辽河油田多介质组合重力泄油(SAGP)技术研究

辽河油田杜84块馆陶油层为一巨厚块状边顶底水超稠油油藏,在进入蒸汽吞吐开发的中后期,自2005年开始陆续开展了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验,取得了较好开发效果.但随着试验规模的不断扩大和深入,在SAGD中后期采取何种措施,来控制蒸汽腔纵向上扩展,抑制顶水下泄,进一步提高开发效果已迫在眉睫.多介质组合重力泄油(SAGP)是由SAGD演变而来的工艺,在注入蒸汽中加入少量的非凝析气体,以便调整蒸汽腔的扩展方向,降低蒸汽上升速度,从而抑制顶水下泄,有效延长SAGD生产时间.通过对SAGP生产机理的分析,结合杜84块超稠油地质研究和蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发效果评价,优选适合杜84块SAGP添加的非凝析气体的种类,研究设计并优化SAGP的有关注采工艺参数,给出了SAGP技术在试验区应用的开发指标预测结果.研究表明,SAGP是提高杜84块蒸汽辅助重力泄油开发效果行之有效的手段.     

三冲量在制氢装置锅炉汽包液位控制中的应用

锦西石化公司5×104m3/h(标准状态)制氢装置有一台转化气锅炉和一台废热锅炉,共用一个汽包,汽包液位采用三冲量调节控制系统。锅炉汽包水位越高,汽水分离的空间越小。水位过高会严重影响汽水分离效果,造成蒸汽带水影响过热段运行;水位过低会造成锅炉水循环的破坏,影响锅炉运行,容易使水全部汽化烧坏锅炉甚至爆炸。汽包液位波动还会影响汽包连续排污系统,最终使蒸汽品质恶化。为了克服给水压力扰动的现象,将给水流量和蒸汽流量信号都引入汽包液位调节系统,汽包液位是被控变量,是主冲量信号,蒸汽流量和给水流量是辅助冲量信号。工业应用结果表明,汽包液位控制在50%~60%,优于工艺卡指标;过热蒸汽的Na+含量和Si O2含量均达到工艺指标,使余热锅炉系统的稳定性和可靠性得到提高,取得了较好的效果。     

辽河油田过热蒸汽装置研究

为提高辽河油田稠油采收率,研制了过热蒸汽装置。为适应现场的水质情况,装置采用蒸汽干度、过热度控制技术,及积盐监测技术,确保了装置安全稳定运行。实现了将处理后稠油采出水产生的湿饱和蒸汽直接过热,用于超稠油油田的注过热蒸汽吞吐开采,并在现场试验中产生了比常规湿饱和蒸汽热采更好的采油效果。     

蒸汽腔立体监测技术在SAGD开发中的应用

在蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发中,有效监测蒸汽腔的发育形态,对生产动态调控、剩余油挖潜、延长SAGD开发生命周期及开发效果评价具有重要意义。辽河油田经过十余年的SAGD开发实践,不断摸索研究,利用超稠油油藏SAGD开发前后温度场、微重力场及地震速度场等方面参数的变化,建立了以观察井温度监测、时移微重力及四维地震等开发地球物理技术为主体的SAGD蒸汽腔立体监测技术,实现了SAGD蒸汽腔由单一技术向多技术监测、由单点向点-面-体立体监测、由定性静态描述向定量动态预测的转变。该立体监测技术可以较好地判断蒸汽腔扩展形态,计算蒸汽腔扩展速度及高度,辅助判断SAGD开发阶段,准确判断沉积微相、隔夹层及注采关系等因素对蒸汽腔扩展规律的控制。该立体监测技术在SAGD生产动态调控及开发调整方面也取得了较好的应用效果。     

直井-水平井组合SAGD物理模拟研究

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是一种开发超稠油的经济有效方式,国内油藏在直井吞吐后普遍采用直井-水平井组合SAGD开发。以曙一区杜84块兴VI组油层油藏地质参数、流体性质为基础,采用高温、高压三维比例物理模拟系统模型来描述超稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽辅助重力泄油的开发过程,并对实验过程中蒸汽腔变化进行监测分析,根据蒸汽腔发育特征将蒸汽腔的形成和发育过程分为汽腔形成、汽腔扩展和汽腔下降等3个阶段,同时结合温场发育状况及产油量、含水率等实验数据,可以将直井-水平井组合SAGD生产阶段划分为吞吐预热阶段、汽腔形成(SAGD驱替阶段)阶段、汽腔扩展阶段和汽腔下降阶段。物理模拟直井-水平井平组合SAGD实验表明,最终注入倍数为2.8时,阶段采出程度可以达到58.5%,物理模型平均剩余油饱和度为19.40%。     

双水平井组合SAGD物理模拟研究

辽河油田在杜84块开展直井-水平井组合蒸汽辅助重力泄油(SAGD)先导试验取得成功。SAGD技术正在由巨厚层向中厚层、薄层油藏,双水平井组合推广。以曙一区杜84块兴Ⅵ组先导试验区油藏和流体参数为基础,采用高温高压三维比例物理模拟系统模型来描述超稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽辅助重力泄油的开发过程,并对双水平井组合SAGD实验过程中蒸汽腔变化进行监测分析,根据蒸汽腔发育特征将蒸汽腔的形成和发育过程分为汽腔上升、汽腔扩展和汽腔下降3个阶段,同时结合温场发育状况及产油量、含水率等生产实验数据,将双水平井组合SAGD生产阶段划分为吞吐预热阶段、汽腔上升阶段、汽腔扩展阶段和汽腔下降阶段。物理模拟双水平井组合SAGD实验表明,最终注入倍数为3.0时,阶段采出程度可以达到60.23%,物理模型平均剩余油饱和度为17.54%。     

杜84断块馆陶油藏双水平SAGD优化设计

辽河油田曙一区杜84块馆陶油层为一顶部和四周被水包围的特殊油藏．开发初期按70m井距正方形井网部署直井蒸汽吞吐开发,在油井蒸汽吞吐过程中,射孔井段下部油层动用差,蒸汽超覆现象随周期延长而加剧．带来顶水突破的隐患,同时油藏递减逐渐加大,油藏开发效果逐渐变差。为提高杜84块馆陶超稠油油藏剩余油动用程度．决定采用SAGD开发技术。本文以油藏特点和开发现状为基础,应用STARTS数值模拟软件,采用变深度、不均匀网格进行油藏数值模拟,对双水平井组合的SAGD技术布井方式、水平段长度、水平段在油层中的位置、注采参数等进行了优化设计。实施效果表明,采用双水平井组合SAGD技术,提高超稠油原油采收率是经济可行的。     

烟道气辅助SAGD技术研究与现场试验

烟道气辅助SAGD是将以N_2、CO_2为主要成分的烟道气注入SAGD蒸汽腔内,以实现SAGD汽腔调控,相比辽河油田比较普遍的以N_2、CO_2非烃类气体为注入介质的气体辅助技术,该技术在成本、气源、效果等方面具有较大优势。在前期调研的基础上,结合氮气辅助SAGD开发实践,利用物理模拟、数值模拟等技术,明确了烟道气辅助SAGD可以减小蒸汽热损失、维持汽腔压力、扩大蒸汽波及体积、提高原油流动能力。对烟道气辅助SAGD主要操作参数进行优化,设计采用段塞式注气方式,段塞尺寸为6个月,气汽比为0.02,注蒸汽量降低10%,注烟道气体总量为0.1PV。在辽河油田4个SAGD井组开展烟道气辅助SAGD先导试验,实施后井组产油量保持稳定,油汽比由0.16提高至0.21,蒸汽腔顶部温度明显降低,阶段节约注汽3.5×10~4t,增油0.4×10~4t,创效914万元。     

又一台400吨/时再热锅炉胜利建成投产

鞍山发电厂第一期工程新建2台上海锅炉厂制造的400吨/时再热锅炉。设计参数如下:过热蒸汽流量400吨/时过热蒸汽压力141绝对大气压过热蒸汽温度555℃再热蒸汽流量330吨/时再热蒸汽压力(进/出) 26.5/25绝对大气压再热蒸汽温度(进/出) 335/555℃给水温度240℃锅炉采用Π型布置,但取消夹廊,炉膛和尾部烟井合并,使锅炉布置紧凑。汽包中     

超稠油蒸汽辅助重力泄油动态调控技术研究

蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）作为超稠油开发的接替技术,2005年开始在曙一区杜84块馆陶油藏进行先导试验,试验区采用直井与水平井组合方式。在试验实施过程中,先后遇到了汽液界面不合理、水平段动用状况不均匀、水平井汽窜、汽腔压力高等问题,在借鉴国外成功经验基础上,辽河油田研究出了适合自身特点的一整套油藏动态调控方法．包括阻汽控制技术、水平段均匀动用技术、水平井防窜技术和蒸汽腔压力稳定技术。其中,阻汽控制技术可合理控制采油井产液速度,避免发生汽窜现象;水平段均匀动用技术可提高水平井动用程度;注汽井射孔时,射孔井段底部距水平井3～5m．可有效阻止形成汽窜;蒸汽腔压力保持在3～4MPa时,SAGD开发效果较好。2007年8月,馆陶油藏通过每天减少注汽量300t,15d后,蒸汽腔压力由4．2MPa降至3．9MPa,日产液量保持不变,含水下降1．5个百分点。先导试验表明,注汽井及注汽井段适宜是SAGD操作的基础,水平段均匀动用是SAGD操作的保障,阻汽控制是SAGD操作的核心,蒸汽腔压力稳定是SAGD操作的关键。     

用γ射线测定锅炉汽包水位

吴泾热电厂七号炉是上海锅炉厂出产的SG-400-1型中间再热锅炉,锅炉的设计规范如下:主蒸汽流量400吨/时汽包压力155公斤/厘米~2过热蒸汽压力140公斤/厘米~2过热蒸汽温度555℃再热器汽压(进/出) 25.5/24.0公斤/厘米~2再热器汽温(进/出) 330/555℃锅炉系单汽包的自然循环,Π型布置,     

超稠油开发硫化氢成因分析及治理技术

辽河油田超稠油具有高密度、高黏度、高凝固点、高胶质沥青质含量的特点,其开发方式以蒸汽吞吐为主,SAGD、蒸汽驱为辅,已连续13年保持百万吨产量规模.但在开发过程中,出现了高浓度硫化氢气体,严重威胁到油区员工的身体健康,并对环境造成污染.几种开发方式中,蒸汽吞吐井硫化氢浓度相对较低,SAGD、蒸汽驱油井由于高温高压蒸汽的长期作用,硫化氢浓度较高,达到吞吐井硫化氢浓度的5倍左右.对于硫化氢成因,认为主要有两方面原因:一是超稠油中的含硫化合物在高温高压条件下发生热裂解反应,生成大量硫化氢;二是采油助剂中的磺酸盐类表面活性剂受热分解,产生少量硫化氢.针对硫化氢污染,通过引进新型表面活性剂,减少了硫化氢的释放,通过开展现场干法脱硫试验,有效处理了超稠油井伴生气中的硫化氢.     

SAGD油井产出液热能利用工艺技术研究

直井(水平井)与水平井组合重力泄油(SAGD)开发方式,其原理是:蒸汽经过直井被注入油层,并在油层中形成连续的蒸汽腔,蒸汽冷凝放出热量,地下原油经加热后,与冷凝水一同依靠重力作用流入水平井被大排量采出,采收率可达50%。该工艺目前处于工业化应用阶段。在SAGD开发方式下,油井产出液携带大量的可利用热能,其热能能否有效利用,直接制约着SAGD技术的工业化应用。为此,开展油井产出液热能利用工艺技术研究,将油井产出液携带的可利用热能,用于该区块注汽锅炉使用的软化水升温,其工艺流程为:产出液从井口进入计量接转站脱气,脱气后进入集中换热站换热,温度从155℃降到90℃后,进入联合站脱水;软化水从软化水站进入集中换热站,换热升温后(温度从20℃提到64℃,进注汽站温度为57.6℃),为该区块注汽锅炉供水。产出液热能利用工艺技术实施后,每年可节约燃料油14814t,使超稠油区块采收率从21.6%提高到50%。     

双水平井SAGD循环预热工艺研究与应用

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术是开发超稠油的一项前沿技术,具有驱油效率高、采收率高的特点。该技术应用分为启动阶段和生产阶段。SAGD启动阶段应用的技术主要有蒸汽吞吐预热启动和循环预热启动。相对于蒸汽吞吐预热启动,注蒸汽循环预热启动加热均匀,启动平稳,有利于蒸汽腔的均匀扩散,蒸汽腔发育体积大,转入SAGD生产以后,生产效果好,采收率高。但配套循环预热管柱结构复杂、预热参数优化困难、循环预热机理仍需进一步研究,尤其在工艺配套上,尚无满足循环预热试验要求的同注同采工艺技术,且国内尚无成功实施循环预热的先例可资借鉴。对循环预热工艺机理、注采参数设计、管柱结构进行研究,完成了为循环预热工艺配套的井下双管柱结构、无接箍长冲程抽油泵、注采一体双管井口等多项关键技术设备,现场应用表明,完全满足循环预热工艺要求。同时,得到合理的循环预热注汽量、注汽速度、注汽压力、采注比等预热参数,为下步SAGD试验的规模实施奠定了基础。     

SAGD系统输送过热蒸汽热力适应性分析

根据SAGD原理,注入蒸汽干度的高低直接影响开发效果和经济效益,因此将过热蒸汽应用于SAGD开发会带来显著经济效益。与高干度湿蒸汽相比,过热蒸汽携带热焓多、温度高,对地面管线、井筒管柱热应力、蒸汽腔发育等方面产生的影响也不同。通过输汽管线应力分析和保温设计校核,发现现有的地面注汽管线输送过热蒸汽后,虽然管线热损失增大了,但仍在国标许可范围内,因此无需更换保温层厚度。由于注过热蒸汽流动阻力大,部分工况下需更换管线,增大管径。开展过热蒸汽井筒流动传热规律研究及注入参数优化设计,建立井筒内过热蒸汽流动传热模型并模拟,得到井筒压力、温度、热损失分布规律,并对确保井底过热工况下井口所需的过热蒸汽过热度、压力等参数进行了优化计算,给出18组优化注汽参数组合,用以指导SAGD高效注汽生产。     

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。     

后SAGD阶段开发技术探索与实践

杜84块兴Ⅵ组SAGD先导试验区经过8年开发,水平生产井水平段上覆储量采出程度已达70%,进入SAGD开发后期,存在问题较多,主要表现为蒸汽腔压力高、蒸汽用量大,蒸汽腔热损失大、热能利用率低,蒸汽腔进入下降阶段、泄油效率低,且油汽比降至0.15,继续采用SAGD开发已不经济。为改善兴Ⅵ组SAGD先导试验区效果,探索利用SAGP(Steam And Gas Push)方式,向蒸汽腔注入氮气,利用氮气填充蒸汽腔,从而减少蒸汽注入量、降低热损失、提高泄油效率,改善油汽比。根据兴Ⅵ组SAGD先导试验区实际情况,对蒸汽及氮气注入量等参数设计优化,最大限度减少蒸汽用量,提高油汽比,方案设计油汽比由0.15提高至0.30。经过半年的现场实施,试验区各项开发指标明显改善,油汽比达到0.33;监测资料显示汽腔顶部形成低温氮气层,有效降低了热损失;措施实施后已累计创效1402万元。SAGP的成功实施为后SAGD阶段探索出可行的接替技术。     

高蒸发强度的锅内装置——17吨/时列车电站锅炉锅内装置的改进

17吨/时列车电站锅炉由于受到列车结构的限制,只能采用φ1000毫米(内径)长度为4000毫米的汽包。原锅内装置设计过分简单,蒸汽品质均不合格。在采用分区分离的方法改进后,不仅达到了中压电站锅炉蒸汽品质的要求,且使蒸汽容积和蒸发强度都超过了同参数锅炉的极限。     

Ashland锅炉药剂在长庆石化公司的工业应用

长庆石化公司1.4Mt/a催化裂化装置中压汽包由于蒸汽夹带盐分现象严重,蒸汽品质难以有效控制,影响装置和气压机长周期运行。分析认为,过热蒸汽中的钠离子、二氧化硅含量超标,是导致气压机组汽轮机叶片结垢的直接原因。所以,抑制饱和蒸汽夹带盐分,进一步降低蒸汽中钠离子和二氧化硅含量,优化过热蒸汽品质,是保证汽轮机稳定运行的重点。该装置于2009年开始使用美国Ashland公司锅炉药剂,在催化裂化中压汽包系统投加AMERZINE15除氧剂和DREWPHOS2600缓蚀阻垢剂,经过连续2年的运行,饱和蒸汽钠离子、二氧化硅含量分别由6130.75μg/L、811.16μg/L降低至12.25μg/L、7.86μg/L,过热蒸汽钠离子、二氧化硅含量分别由107.74μg/L、88.43μg/L降低至27.94μg/L、9.92μg/L,汽轮机主气门开度由100%降低至70%,并在保护锅炉内壁、避免溶解氧腐蚀、提升锅炉水汽品质、优化气压机运行工况等方面取得了良好效果。     

重油催化余热锅炉水处理技术研究与应用

为了防止重油催化余热锅炉腐蚀和减少锅炉结垢,作为锅外水处理的补充,常对锅炉水质进行补充性锅内加药处理。经对重催锅炉的运行调研发现,锅炉水处理之前常出现炉管泄漏和汽轮机因结晶结垢而停车的现象。分析表明,溶解氧含量高是锅炉系统水侧腐蚀的主要原因;重催锅炉过热蒸汽中夹带Na＋和SiO2是造成汽轮机结晶结垢的主要原因。锅炉水处理工业试验效果表明,重催锅炉系统加药前除氧水的溶解氧含量较高（40～50μg／L）,加药后已稳定在15μg／L;加药前后汽包的锅炉水pH值变化不大;加药前蒸汽中的Na＋、SiO2含量较高,加药后呈下降趋势（小于20μg／L）。锅炉水处理药剂的应用提高了锅炉水浓缩倍数,减少了排污,节约了大量蒸汽。以余热锅炉进水量200t／h计。扣除使用药剂的成本后,一年可节约污水处理费331万元;因增产过热蒸汽,还可增加经济效益1356万元。