不同形态硫化物对稠油热采硫化氢产生的贡献分析

随着开发的不断进行,稠油热采过程中硫化氢的产生量不断增加,尤其是在蒸汽驱区块硫化氢的产生量呈现急剧增加的趋势,严重影响了稠油热采区块的安全生产。为了进一步明确稠油热采过程中硫化氢的产生原因,对稠油热采过程中的含水量、处理温度和处理时间等因素进行了分析。研究结果表明,目标稠油在含水量为20%,处理温度为260℃,处理时间为48 h的条件下,不同形态的硫化物能够最大程度地转化为硫化氢;硫醇硫和硫醚硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生有贡献,噻吩硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生无贡献。分析不同形态硫化物对稠油热采硫化氢产生的贡献,可为高含硫区块的开发及制定相应的防治措施提供技术支持。     

窄条带状边水稠油油藏水平井提高开发效果技术对策

新庄油田南三块窄条带状边水稠油油藏热采水平井生产过程中存在油层剖面动用不均、边水侵入等问题,从地质、注采参数和工艺3个方面研究了影响窄条带状边水稠油油藏热采水平井开发效果的主要因素,确定了氮气泡沫调剖辅助吞吐、利用温度剖面测试资料调整注汽工艺,实现均衡注汽等配套措施,改善了稠油热采水平井开发效果,提高了稠油油藏资源利用率,为其他油田同类型稠油水平井开发提供决策依据。     

窄条带状边水稠油油藏水平井提高开发效果的技术对策

新庄油田南三块窄条带状边水稠油油藏热采水平井生产过程中存在油层剖面动用不均、边水侵入等问题。通过从油藏、注采参数和工艺等方面研究了影响水平井开发效果的主要因素,确定并实施了注采参数优化、氮气泡沫调剖、优化注汽管柱等配套技术,改善了稠油热采水平井开发效果,提高了稠油油藏资源利用率,为其他油田同类型稠油水平井开发提供了借鉴。     

胜利油田稠油热采数值模拟研究进展

"十一五"以来,胜利油田将数值模拟技术贯穿于稠油热采开发的整个过程,在常规应用方面取得了巨大进展,新建产能超过800×104t。回顾了"十一五"以来胜利油田稠油热采数值模拟方面的研究成果,对近年来稠油油藏开发的热点技术,如火烧油层、泡沫蒸汽驱、HDCS强化热采、热采多分支井等的驱油机理进行了总结概括;在此基础上,重点分析了这几种稠油热采开发方式数值模拟的技术关键,详细说明了模拟过程中其具体的处理办法及现场应用效果。根据研究现状指出了稠油热采数值模拟软件的发展方向,当前最主要是解决稠油油藏敏感性、热化学驱及稠油的非达西渗流3方面的数值模拟问题。     

分类动态管理技术研究及在乐安稠油热采开发中的应用

根据稠油热采的机理，针对稠油注蒸汽开发工艺技术的先进性、特殊性和生产运行管理环节的复杂性，提出了分类动态管理技术研究在乐安稠油热采开发中应用的课题。通过这一方法的研究，确定研究对象、条件与基本内容，取得了研究的初步成果。这一成果在乐安油田稠油热采开发管理中的应用，取得了较满意的实际效果，掌握了规模热采开发油田的生产动态，发现问题及时处理，找到了该油田稠油热采井管理和措施运行的开发管理规律，进而指导今后的开发与管理。     

稠油热采井套管头

新疆克拉玛依地区蕴藏着丰富的稠油资源,稠油产量约占中国石油新疆油田公司总产量的30％以上。稠油热采工艺是目前稠油开发使用最为成熟的工艺技术,但是,若采用常规的井口装置,可能会导致油井生产过程中出现井口失控上窜、套管受损等情况,严重的则会造成热采井报废,给安全生产带来极大的损失。中国石油集团西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院开发研制的稠油热采套管头,部分解决了上述问题。该产品与其他稠油热采配套技术成功应用,实现了稠油热采井安全高效的生产,为油田持续稳定的发展提供可靠的保证。     

渤海油田稠油热采开发技术及应用

渤海油田稠油热采经过十多年的摸索,在关键技术攻关和关键设备建造方面取得了重大的突破,探索出了一条适合海上稠油热采的成功之路。本次研究涉及渤海油田稠油热采7个油田,一共实施了67口井蒸汽吞吐和1个蒸汽驱试验井组,通过97井次注热参数统计和开发生产动态分析,发现仅有6井次蒸汽吞吐过程顺利,暴露出了在注热、热采、地质油藏研究等12个方面的问题,在蒸汽吞吐过程中共有167井次事件严重影响了生产;并指出了油井增注、油层压水、防治气窜、油藏增能等注热前预处理的相应技术对策,希望引起高度重视,能够更好地高效开发海上稠油。     

稠油热采测试井口防喷系统隔热降温装置研制

海上油田稠油热采的开发,需要录取井下数据资料,对油藏提供井下动态数据的支持。由于钢丝试井防喷系统无法承受热采开发过程中产生的高温蒸汽和热流体,不能在热采井中应用。研制了一种稠油热采测试井口防喷系统隔热降温装置,形成了一套完善的海上油田热采测试工艺技术,解决了海上油田高温热采井井下资料录取的难题。可对油藏注热方案的制定及热采开发提供技术指导。     

海上稠油热采水平井配套技术的研究与实践

稠油热采一直是困扰渤海油田开发的一大难题,为了更好的开发稠油油藏、提高产量,首次开展稠油油藏水平井热采钻完井配套工艺研究。在对埕北稠油油田油藏地质概况分析的基础上,为满足油田热采需要,采用特制套管及高低密度两段式水泥浆固井、梯级筛管加砾石充填防砂完井,实行双重防护井筒安全生产保障。钻完井配套技术及所选择入井的各种器材均满足热采开发要求,现场应用效果良好。埕北稠油油田水平井热采的成功,将为渤海油田进一步大力开发稠油提供技术指导。     

海上稠油热采开发经济界限研究

针对海上稠油热采成本高、经济界限与陆地油田热采差异较大,无法套用陆地油田稠油热采储量筛选标准的问题,通过研究热采单井累计产油量的关键地质油藏参数,以数值模拟结果为基础绘制了单井热采效果预测图版。通过油藏、钻采、工程、经济等多专业协同,明确了不同海洋工程依托模式下稠油热采开发经济界限,并对比了多元热流体和蒸汽吞吐两种开发方式的经济性,为海上稠油热采整体规划决策提供了技术支撑。     

克拉玛依油田稠油热采全生命周期经济优选

克拉玛依油田稠油主要以注蒸汽方式开采。基于全生命周期原理,探讨了燃煤与燃气产生蒸汽这2种模式在内外部成本条件下的经济优劣,并测算煤与气价格变化对稠油热采效益的影响,为克拉玛依油田稠油开采以煤代气提供理论依据。     

蒸汽喷射泵用于蒸汽与烟道气混注

向油藏内注入烟道气是一种很有前途的三次采油方法,由于稠油油田大多采用热采开发方式,在取得所需蒸汽的同时,必然会伴生有大量的烟道气产生.所以,如何在稠油油田开发过程中合理应用注烟道气技术是一个十分值得关注的问题.常规的方法存在着投资大、工艺复杂、设备庞杂等缺点,限制了注烟道气开发的推广使用.为此,提出了"蒸汽--烟道气混注"技术,其原理是采用蒸汽喷射泵以注汽锅炉产生的高压水蒸汽为动力,为伴随注汽锅炉产生的烟道气提供能量,使其在喷射泵内与水蒸汽发生混合,并将混合后的物质注入油井.依据工程热力学原理,对水蒸汽喷射泵用于稠油吞吐井注烟道气进行了可行性研究,研究结果对于进一步发展稠油蒸汽吞吐技术和实现稠油开采方式转换提供了新的方向.     

渤海湾盆地A油田水平井网下热采气窜主控因素

渤海湾盆地A油田是中国第一个海上稠油热采的先导试验区,采用水平井多元热流体吞吐开发,随着热采井吞吐轮次的增加,各井间气窜现象突出,严重影响了油田生产。通过以热采区水平井为研究对象,从内在和外在两个方面进行气窜主控因素研究。结果表明,由构造低部位往高部位易发生气窜,同一构造幅度的井间气窜可能性小;水平段相对位置顺着废弃河道和侧积夹层的方向易发生气窜;在后续注热过程中,存气量大的区域容易气窜;地层压力下降快,导致在注入条件相同的情况下气液比相对增加,加大气体的波及半径,发生气窜可能性大。结合矿场实际,提出多井面积吞吐治理气窜,有效地抑制了新一轮吞吐过程中的气窜,改善了油田开发效果。     

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。     

垦西油田含硫异味气体处理剂研制及现场试验

垦西油田部分高含硫稠油热采井场周围存在难闻的恶臭气味,严重影响环境安全,影响油井正常生产和后续产能建设。通过对垦西含硫异味气体产生及转化机理分析,明确了含硫稠油热采井井场异味是由水热裂解反应生成的硫化氢、硫醇硫醚等各类硫化物导致的。硫醇硫醚的臭味阈值较低,在较低浓度下即有较大异味。针对硫化氢、硫醇硫醚等恶臭气体,研制井筒异味气体处理剂并配套相应的加药处理工艺,在满足现场条件下,实现快速高效除臭,解决影响油井生产的环境问题,现场应用取得明显效果。     

中国石化提高采收率技术研究进展与应用

从化学驱油技术、稠油热采技术、注气驱油技术和微生物驱油技术4个方面,对中国石化提高采收率技术的研究进展及应用进行了概述,归纳了各项技术的适用条件、应用结果及存在问题,并讨论了中国石化提高采收率技术规模化应用的方向。研究结果指出：化学驱油技术已成为中国石化提高采收率技术的主体,其中的聚合物驱和二元复合驱已成熟配套,并实现规模化应用。非均相复合驱技术在孤岛中一区聚合物驱后油藏试验成功,预计可提高采收率7.3%。在稠油热采技术中,热化学吞吐、井网加密和普通稠油水驱转热采技术已推广应用,蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术仍处于工业化试验阶段。注气驱油技术和微生物采油技术处于现场试验阶段,且均已取得较好的增产效果。中国石化提高采收率技术工业化应用的方向是继续研究适应复杂油藏条件的驱油剂、驱油体系和流度控制技术,并对成熟技术进行组合应用。     

稠油热采井场恶臭异味成因分析及治理研究

目的 解决稠油热采井场因存在难闻恶臭异味,从而影响油井正常生产的问题。 方法开展了油井伴生恶臭气体含硫化合物分析、以油藏微生物种类为主的生物成因分析和以稠油水热裂解实验为主的热成因分析;针对恶臭气体,开展了喷雾处理工艺研究,比较了亚氯酸钠、过硫酸钠和高锰酸钾对恶臭气体的处理效果;考查了喷雾强度、喷雾压力对恶臭气体处理效果的影响。 结果具有一定含量且嗅觉阈值低的甲硫醇、乙硫醇等低分子含硫化合物为稠油井场的恶臭异味主要物质,油藏微生物以海杆菌、假单胞菌和沙雷氏菌为主,不具备产生甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味气体的代谢途径,稠油水热裂解产生大量甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味气体。质量浓度相同的亚氯酸钠比过硫酸钠和高锰酸钾对恶臭异味气体脱除率高,确定为喷雾处理剂;优化喷雾强度为3.0 m³/(m²·h),喷雾压力为0.4 MPa,对质量浓度为2 000 mg/m³的恶臭气体脱除率可达100%。 结论稠油热采井场的恶臭异味主要为甲硫醇、乙硫醇等低分子含硫有机物,来源于稠油热采开发过程中的水热裂解反应,以亚氯酸钠为处理剂的喷雾处理工艺可以消除甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味,为稠油资源的热采开发提供保障。      

冷家稠油井压裂工艺及效果分析

冷家油田是辽河油田的稠油主要产区 ,地质构造复杂 ,油层埋藏较深 ,产特超稠油和普通稠油 ,以蒸汽吞吐热采为主要采油方法。在该区采用常规压裂和砂面分层等压裂工艺对稠油井压裂 8口。其中成功实施特超稠油井压裂 5口 ,解决了稠油开采注汽难的问题 ,取得较好压裂效果。首次实施的CO2 泡沫降粘压裂试验取得成功 ,为该区块稠油冷采探索开创了新途径。     

带油环边水气藏水平井开发优化设计

锦州×油气田为一个带油环的层状边水凝析气藏,气区部署的气井肩负联合对外供气任务.在开发中,为了减缓气油界面上升,防止油环锥进入气区干扰气井稳定生产,同时避免油环锥进入气区成为死油而无法采出,降低油环的开发效果,因而在油环区部署水平井,与气井同步生产,保持气油界面的稳定性.文中通过数值模拟手段,对水平段纵向位置、水平段长度、合理采油速度等参数进行研究和优化设计.实际生产动态表明,优化设计的水平井能延缓边底水锥进和保持气油界面的稳定,提高了油气田的整体开发效果.     

热采过程中硫化氢成因机制

为了防范稠油油藏注蒸汽开采过程中井口产出硫化氢所造成的安全隐患,增强热采油井安全生产水平,亟需对稠油热采过程中硫化氢的来源及成因机制开展相关实验研究。对辽河小洼油田洼38区块的岩心、原油和产出水3种不同物质开展了含硫量测定、硫同位素分析和H₂S生成热模拟实验。实验研究结果表明:稠油热采中生成的硫化氢主要来源于岩心和稠油;在硫同位素分馏过程中,形成硫化物(H₂S)的δ³⁴S反映了硫酸盐热化学还原过程中硫在较高温度下的分馏特征;硫化氢的生成机理主要为高温高压酸性环境下稠油水热裂解和硫酸盐热化学还原之间的交互作用。