胜利油田节能技术发展现状与展望

介绍胜利油田近几年在油田地面工程优化简化、抽油机系统优化、放空天然气回收、原油常温集输、稠油热采和油气田高效节能设备等方面节能技术发展现状,并对未来油田主要生产系统的节能技术需求进行展望,提出地上地下整体优化、油田采出水余热利用、不加热集油、稠油热采、新能源与可再生能源利用等技术发展方向。     

胜利油田联合站加热系统节能潜力分析

胜利油田开发中后期,稠油、特稠油比例大,采出液含水高,原油脱水温度要求高,联合站加热系统能耗大。胜利油田现有50座联合站,针对联合站高含水原油脱水处理4类流程的加热系统节能潜力、设备保温降低能耗等方面进行了分析,提出针对高含水原油脱水处理过程5项节能建议对策,旨在对降低胜利等老油田开发生产成本和节能减排起到借鉴作用。     

稠油热注优化调控系统的建立与应用

稠油开采的主要方式为稠油热采.稠油热注优化调控系统的建立与应用是有效实施稠油热采的重要途径和技术保证,它可实现稠油热采按优化方案进行锅炉产汽与井口注汽.介绍了该系统的技术特点,并提出了需解决的技术难题,通过建立系统的数学模型,研究其可行性,最后得出稠油热注优化调控系统的建立与应用,能明显提高油田采收率和稠油热采经济性,大幅提高稠油热采的科学性和信息化水平.     

稠油热采低成本采油技术优选与研究

辽河油田稠油油藏由于存在油品性质差、黏度高、密度大等特点,主要采用蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等热采方式,随着稠油热采区块自然递减加大、措施效果逐年变差,而在当前成本紧张的形势下,措施投入相应减少,有必要加大低成本、高增油技术措施的现场应用力度,确保原油产量稳定。通过对稠油热采措施产量贡献度、年单井措施增油量和吨油利润的对比分析,结合油田开发形势和生产实际,尤其是在目前国际原油价格下跌、油田生产成本紧张的形势下,吨油利润成为措施选择的重要指标,以此为依据确定出稠油热采措施的下步发展潜力及存在的问题,进而优选出高温大排量泵举升技术、高温调剖封窜技术和水平井找堵水技术。为进一步提高这三项技术的增油效果,进行了技术改进与完善,现场应用均取得较好增油效果。     

油气田节能技术发展现状与展望

我国当前技术节能的贡献率仅为13．4％,发展节能技术的空间很大,而且必须要加快技术进步的步伐。我国油气田节能技术已在系统优化、抽油机及其配套节能技术、放空天然气回收技术、原油常温集输技术、稠油热采节能技术、天然气节流技术、高效节能设备等方面取得较大突破。但油气田节能降耗难度日益增大,单位生产能耗较高、设备老化、腐蚀结垢、地面工程系统负荷匹配不够平衡等问题仍然存在。国际大型油公司积极采用井下分离技术、先进过程控制技术、油田产出水循环利用、高效保温技术等先进技术,并注重能源综合利用及新能源和可再生能源利用。目前油气田生产对于地上地下整体优化技术、机采系统配套节能技术、油田采出水余热利用配套技术、油气集输市能技术、稠油热采配套节能技术以及新能源和可再生能源利用等技术的发展有迫切需求。     

地热采油新技术

针对油田稠油热采及注水开发中存在的一些问题，提出了利用地热采油的构想。通过加热降低粘度增强流动性是开发稠油的有效途径，但蒸汽吞吐法、注汽、薄层、边水驱稠油油藏、电加热井等热采油法存在着能耗大、效率低等问题。而注入水温度低造成油层温度持续下降，增大了原油粘度。长期剧烈的温差导致储层孔喉胶结物及骨架矿物破碎，加剧了大孔道窜流。为此提出利用油田的地热资源，加热浅油层。本文在统计分析孤东油田温度场变化特征基础上，进行了地热采油流程概念设计，推荐在地热源井同井场钻打稠油层多分支井作为注入井，单体增压泵直接将从地热源井采出热流体注入目的油层，在周围油井采油。建议在全油田范围内普查地热资源，在有利区块率先开展地热桑油试验．     

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。     

基于数值模拟的渤海多元热流体增产机理研究

渤海油田稠油储量丰富,随着开采程度的逐渐加深和原油的黏度逐渐增大,常规冷采技术难以满足产量要求,渤海油田开始尝试使用多元热流体吞吐技术进行稠油开采,受限于海上试验的作业成本,目前无法定量预测多元热流体吞吐在渤海稠油油田中的开采效果,因而无法明晰其增产机理。本文基于渤海A稠油油田的特征,建立了油藏数值模型,利用数值模拟的方法研究了几种吞吐方式的开采效果,其排序为:蒸汽+CO2吞吐多元热流体复合吞吐蒸汽吞吐蒸汽+N_2吞吐。结合实际生产条件,推荐多元热流体吞吐为该油田的最优开采方式。采油数值模拟和室内实验的方法,研究了多元热流体吞吐的主要增产机理:扩大加热腔、补充地层能量、蒸汽加热降黏、混合气体的溶解降黏。基于数值模拟和增产机理的研究成果,在渤海开展了3井次的多元热流体现场作业,其平均产量为冷采方式的1.2～2.2倍,年累计增油量达到22228.5t,证明了多元热流体吞吐技术在渤海稠油油田中具有较好的适用性,有望成为高效开发渤海稠油储量的重要技术储备。     

蒸汽管道输送热效率影响因素分析及对策研究

稠油热采是一种重要的石油开采方式,将高温高压的蒸汽注入井底,提高地层原油的温度,降低原油黏度,增加采收率。井口的蒸汽干度是评价蒸汽输送效果的关键因素之一,较高的管网热损失降低了井口蒸汽干度,同时制约了能效提升。如何降低管网热损失,提高输送热效率,成为整个蒸汽系统节能降耗的关键。针对注蒸汽系统现状,分析影响蒸汽输送热效率的主要因素,提出对策方法,并对其节能效果进行了评估。     

高温高压三维物理模型热损失控制及实验研究

高温高压注蒸汽三维物理模拟实验是进行稠油热采机理研究及优化油田开发方案的有效方法,模型是高温高压注蒸汽三维物理模拟实验装置的核心部分。为模拟真实油藏条件必须合理控制模型热损失。基于理论计算方法,采用热流数值模拟技术,提出了一种实验模型热损失控制设计方法。采用该方法,在氮气作为围压介质的大型高温高压三维物理模拟实验系统上实施了模型热损失控制方案。实验结果表明,模型热损失得到有效控制,油藏中蒸汽腔扩展得以真实模拟。     

太阳能辅助采油技术及其可行性

介绍了太阳能辅助采油的原理,即借助太阳能捕集、贮存、转换等技术,将太阳能转换成热能,提高采油注入水（或蒸汽）、稠油井掺水等温度,以降低原油黏度、提高原油流动能力,最终达到提高采收率的目的。以孤东油田为例,分析了太阳能辅助采油的技术可行性。分析结果表明,该技术适用于太阳能丰富的地区,更适宜辅助稠油开采,同时能大幅度降低开采能耗和成本,是一项具有良好前景、值得推广的技术。     

炼油能耗分析及节能优化实践

节约能源对炼油企业而言意味着降低成本、提高经济效益。新建与改扩建炼厂由于面对劣质原油加工、产品质量升级的影响,炼油综合能耗相对偏高。项目设计时,在设计条件方面一般会选择较苛刻的数据,在实际生产过程中,可通过原油选择、操作条件优化和节能改造等措施降低能耗。节能工作需要将能源管理和技术改造紧密结合起来,涉及过程能量综合平衡标定分析、节能技术的推广应用、装置节能技术改造等。惠州炼化设计加工劣质高酸重质原油,在项目设计和投产运营期,始终重视节能降耗工作。通过操作优化调整、与先进炼化企业对标,以及筛选切实可行的节能减排项目并择机实施．炼油能耗由设计值70．38kg标油／t原油降低至2012年的59．21kg标油／t原油,单因耗能由设计值9．27kg标油／（t原油·因数）降低至2012年的7．65kg标油／（t原油·因数）。     

储层流体非均质性在重油评价及开发生产上的应用

原油化学组成和物理性质的剧烈变化在重质油藏内非常普遍,了解引起这种变化的原因及控制因素对深化油藏地质评价、优化重油开发方案设计及提高重油采收率都有非常重要的意义。在重油评价方面,根据原油组成和物性的梯度变化可以帮助判别油层非均质程度和隔层的出现;在混层开采时,原油地球化学组成可以用来判别各层的贡献。在重油开发方面,黏度的梯度变化是造成油藏模拟结果与生产历史难以拟合的主要原因,用均一黏度模型进行油藏数值模拟,过高地估计了蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和循环注汽开采(CSS)的累计产油量。油相组成变化必须像渗透率、孔隙度和含油饱和度一样结合到常规油藏描述和数值模拟中去,能否准确预测生产行为就取决于上述变化与数值模拟工具相结合的有效性。流体物性的梯度变化同时表明,目前工业界普遍采用的把SAGD生产井置于油水界面之上1～2m并不是一个完善的设计,按照黏度梯度变化、累计产量和目前油价进行的优化计算显示,在西加拿大盆地Peace River地区理想的完井位置应该在油水界面之上8m。由于原油黏度对生产行为有着非常重要的影响,因此重油生产必须考虑黏度的变化,为此提出了一种新的完井设计思路,把J型生产井与SAGD相结合(JAGD),JAGD生产不仅提高了经济效益,还能降低对环境的影响。同时,由于重油开采主要受流动性控制,在热采之前对油藏进行预处理,待黏度降低后再进行开采也是提高重油采收率、降低能耗的有效手段。     

蒸汽热力采油中抗高温调剖堵剂的应用与展望

稠油油藏开发过程中,受油藏层间非均质性、渗透率变化、原油性质差异、不利的流度比、重力分离、井距和油藏倾斜,以及原油黏度大、密度大、流动性差等因素的影响和制约,降低了蒸汽利用率和体积波及系数,导致油井吸汽剖面不均匀,含水率高、采出程度低,影响稠油油藏的高效开发.为解决这一问题,目前主要采取调剖堵水的方法来控制油井含水上升,进而提高原油采收率.稠油油藏主要采用热力采油方式,要求所使用的堵剂必须同时具备长期耐蒸汽温度和蒸汽冲刷的特性,以实现深度调剖和封堵汽窜通道的作用.本文所指的抗高温调剖剂,主要针对油藏温度高达250℃以上的稠油油田.分析固体颗粒型调剖剂、抗高温凝胶类调剖剂、高温泡沫调剖剂的原理及其在国内外的发展和应用状况,并对抗高温堵剂的发展方向进行展望.     

扶余油田蒸汽驱技术应用与评价

扶余油田扶北地区油品性质属于弱稠油,长期采用注水开发方式,效果差,资源没有得到充分动用。2007年,用热采方式成功动用探40区块的稠油资源,从第一阶段的蒸汽吞吐看,热采投产井的日产油量是常规投产井的2～3倍,效果较好。经过2～3个吞吐周期后,进入到蒸汽驱阶段试验,前期应用数值模拟技术,确定符合油藏特点的汽驱参数和注入方式:注汽压力8～11MPa,原则上注汽压力要求小于油层破裂压力;注汽速度50t/d;井底注汽干度大于40%;油藏压力1～3MPa。试验效果认识到,好的储层物性、合理的注汽参数、高的采注比和不发生汽窜,是取得蒸汽驱开发效果的关键因素。建议选择储层条件好,特别是油层的物性参数要好的区块,进一步扩大蒸汽驱试验范围,为扶余油田大规模蒸汽驱开发提供技术储备。并且,要具备完善的试验监测和评价手段。     

洛阳石化硫磺回收装置节能减排优化措施

硫磺回收装置是炼化企业的下游装置,也是重要的环保装置。洛阳石化油品质量升级改造工程,按照"一次规划、分期建设"的原则,一期工程建设了第一系列装置,包括硫磺回收装置、300t/h溶剂再生装置和110t/h酸性水汽提装置。其中,硫磺回收装置为双系列设计,单系列设计规模为4×104t/a,合计设计规模为8×104t/a,年开工时数为8400h,操作弹性在50%~110%范围。为实现硫磺回收装置的优化运行,实施酸性水汽提塔注废碱渣、凝结水回用、净化水回用到加氢装置、液硫池含硫废气回收等优化改造项目,既回收了硫磺和液氨,又对热量进行了梯级利用,降低了装置能耗。全年回收硫磺31t,增产液氨9t;节约3.5MPa蒸汽2750t/a、1.0MPa蒸汽2525t/a、除氧水134400t/a、除盐水142800t/a,全年减少二氧化硫排放25.2t。2013年,洛阳石化硫磺回收装置综合能耗为-168.67kg标油/t,远优于装置的设计能耗,在2012年和2013年中国石化46套同类装置达标对比中,综合能耗完成最好,排名第一。     

延迟焦化装置能耗分析及优化措施

克拉玛依石化公司1.5Mt/a延迟焦化装置加工原料为稠油,于2004年建成投产。装置包括电脱盐和脱钙系统、焦化系统、富气压缩吸收稳定系统三大部分,设计能耗为1798.02MJ/t原油,但2005年装置实际能耗为1967.70MJ/t原油,远超出设计值。该装置能耗构成中,燃料气占55%以上,蒸汽占34%,耗电占10%以上。减少燃料气、电耗和蒸汽消耗是降低装置能耗的关键。为此,实施如下改造措施:①对加热炉余热回收系统进行水热媒技术改造,以高压脱氧水为传热介质,实现热烟气和冷空气之间的热量交换,保证热管表面温度均匀,改造后加热炉排烟温度降至166℃,热空气入炉温度升至267℃,热效率超过90%的设计值。②优化装置操作,减少3.5MPa和1.0MPa蒸汽消耗;降低吸收稳定系统压力和解析塔底、稳定塔底温度,增加自产蒸汽量。③优化除焦操作,缩短除焦时间,为空冷器电机安装变频系统,以降低电耗。④降低焦化装置新水和循环水消耗。节能措施实施后,2009年装置能耗为1067.31MJ/t原油,比设计值降低730.71MJ/t原油,折合燃料油为21.44kg标油/t原油。     

An evaluation of enhanced oil recovery strategies for a heavy oil reservoir after cold production with sand

Cold heavy oil production with sand (CHOPS) is the process of choice for unconsolidated heavy oil reservoirs with relatively high gas content. The key challenge of CHOPS is that the recovery factor tends to be between 5% and 15%, implying that the majority of the oil remains in the ground after the process is rendered uneconomic. Continued cold production (without sands) is not productive for a post‐CHOPS reservoir because of the low oil saturation and depleted reservoir pressure in the wormhole regions. There is a need to develop viable recovery processes for post‐CHOPS reservoirs. Here, different follow‐up processes are examined for a post‐CHOPS heavy oil reservoir. In post‐CHOPS cold water flooding, severe water channeling is ineffective at displacing high viscosity heavy oil. Hot water flooding improves the sweep efficiency and produces more oil compared with cold water flooding. However, the swept region is limited to the domain between the neighboring wormhole networks, and the energy efficiency of the process is relatively poor. Compared with the hot water flooding case, steam flooding achieves higher oil production rates and lower water use. A cyclic steam stimulation strategy achieves the best performance regarding oil production rates and water usage. Based on our results, it is observed that thermally based techniques alone are not capable to recover the oil economically for post‐CHOPS reservoirs. However, it is suggested that techniques with combined use of thermal energy and solvent could potentially yield efficient oil recovery methods for these reservoirs. Copyright © 2015 John Wiley & Sons, Ltd.     

炼油联合装置节能减排优化措施

巴陵石化炼油联合装置以105× 104t/a MIP-CGP装置为核心,配套产品精制、气体分离及循环水、空压站等公用工程系统.该装置直接以200×104t/a常压装置的渣油为原料,具有多产高辛烷值汽油和气体烯烃的特点.针对重油催化装置高气体收率和大注汽量的工艺特点,从催化生焦理论人手,进一步分析了随着进料密度、残炭和重金属含量的增加,装置的能耗越显著,联合装置的用能优化越复杂.通过对再生器取热系统、烟气余热回收系统、蒸汽能量梯级利用、烟机系统、供风系统、加热炉燃烧器系统、高低温位热能回收以及循环水、酸性水、凝结水系统的用能分析及优化改造,充分综合利用了各类能源,减少了装置对水的消耗.炼油联合装置能耗由72.20kg标油/t原油降至61.74kg标油/t原油,吨原油取水南0,72t/t降至0.61t/t,吨原油排水由0.64t/t降至0.30t/t.