蒸汽吞吐效果预测及注汽参数优化方法研究

数值模拟是稠油油藏开发的有力工具，但它需要较多的人力和物力。当对新区的多个油藏进行开发效果预测时，仅用数值模拟是困难的。为此，提出了一种简单的预测蒸汽吞吐效果的方法，它以ＭａｒｘＬａｎｇｅｎｈｅｉｍ模型为基础，是在ＢｏｂｅｒｇＬａｎｔｚ模型基础上发展起来的解析解模型。同时提出了一种应用加权方法考虑多个生产指标的优化方法。以此为基础，在ＰＣ机的Ｗｉｎｄｏｗｓ３．ｘ和Ｗｉｎｄｏｗｓ９５环境下开发了相应的软件。应用结果表明：预测模型具有较高的精度；优化方法具有较好的适用性和可操作性。该软件为油藏工程师提供了一个预测蒸汽吞吐效果和优化注汽参数的工具。图２表２参４（郭海莉摘）     

汽液分离器在注汽系统中的应用

论述了在注汽系统中利用汽液分离器提高注汽干度值的措施，并介绍了对其排水的改进措施，设计安装了一套闪蒸蒸汽产生及利用系统。     

稠油热采注汽管网的设计及蒸汽的分配计量

本文根据胜利油田目前稠油热采注汽系统的现状，简要地说明了散井，平台丛式井注汽系统管网的布置形式及蒸汽计量的设置，其中对新流程和老流程进行了简要说明，可以看出尽管新流程在实施上有一定难度，但其减少了从蒸汽吞吐转入蒸汽驱的调整工作量，从管网的布置形式上看，更趋合理，完善。     

草20块蒸汽吞吐转汽驱开采的可行性研究

乐安油田馆陶组底部砂砾岩油层是国内外小见的复杂岩性稠油油层，实施蒸汽吞吐开采虽然取得了较好的效果，但预计采收率最多只能达到２０％左右。欲进一步提高采收率，有必要开展蒸汽驱的研究。本文着重从油藏工程、数值模拟角度分析蒸汽驱的可行性，转驱时机及汽驱的表现形式。经分析认为，适时转驱后，按合理的注采参数配产配注，可提高采收率约１５％。     

稠油油田由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采的技术策略

稠油油田采用蒸汽吞吐技术,已打开了我国稠油开发的新局面。从1982年第一口深井蒸汽吞吐采油试验成功,稠油产量已由1986年的150万t上升到1990年的830万t。目前在辽河、新疆、胜利及河南等油区的十几个稠油油田采用这项技术均取得重大成果。但作为稠油油田的整体开发过程,蒸汽吞吐仅仅是第一个开采阶段,在大面积油井蒸汽吞吐开采后期,必须适时地转为按注采井网,在注汽井连续注入高干度蒸汽,由生产井采油的蒸汽驱开采。只有通过蒸汽驱开采才能将稠油采收率提高到40%以上。本文提出的15项技术策略是热采方式转变好的重要保证。     

稠油油田由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采的技术策略

稠油油田采用蒸汽吞吐技术,已打开了我国稠油开发的新局面。从1982年第一口深井蒸汽吞吐采油试验成功,稠油产量已由1986年的150万t上升到1990年的830万t。目前在辽河、新疆、胜利及河南等油区的十几个稠油油田采用这项技术均取得重大成果。但作为稠油油田的整体开发过程,蒸汽吞吐仅仅是第一个开采阶段,在大面积油井蒸汽吞吐开采后期,必须适时地转为按注采井网,在注汽井连续注入高干度蒸汽,由生产井采油的蒸汽驱开采。只有通过蒸汽驱开采才能将稠油采收率提高到40%以上。本文提出的15项技术策略是热采方式转变好的重要保证。     

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。     

高周期蒸汽吞吐最佳注汽参数实用图版研究

针对目前所使用的一些注汽参数优化设计软件,由于涉及参数过多、计算复杂、难以推广使用的问题,进行了蒸汽吞吐最佳注汽参数实用图版研究。根据蒸汽吞吐注汽参数优化设计理论和方法,应用所研制的蒸汽吞吐井注汽参数优化设计软件,对南阳井楼油田零区稠油油藏,以周期净产油量最大为目标函数,优选出不同采出程度、不同存水条件下吞吐生产井最佳注汽参数(注汽压力、干度、速率和周期注汽量),并绘制成图版。现场工作人员可通过查图版方便地确定各周期最佳注汽参数,以提高蒸汽吞吐井的开采效果。应用结果表明,查图版所确定的最佳注汽参数与用优化设计软件计算的参数相比,相对误差不超过10%,能满足工程精度要求。     

普通稠油油藏蒸汽吞吐后期注汽参数优化设计方法

利用经济平衡点、日收益及动态分析方法，进行了稠油油藏蒸汽吞吐后期的注汽参数确定。在分析普通稠油油藏蒸汽吞吐后期生产特点的基础上，以提高吞吐后期的经济效益为目标，通过多元回归确定了经济平衡点，研究出主要注汽参数的设计方法。现场运用后见到一定效果。     

同心管分层注汽工艺探讨

稠油热采后期，通常由吞吐转向汽驱阶段，对产层为2层以上、层间油藏物性差异大的井，需采取分层注汽，以扩大油层纵向动用程度，提高最终采收率。提出一种同心管分层注汽工艺，全面阐述了其工艺原理及流程，介绍了相应的配套工具，同时提出一种计量和调控入井蒸汽流量的简易方式，以期为稠油热采科学注汽提供一种新的思路。     

大庆油田原油集输系统集输耗气预测

大庆油田自从1960年开发建设以来，油田综合含水经历了低、中、高含水期，发展到目前特高含水开发阶段，原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势，通过对大庆油田原油集输系统集输耗气预测可以找出油田原油集输系统耗气的发展规律，从而为下一步原油集输系统节能降耗流程调整及天然气下游利用工程产业化调整的研究指明方向，同时也有利于油田的高效益、高水平、可持续发展。     

新疆油田超稠油开发地面集输注汽工艺技术

超稠油由于其黏度高,开采技术难度大,一直难以实现经济开采。新疆油田通过试验研究,提出了多项优化、简化地面集输工艺的配套技术,运用了多通阀选井工艺、短半径注汽方式、称重式计量技术、计量接转注汽一体化建站模式等,使工人劳动强度有所降低,地面建设工程量和管理点减少,与常规计量站建设相比,节约投资约25%,稠油地面集输工艺水平有了较大提高。     

大庆油田集输工艺低温集输技术试验研究

大庆油田分别于2003年和2004年在老区双管掺水流程和外围环状掺水流程中开展了低温集输研究.由试验得出结论:双管掺水流程采用掺常温水不加热集输方式,在投入方面较合理,节能效果明显;环状掺水流程低温集输可通过控制掺水温度和掺水量实现节气目标;双管掺水流程的单井回油温度可控制在原油凝固点以下10℃左右;环状流程集油环回油温度应控制在原油凝固点附近.     

大庆油田萨中地区原油集输系统优化

大庆油田老区经过近50年的开发历程,现已处于高含水后期.大庆油田面对水驱产量不断下降的形势,老区开采形式已由原一次采油为主转变为以二类油层上返、三类油层三次采油加密为主的开采方式.以萨中油田中区西部萨葡二类及加密井产能建设为例,对原油集输系统进行优化可为今后井网同步钻井、同步水驱挖潜、同步三次采油、同步二类油层上返多套井网杂揉的开采形式及合理优化地面原油集输系统提供经验.     

大庆萨南油田原油集输系统优化

在十五期间,大庆萨南油田进入了高含水开发后期,原油集输系统存在设施老化、负荷不均衡、能耗高及运行效率低等问题。结合油田开发总体规划,通过采取一系列调整改造技术措施,对该油田原油集输、脱水、外输等环节进行了优化调整。实施调整改造方案后,系统布局更加合理,运行效率进一步提高,取得了较好的技术和经济效益。     

中东某油田地面集输系统工艺优化

中东某油田稠油物性的特点是原油密度、黏度差异较大,采用丛式井拉油生产,流程不密闭,伴生气放空,生产成本较高且环境易污染.针对该油田地面集输系统存在的诸多问题与现状,宜形成二级布站、单管加热降黏、油套分开集输工艺模式.地面工程优化应采用的主要工艺技术有多相流活动计量装置、单管加热降黏集输工艺、油套分开集输工艺和优化集输站场工艺.这样可简化生产管理,经济效益亦较高.     

大庆油田注水计量现状与对策

大庆油田自开发建设生产以来 ,单井注水计量由原来 60年代的角接式机械湿式水表 ,发展到 70年代角接式机械干式水表 ,沿用至今。从 1999年开始 ,部分采油厂尝试采用高压涡街流量计进行注水计量 ,取得了一定的经验 ,目前仍在进行试验探索。经过调查认为 ,注水计量中主要存在以下一些问题 :大部分在用的高压注水表存在严重的质量问题。从故障率、故障原因、更换率等 3个方面 ,对2 0 0 0年 14个注水表厂家的应用情况进行了统计分析 ,注水表故障率超过 5 0 %的仪表厂家有 6个 ;仪表更换率超过 5 0 %的厂家有 8个。据统计 ,大庆油田采油一至十厂…     

徐家围子油田油气集输工艺设计

徐家围子油田共建３６口油井、９口水井。３６口油井分布在油田的中块、北块、东部。中块有２４口油井，建一座集油站，两座集油阀组间，采用井口电加热单管环形集油、混输泵保端点井的流程；北块有６口油井，仍然采用中块的集油流程，但在集油阀组间建一座３０ｍ＾３高架罐集油，采用油罐车拉油；东块有６口零散油井，采用拖拉机的动力带动螺杆泵采油，拖拉机拉油的集油形式。集油站采用了新型、高效的多功能组合装置，该装置具有油     

敖古拉油田不掺水常温集输

敖古拉作业区地处大庆外围,属于低产低渗透油田,单井产量低,油田分散,生产能耗高。随着油田的开发,油田已经处于高含水期或高含水后期,有条件实现部分油井季节性常温集输,从而降低成本,节约能源。为此,在敖古拉油田开展不掺水常温集输节能试验,并对其可行性进行研究和探讨,以优化原油集输运行参数,为油田进入高含水期后地面开展节能降耗提供了有益的借鉴。     

浅析海上油气集输发展趋势

随着海洋勘探开发力度的不断加大,海上石油开发必将向更深水域发展。为使开发深水变得经济有效,关键是采用先进的开发技术,以及相适应的运输系统。本文概括介绍国内海上油气集输的几种类型及其典型代表,同时据此总结存在的问题,探讨其发展趋势。