改善薄层稠油油藏蒸汽吞吐效果的技术探讨

江37区块作为采油九厂第一个稠油开发试验区,已经进行了3年的蒸汽吞吐热采试验,目前油井已进入第四轮蒸汽吞吐开采阶段。随着热采试验的不断深入,试验区的含水上升快、井间干扰严重,油层平面和纵向动用不均、储量动用差等问题日益显现,严重影响了试验区的稠油开发。针对这些问题和矛盾,在研究稠油蒸汽吞吐开发模式和递减规律的基础上,提出了改善蒸汽吞吐阶段开发效果的有效方法和途径,为下步试验区的稠油热采试验提供一定的借鉴。通过现场试验证实,提高蒸汽干度、多井整体吞吐和水平井试验,是改善薄层稠油油藏蒸汽吞吐效果的有效途径,其中提高蒸汽干度可以降低单位注入热量的注水当量,减少近井地带的冷凝水饱和度;多井整体吞吐可以有效解决油井之间因注汽而相互干扰的问题;水平井由于其吸汽能力强,开发效果远好于普通直井。     

氮气辅助吞吐在单家寺稠油油藏的应用研究

针对滨南采油厂稠油开发过程中存在的诸多问题,探索了氮气辅助吞吐在单家寺稠油油藏的应用情况,通过对措施后单井产量的变化分析,取得了一定的效果和认识,为下一步继续进行氮气辅助吞吐提供了经验和指导,也为剩余油挖潜指明了工艺方向。     

稠油蒸汽吞吐生产过程节点能耗分析及对策

通过对稠油蒸汽吞吐生产过程中热能耗分类分析,找出能耗损失的敏感性因素是锅炉本体损失、注汽管网损失、注汽井筒损失,注入地层热能有效利用率仅为48%,吞吐生产油井产出时热能有效利用率只有43.5%。结合分析结果提出了提高热效率的七项措施。     

普通稠油蒸汽吞吐转换开发方式优化研究

辽河锦45块于Ⅱ组为普通稠油油藏。经历22年的蒸汽吞吐开发,采出程度27.52%,油层压力由原始的9.8MPa降到4MPa左右。在国内外类似油藏开发效果及研究成果调研的基础上,开展了室内物理模拟和数值模拟研究。于Ⅱ组260℃蒸汽驱驱油效率71.71%,200℃热水驱驱油效率66.03%,表面活性剂/碱驱驱油效率74.33%,CO2驱驱油效率36.6%。数值模拟计算得出,转蒸汽驱开发采收率可达47.61%,转热水驱中间根据水窜情况进行一次调剖采收率可达48.67%,转表面活性剂/碱驱中间根据水窜情况进行一次调剖采收率可达51.1%,但净产油低,转CO2驱效果较差。由于于Ⅱ组井况差,尽可能选用蒸汽驱以外的转驱方式。推荐蒸汽吞吐后转200℃热水驱,热水驱结束后再进行短期的表活剂/碱驱。     

稠油地面蒸汽管线热力参数影响及保温厚度优化

提高蒸汽注汽品质和优化保温层厚度是改善地面蒸汽管线热力输运、实现稠油高效开采的关键。建立了油田地面蒸汽管线热力参数计算模型和保温层厚度经济性分析模型,基于分段微元方法求解沿程蒸汽干度、热损等特性参数,分析了锅炉出口蒸汽参数和注汽流量的影响规律,并结合经济厚度法的计算原理优化了保温层厚度。结果表明：提高锅炉出口蒸汽温度和压力,沿程蒸汽干度降低速度变快,沿程热损增加变快,与锅炉出口蒸汽温度313 oC,压力10.2 MPa相比,其热损最大增加11.15%;增加注汽流量,蒸汽干度提升且随管线沿程降幅缩小,等梯度注汽流量差下,高注汽流量时蒸汽干度降幅较小,其降幅为3.58%;经济厚度为0.33m时,其热损费用同比原有厚度可降低68.22%。     

IGCC中蒸汽系统流程与参数综合优化研究

概述作者研究集体相关的研究，包括：突破传统的模拟分析框架，提出IGCC中蒸汽系统流程与参数同步综合的设计优化新思路；基于“能的梯级利用”原理和“流程温区超结构”概念，建立IGCC蒸汽系统综合优化模型；基于大量数值计算与模拟分析，揭示IGCC蒸汽系统热力特性规律等。本研究为IGCC蒸汽系统设计分析提供有实用价值的方法和手段。     

海上稠油热采吞吐设备的标准化思考

介绍了海上稠油热采吞吐设备的使用现状,就多厂家产品之间执行标准不统一造成的兼容性差等问题,提出了设备标准化、规范化、小型化、自动化、实用化及维保专业化的措施,对设备的标准制定提出了建议,展望了未来海上稠油热采吞吐设备的发展趋势。     

超稠油水平井蒸汽吞吐开发实践

在跟踪研究现场水平井生产情况的基础上,总结分析了浅层超稠油水平井开发特征,提出了提高开发效果的技术措施。通过优化注汽参数和注汽方式,扩大了蒸汽波及体积,提高了油层的动用程度,从而提高水平井开发的最终采收率。目前,实施了三种均匀布汽方式:步进式注汽、分流式注汽、均点式注汽。工业规模试验结果表明,单一水平井步进式注汽技术能够使得水平段油层逐步得到动用,实施后生产效果良好;分流式注汽方式打孔段油层吸汽效果有所改善,二、三轮产油和油汽比相比第一轮均有所提高;均点式注汽方式使得水平段油层吸汽相对均匀了些,从实施前后的生产效果对比来看,措施后日产液、日产油水平也有明显增加。本文各项措施和手段,对于改善水平井开发效果,指导后续超稠油油藏的开发,以及其他地区此类油藏的开发,具有一定的指导意义。     

基于LINGO对参数不确定蒸汽动力系统的优化运行研究

首先将蒸汽动力系统的不确定性参数在其可行域内进行离散化,把不确定性问题转化为确定性问题;然后建立参数不确定条件下的蒸汽动力系统的混合整数线性规划模型(MILP),该模型综合考虑了设备的启停费用,并将锅炉和汽轮机的模型根据实际运行情况进行合理的线性化,这样既保证了系统运行优化求解精度,又避免了非线性模型求解困难。结合工程实例,采用提出的问题处理策略,利用优化软件LINGO求解,得到了经济性和可操作性都较好的运行方案,证明了模型的可行性和合理性,为企业运行计划人员提供了计划调度指导。     

洼38块薄层水平井蒸汽吞吐产量递减规律分析及开发对策

为进一步提高油藏动用程度,洼38块从2006年起在薄油层区域部署水平井,并采用油层酸化、井筒电加热等措施辅助蒸汽吞吐开采。然而,洼38块薄层水平井蒸汽吞吐采油呈现阶段峰值产量高、产量递减快的特征。采用扩散方程加定解条件的方法,建立了水平井渗流数学模型,推导出了在拉普拉斯空间中水平井的无因次产量与无因次井底压力之间的关系式,并作出理论上封闭油藏中不同影响因素下水平井的产量递减曲线,得出主要产油阶段在峰值期的结论。据此制订了调整措施,即在保证不出砂的前提下,尽量提高采液强度,趁热快采,提高热利用效率,进而提高油汽比,从而达到增产的目的。水平井洼38-东H3在第3周期后应用了该措施,第4周期油汽比从0.27上升到0.6,第5期的油汽比也比第3周期高0.08,取得较好的增产效果。     

过热蒸汽装置-提高稠油开发效果的有效设备

本文介绍的过热蒸汽装置技术首次将普通锅炉软化水产生的湿饱和蒸汽直接过热,根据稠油热采工艺需要生产出蒸汽温度（320～400）℃,过热度（30～100）℃的过热蒸汽,用于稠油油田注过热蒸汽吞吐开采,试图对传统注湿饱和蒸汽稠油热采进行技术革命,为稠油油田高效开发提供了新途径。哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油实验区现场运行表明：注过热蒸汽较普通热采的驱油效率提高6％～12％以上,单井稠油产量相对第一轮常规湿饱和蒸汽吞吐平均日增油量达1～8t,并普遍延长了注过热蒸汽井的生产周期,是一项可提高稠油开发效果的有效措施,对实现稠油热采领域节能降耗具有重要意义。     

稠油水平井多点注汽技术

欢喜岭采油厂稠油水平井采用常规笼统注汽方式开发,存在水平段动用不均的问题。对常规注汽出汽位置、油层非均质性、蒸汽超覆、汽窜等影响稠油水平井水平段动用不均的因素进行了分析。提出了利用多点注汽设计软件进行计算和模拟井下温场分布,采取蒸汽伞和配汽阀进行分单元多点注汽的多点注汽技术。介绍了多点注汽技术中管柱结构、配汽阀、蒸汽伞、多点注汽设计软件等关键技术的结构及功能。欢喜岭采油厂现场应用结果表明,多点注汽技术实施后,平均单井增油300t以上,最高单井增产达500t以上,该技术能够改善水平段吸汽剖面,有效改善水平井段动用程度,从而达到提高周期产油量的目的。欢喜岭采油厂欢127-H3井应用多点注汽技术,沿整个水平段设计4个注汽阀,措施后排水期由原来的12d缩短为2d,周期产油由761.3t提高到1282.1t。     

重力泄水辅助蒸汽驱采油工艺技术研究与试验

洼59块为深层中厚层状特超稠油油藏。区块已进入高轮次吞吐阶段,吞吐效果逐轮变差,采油速度急剧递减。采用重力泄水辅助蒸汽驱技术,探索深层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发后期开发方式的转换。该技术采用直井、水平井组合开发模式,上叠置水平井注汽,下叠置水平井辅助排液,周围直井产油。针对工艺技术难点,通过汽水分离器、高效隔热管柱和环空注氮隔热的综合应用,实现了深层稠油油藏井底干度大于45%的目标;采用双管注汽技术使水平段得到高效动用;通过电加热降黏和防偏磨技术的成功应用,解决了试验初期黏度大、水平井杆管偏磨的问题;利用越层深抽和高温大排量举升解决了提液降压、深层高温大排量举升的难题。井组整体效果明显,产液量由179t/d增大到最高值526.9t/d,产油量由31.0t/d增大到最高值96.5t/d,含水由91.1%下降到平均值84.69%。     

三元复合吞吐和水平井组合式注汽技术在超稠油开采中的应用

介绍了三元复合吞吐技术的增油机理,并通过试验确定了CO2注入量和表面活性剂注入量工艺参数,分别为蒸汽注入量的2%和0.12%(表面活性剂浓度为0.5%)。2003～2007年,辽河油田特种油开发公司利用该技术改善超稠油开采,累计增油111997.4t。同时,利用水平井组合式注汽技术对4个井组进行了整体注汽。目前,兴H304-309组已见到增油效果,井组增油7979t,油汽比提高0.14。     

水平井双管注汽配合分段完井技术研究与应用

随着水平井技术开发超稠油油藏实施规模的不断扩大,水平井水平段动用不均的矛盾逐渐加剧。分析认为,水平井完井工艺和注汽管柱工艺不完善,是造成水平段注汽不均、从而导致动用不均的两个主要原因。根据水平井水平段储层沿程物性差异分布特点,在水平井完井时采用分段完井技术,在水平段中间物性差井段下入封隔器,将水平段筛管外与油层裸眼之间分隔成两段独立的井段腔室,并在紧挨封隔器位置下入扶正器,保证筛管在裸眼井段居中下入。注蒸汽时,依据井温监测资料判断水平段动用状况,实施双管注汽工艺技术,采用内、外管双注汽管柱注汽方式,分别对水平井水平段跟端和指端部位同时注汽,井口配套工具采用双四通、双悬挂器,同时应用等干度分配器,实现双管柱内的蒸汽流量灵活控制及等干度分配,实现水平段前后井段同时均匀注汽,调整水平段动用程度。     

超稠油水平井分隔配注技术研究与应用

随着钻井技术的不断提高,水平井在超稠油开发中的应用越来越广泛.同时,随着水平井实施规模的不断扩大,普遍存在水平段动用不均的问题.由于水平段长,且采用筛管完井,常规笼统注汽方式的注汽管柱只有一个出汽孔,且下至水平段前部,使水平段注汽管柱内沿程压力分布不均,局部压力高,加上水平段油层非均质性强,近而造成水平段沿程动用不均.为改善开发效果,依据水平井温度监测曲线,合理判断水平段剖面动用状况,应用水平井分隔配注工艺技术,下入耐高温封隔器,将水平段注汽管柱与筛管之间环形空间独立分隔成几段注汽腔室,并对封隔器位置、尺寸和注汽量进行优化设计,采用注汽阀对各段腔室灵活分配注汽量,实现对水平段不同区域分段注汽,提高水平段动用程度,为油田开发持续稳产提供依据.     

亚临界机组蒸汽参数提升条件下回热抽汽参数优化设计

提高蒸汽初参数是提高机组热经济性的一个重要途径。以300 MW等级亚临界机组为例,当亚临界机组主蒸汽、再热蒸汽温度提升后,对现有加热器的换热能力进行计算分析,在充分发挥其换热能力的基础上,对回热抽汽参数进行优化设计,合理分配各段抽汽参数,避免了4台加热器的更换;就抽汽参数优化对汽轮机热耗率的影响进行了定量计算。通过回热抽汽参数优化设计,减少项目投资600余万元,降低汽轮机热耗率1.72‰。