稠油采出水深度处理及应用

稠油采出水深度处理回用是稠油油田开发建设的重要配套技术,本工程是将稠油采出水深度处理后回用热采锅炉给水.介绍了欢三联污水深度处理站的工程设计和生产运行情况,并对其成本和效益进行分析.生产实践表明,将稠油采出水深度处理回用于热采锅炉给水,技术上是可行的,既有较好的经济效益,又有更好的社会和环境效益.     

稠油采出水可生物处理性试验研究

通过采出水外排处理试验研究，考察了采出水的可生物处理性。实验室模拟试验结果表明，通过厌氧处理，采出水的生物化学需氧量(BODs)，重镉酸钾法测的化学需氧量(CODCr)上升到0．3～0．4。再经好氧处理可使CODCr降低到120mg/L以下。现场模拟试验采用厌氧水解—生物接触氧经两级生物组合工艺处理，处理后采出水的主要水质指标分别为CODCr60～100mg／L、石油类小于10mg／L、硫化物小于0．5mg／L。     

稠油油田采出水回用热采锅炉给水技术

稠油油田采出水回用热采锅炉给水技术是稠油开发的重要配套技术。本文结合欢三联污水深度处理工程,介绍了该项技术的工艺流程、技术特点以及生产运行情况,并对运行成本、经济效益以及存在问题进行了分析。生产实践表明:将稠油采出水深度处理回用热采锅炉给水,技术上是可行的,具有较好的经济效益、社会效益和环境效益。     

稠油热采过热蒸汽发生器

为了克服现有蒸汽发生器注汽成本高和蒸汽干度低的缺点,研制了燃煤过热蒸汽发生器。该发生器以煤粉为燃料,采用半露天布置方式,设置一级过热器,过热蒸汽的降温为喷水降温方式,通过调节喷水量可精确调节过热蒸汽温度。现场试验情况表明,该发生器的过热蒸汽吞吐与普通湿蒸汽相比,具有井底干度高、加热半径大、蒸馏率高、驱油效率高和增产效果显著等特点,其中试验的4口井平均排水期缩短3.5d,平均单井日产油增加2.2t,产液温度平均升高15℃。     

单家寺油田稠油采出水回用锅炉的处理工艺探讨

介绍了目前国外在采出水资源化利用中,采用较多的机械蒸汽压缩工艺的流程、工作原理及在国外的应用实例.针对单家寺油田开发生产规模受制于污水回注能力的情况,根据水质标准对该油田的水质参数进行了分析.论述了机械蒸汽压缩工艺在单家寺油田应用的可行性、前景及经济效益.     

热采稠油用湿蒸汽发生器辐射蒸发管爆裂分析

对某油田热采稠油用湿蒸汽发生器辐射蒸发管爆裂的原因和机理进行了分析。调查发现，因给水中含氧量过高，管内壁腐蚀严重。用扫描电镜观察到断口为沿晶断裂形貌；经金相检验分析，发现管内壁有大量沿晶裂纹和轻微脱碳现象；经X射线衍射分析，发现管内壁腐蚀产物主要为Fe3O4和Fe2O3。观察与分析结果表明：给水中氧含量过高首先造成管内壁局部氧腐蚀，沉积在管内壁上的腐蚀产物、给水的pH值偏低和氯离子含量较高加剧了腐蚀，并逐渐发展为氢腐蚀，最终导致了管子氢腐蚀沿晶开裂。     

稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化

蒸汽吞吐热力采油的效果取决于由注采参数决定的注入蒸汽的热能利用程度。将蒸汽在地面管线、井筒及地层中的流动作为一个整体系统，在地面、井筒管流及油藏数值模拟研究的基础上，基于节点分析技术，建立蒸汽吞吐注入系统组合模型，提出蒸汽吞吐井注采参数整体系统优化的设计方法。考虑蒸汽吞吐井的注入、采出费用建立经济评价模型，用模拟退火算法优化注采参数。应用结果表明，采用此方法优选出的参数进行生产，可提高蒸汽吞吐井的热能利用率和开采效果。图2表2参8     

稠油采出水回用热采锅炉腐蚀行为和安全评价技术研究

通过采用高温高压模拟试验对注汽系统在回用稠油采出水后的腐蚀行为进行研究表明,炉管在回用污水中主要以均匀腐蚀为主,动态腐蚀速率在0.1385～0.2137mm/a之间。应用压力管道安全评价软件TGRC-ARSP和剩余寿命预测理论,给出了炉管的剩余承载能力,含缺陷管道的临界腐蚀缺陷尺寸和在剩余安全服役时间的预测,并通过现场炉管解剖和实物静水压试验和有限元分析对评价方法进行了验证。     

孤东油田稠油注蒸汽开采防砂及配套工艺应用

分析研究了孤东油田稠油区块地质特点和蒸气吞吐开采中防砂及配套工艺存在的问题,优化了一套适合孤东稠油区块注蒸汽开采的防砂及配套工艺。现场应用表明,“涂敷砂＋金属棉滤砂管”复合防砂方法适合于孤东油田稠油疏松砂岩油藏蒸汽吞吐开采,成功率高,有效期长,注蒸汽后配套过泵电加热工艺,可提高稠油注汽开采效果延长注汽周期,优化射孔工艺和防膨预处理是提高泥质疏松砂岩藏防砂成功率的有效措施。     

油田注汽锅炉水质影响因素研究

分析了影响注蒸汽锅炉水质的因素,包括硬度、含氧、pH值、含钠、含铁,指出前三项是主要因素,还分析了蒸汽干度的影响。2003年6月起大庆葡北油田三断块葡71-75井组进行蒸汽驱先导性试验,使用OH20-ND-25XAMT型锅炉,注汽压力12 MPa,注汽温度320℃,蒸汽干度75%,日注气量160 m3。介绍了该锅炉用水的软化处理装置及工艺。给出的一组水质分析数据表明,清水硬度(钙镁)为2.83 mmol/L,软化后锅炉生水硬度(镁)和炉水硬度(镁)均为0.04 mmol/L;pH值在正常范围(8.87,8.08,8.32);矿化度和钠钾含量逐步升高。考察了当清水水温分别为0~20℃、含氧量分别为14.6~9.2 mg/L时,为彻底除氧而加入的除氧剂Na2S2O3量,超出理论需要量的剩余量应≤10 mg/L。图1表2参4。     

用于热采锅炉的稠油废水处理

辽河油田热采炉日用清水约 9× 1 0 4t,由于地表水水质较差 ,所以生产和生活用水大量使用地下水 ,过量的开采 ,使地下水位急剧下降。一方面大量污水外排污染环境 ;另一方面稠油热采大量使用清水。生产和生活用水量与日俱增 ,供水严重不足。因此 ,对稠油废水进行处理回用 ,是非常必要的。稠油污水处理流程主要分除油、除悬浮物和软化三部分。软化后废水进热采锅炉。各单元处理工艺 :①调节和缓冲 ;②斜板除油罐 ;③浮选 ;④过滤 ;⑤软化。     

15CrMo钢管在稠油热采注蒸汽管道中的应用

介绍了15CrMo钢的机械性能;不同壁温下的基本许用应力值;高温持久强度和蠕变温度均比20G钢高;其焊接性能、焊缝的力学性能也优于20G钢.在相同热工条件下,用15CrMo钢管可选择比20G钢较小的管径和壁厚,而不提高造价.通过在胜利油田稠油热采注蒸汽管道中的应用,表明15CrMo注蒸汽钢管的抗腐性能远远高于20G钢管,用该类钢管制作的稠油热采注蒸汽管道,其腐蚀速率小、寿命长,有良好的使用前景和推广价值.     

稠油吞吐井注烟道气提高采收率技术试验

针对锦州采油厂稠油吞吐效果逐渐变差、经济效益逐年下降的严峻形势,开展了烟道气与蒸汽混注吞吐试验。介绍了该技术的机理,重点阐述了现场试验情况、试验效果、存在的问题以及今后的发展方向。从试验效果看,该技术具有明显的经济效益和社会效益。     

利用泡沫改善稠油热采油藏多轮次吞吐后开发效果的技术研究

稠油热采油藏伴随着吞吐周期的增加,生产效果变差,表现为周期产油量大幅降低,含水高,油汽比低。为此开展了伴蒸汽注入泡沫体系提高多轮次吞吐后开发效果技术研究。对多孔介质条件下影响泡沫体系封堵调剖性能的因素（温度、矿化度、气液比、浓度）进行了研究;利用一维物模试验和二维物模试验对泡沫体系提高多轮次吞吐后稠油开发效果进行室内研究;对泡沫体系注入时机、注入方式进行研究;对不同方式提高采收率和降低产出液含水率进行对比。室内研究和现场试验表明,高温复合泡沫体系可有效改善多轮次吞吐后稠油油藏开发效果,是进一步提高稠油热采油藏采收率的有效手段。     

普通稠油油藏周期注水提高水驱效率技术研究与应用

通过对脉冲注水机理及适应性的分析,进一步解析了在调水过程中油水在均质与非均质地层中不同的运动规律。与常规注水相比,周期注水可有效提高原油采收率,充分挖掘层间、层内及平面的剩余油潜力。结合高30断块处于开发中后期、含水上升快、各项治理措施未获突破等状况,采取了"大幅短期脉冲注水",油藏开发效果得到显著改善。主要采取了以油砂体研究及静动态资料综合分析,细分注采单元作为调水单元的方法,不断在实践中试验总结,补充新认识,使注采单元的划分更贴近地下实际,在此基础上通过试验调水方法,实现降水增油,同时培养出部分高产井,使油藏水驱状况得到改善。     

热力采油湿蒸汽发生器自动控制系统改造及拓展前景

在稠油热采工艺技术配套发展过程中,热力采油湿蒸汽发生器的自动控制系统近年来有较大发展,经历了继电器控制系统、可编程序控制器及触摸屏可编程控制系统几个阶段,实现了锅炉控制的实时监控,并降低了员工的劳动强度,提高了设备的本质安全.对湿蒸汽发生器改造前、后的控制系统进行了介绍,特别是对在风城重32井区SAGD试验区的2台过热注汽锅炉与普通湿蒸汽发生器的自动控制系统进行了对比,对湿蒸汽发生器的自动控制系统提出了改造方向及拓展前景.     

稠油油田注蒸汽管-站系统的优化设计

注蒸汽热力采油是我国目前开发稠油的主要方式。注蒸汽系统是稠油油田地面工程的一个重要组成部分。其初始投资巨大,系统投入运行后要消耗大量的热能和动力能（特别是转驱后）。对目前油田常用的３种注汽管网进行分析,以既反映初始投资又考虑运行费用的等额年费用指标作为优化目标,建立了地面注蒸汽管－站系统优化设计的数学模型,并编制了软件。该软件可服务于地面规划设计人员,有助于提高设计效率和速度。