方法。结合泌浅10区Ⅳ9层浅薄特超稠油油藏特点，分析了间歇汽驱现场试验效果和生产特点，结果表明3个井组间歇汽驱试验油汽比达到0.25。通过试验对吞吐后油藏油水分布有了新的认识，间歇汽驱成功关键在于汽驱井组优选、汽驱注汽井调剖堵窜技术和注采参数优化配置。     

改善电加热管道流动性方法研究

为了确保低产低渗透油田得以有效动用,采用了树状电加热集油工艺。由于电加热管是由末端温控器控制,造成了电加热管在高温和低温下运行时间较长,从而影响了电加热管内原油的流动性;而且当油井含水接近转相点时,端点井井口回压会急剧上升,生产中应采取措施,避免这种情况发生。通过室内实验与现场试验相结合,运用以下措施改善了电加热管流动性,包括:井口加药,防止乳状液形成;补水越过转相点,降低黏度,减小压力损失;利用时控器替代温控器,节约电能,降低施工量和生产管理的维护费用;提高集输温度。     

油管电加热技术优化研究

为了解决稠油易结蜡、卡泵及高能耗等导致的井筒举升难题,运用传热学基本理论,建立了油管电加热降黏举升工艺数学模型,计算出电加热井井筒温度场,给出了电加热井优化设计方法.以A井为例,对电加热系统的加热深度、电加热功率进行了优化,得到A井的最优加热深度为890 m,最优加热功率为29.6 kW,优化后电加热能耗降低了7.5％;采用不同功率分段加热降低井筒举升过程中的能耗,将A井的加热段均匀分为8段,每段长度为111.25 m时,总加热功率为17.40 kW,井筒举升能耗与恒功率电加热系统相比降低了41.22％,从而进一步实现稠油的节能开采.     

影响电加热集油工艺运行的因素

影响电加热集油工艺运行的因素有:工艺设计较为复杂;周边环境较为恶劣;管理制度不相适应.简化电加热工艺设计,提高电加热系统适应性,可从两个方面做工作:一是尽量减少接头数量,单根管线可以改为每40~50 m为一段进行监控;二是采用可靠的人工控制代替自动控制,对于出液温度高的井可以采取直接停用井口加热器措施,减少加热器工作时间,对于一条集油管线可采取前端正常升温、后段加装时间控制器定时升温措施,确保在不影响生产的前提下,有效减少保温管线工作时间并降低产出液进站温度.     

湿式电加热技术在SAGD／VAPEX中的应用

湿式电加热技术已获得美国专利(专利号为6631761).经实验室研究和油田数值模拟技术证明,该技术可以在蒸汽辅助重力泄油及蒸汽萃取工艺的初始阶段使用.它不同于传统的蒸汽循环方法来加热地层,即对注入井进行加热,然后通过热传导将热量传递到注入井和生产井之间的地层,而是通过电阻加热来实现对地层的加热.因为主要是依靠地层的电传导率,所以在加热过程中热能的传递是短时间的.此外,在湿式电加热的过程中要在井内注入盐水,使电阻加热产生的热量能更多地、更均匀地分布到两井间的地层.在实验室进行的研究和使用CMG软件中的STARS模块进行的数值模拟都证实了以上的说法.为了评价该技术的经济效果,对两种类型的油藏进行了初步的经济分析,预测出该技术应用在SAGD中所获得的经济效益情况.这两种类型的油藏分别是Athabasca和冷湖/Lloydminster的重油油藏.分析表明:该技术的经济效益主要取决于油藏的特征以及两井间的垂直距离.     

吉林套保油田油藏电加热技术研究

电加热技术主要用于深度大、地层不均质、初始蒸汽注入程度低、地层热量损失大或存在夹层等不适合注蒸汽开采的油藏。吉林套保油田是稠油油田,使用蒸汽吞吐开发效果较差,油藏电加热技术是解决稠油油藏开发的有效方法。主要介绍了电阻电加热技术的原理及设备、加热的主要特点、国外的应用状况等,利用数值模拟方法研究了电加热技术在吉林套保油田稠油油藏的应用效果,对加热功率、电加热生产时间等进行了优选。研究表明吉林套保油田电加热生产可以提高产量50%左右     

电热抽油杆技术

针对文南油田沙一段稠油开采困难的特点，引进了电热抽油杆技术，现场应用5口井，累产稠油2652t，开采效果显著。同时将该技术应用于边远区块的抽油井进行电加热清蜡，使储层免受污染。经济效益分析表明，该技术的投入产出比为1：3．0。     

连续管侧钻技术的研究及现场试验

我国的连续管钻井技术尚处于现场试验阶段,目前主要研究方向为利用连续管技术进行老井侧钻。连续管侧钻包括2项关键技术:连续管定向开窗技术和连续管定向钻井技术。针对连续管管柱不能转动的固有特性,研究了基于井下定位的斜向器定向坐封技术,实现了精确的连续管定向开窗;提出了连续管定向钻井的底部钻具组合,实现了国内第1口连续管定向钻井。截至目前,已进行了7次连续管钻井技术现场试验,包括1次连续管开窗侧钻全过程现场试验。初步形成了适用于Ф121 mm(4 3/4in)井眼的连续管侧钻工具和工艺技术。研究结果表明:连续管侧钻在起、下管柱和稳斜钻进过程中更为高效,节约了作业时间。     

太阳能——电能混合加热技术

原油在储运过程中需进行加热与保温,以保持良好流动性,而用太阳能加热,可以降低能源消耗.根据天83-1井原油储运特点,设计了一套太阳能一电加热一体化储运系统.应用表明,该系统可以使油箱中原油温度提高12℃左右,年节约电耗为55 000 kw·h,年均节省电费约4.1万元.     

井下丢手式分层体积压裂工艺研究与现场试验

针对定向井开发油层厚度大的区块时,单层混和水体积压裂纵向动用程度不够,常规分层压裂排量过低的问题,开发了井下丢手式分层体积压裂工艺和配套工具。该工艺通过丢手式钻具组合和专用打捞工具实现各改造段的有效封隔,同时能保护施工段套管,与常规分层压裂相比,排量由2~3 m3/min提高到11 m3/min,具有施工排量大,工具组合简单,施工风险小等优点。在华庆长6油田开展了现场试验,实现了致密厚油层分层多段体积压裂,试验井产量由措施前的日产油1.02 t提高到措施后日产油3.44 t,日增油2.42 t,目前稳产4个月,累计增油283.8 t。     

直流电场作用下岩心电阻率试验研究

研究了流体矿化度、含油饱和度和围压 3种因素对饱和流体的岩心电阻率的影响规律。试验表明:随着地层水矿化度提高、含油饱和度下降,岩心的电阻率均下降;随着围压的增加,岩心电阻率升高。Archie公式仅能较好地描述地层水矿化度引起的岩心电阻率变化,但无法很好地解释含水饱和度变化以及围压变化引起的电阻率变化。对于同一区块的岩心,当围压在岩心弹性变形范围内,压力与岩心电阻率也成线性关系。     

免钻式膨胀管补贴技术研究与现场试验

采用常规膨胀管补贴技术进行套管修复后需进行钻塞作业,会延长修井周期、增加作业费用。为此,进行了免钻装置结构设计、工具参数优化和室内试验验证,确定工具性能指标和使用工况,形成了免钻式膨胀管补贴技术。根据室内试验结果确定免钻装置的性能指标符合现场实施要求,除此之外,还确定了施工参数及施工工况,给出了免钻膨胀管补贴技术的现场施工工艺。渤海湾CDX-56P井的现场试验结果表明,该免钻装置能够满足抗扭、抗压等现场施工要求,具有较好的实用性。免钻式膨胀管补贴技术的试验成功,为套损井的治理开发提供了一种完井周期更短、费用更加低廉的技术手段。      

海上油田爆燃压裂技术研究与现场试验

为了解决海上油田应用爆燃压裂技术的安全性问题和压裂后高效增产的技术难点,研发了耐高温、低火药力和低燃速火药,建立了爆燃压裂模拟模型,采用安全管柱组件并进行安全校核,形成了海上油田井口泄压方法,并采取强化软件模拟和与酸化技术联作等措施增强技术安全性、提高压裂后的增产效果,形成了海上油田爆燃压裂技术。该技术在海上油田8口井进行了现场试验,试验井峰值压力为22.4～71.3 MPa,管柱均无安全问题,平均单井增油量43.1 m3/d。研究表明,爆燃压裂技术在海上油田具有较好的适应性,适用于多种井况条件,形成的海上油田爆燃压裂安全控制和高效增产配套技术具有安全、高效的优点,能够提高爆燃压裂的安全性和压裂后的增产效果。      

埋地管道壁厚的瞬变电磁检测技术研究

文章介绍了基于瞬变磁场或瞬变脉冲技术对埋地管道腐蚀地面检测技术的研究及应用情况,重点分析了响应信号的性质特征、采集方法、问题解释、误差以及控制误差的思路。中国石化胜利油田有限公司对河口、孤东、胜利、东辛、滨南等采油厂的输油、输气、污水等埋地管线用瞬变电磁技术进行腐蚀检测并经开挖验证表明,管壁厚度检测符合率达93．3%,其中53%的点与实测壁厚的偏差小于3%。     

海上油田全寿命控水完井技术研究及现场试验

为了解决海上油田砂岩底水油藏水平井开发过程中底水快速锥进的问题,在分析流入控制装置（ICD）和自动流入控制装置（AICD）控水完井技术的优势与不足的基础上,研究了海上油田全寿命控水完井技术。该技术结合ICD和AICD控水完井技术的优势,在油井投产初期通过抑制高渗段来均衡水平井水平段供液剖面,投产中后期通过“自动控制流量”来抑制水平段高含水段出液,实现自动控水,起到延缓油井含水率上升的作用。海上油田全寿命控水完井技术在X油田H油藏W1井进行了现场试验,与同油藏生产井对比发现,该技术对水平井开发过程中的含水率上升有抑制作用,值得扩大规模试验。