西斜坡稠油试验区隔热油管变形原因分析

2007年开展大庆西部斜坡区稠油区块蒸汽吞吐热采开发试验,过程中出现了注汽管柱拔不动现象,为解决该问题开展了隔热管柱变形原因分析研究,制定出了措施,为蒸汽吞吐试验顺利开展做出了保障。     

稠油热采井筒隔热技术研究与应用

海26块是稠油热采区块,油田转热采吞吐试验初期,受井深、完井技术和井筒隔热工艺的影响,油井注汽过程中表现注汽压力高、蒸汽干度低、套管上涨等现象,造成蒸汽吞吐效果差。通过开展油藏参数和井身结构研究,分析油藏热采适用条件和井筒受热状况对非预应力套管完井产生的影响,优化注汽管柱和井筒隔热工艺,经过6年162井次的现场实践证明,深层稠油热采井筒隔技术在海26块应用是成功的,达到了保证注汽质量和提高热采吞吐效果的目的。     

六中区稠油注汽效率研究与应用

采油二厂六中区稠油井总数133口,通过不断更新、完善稠油地面建设流程与生产配套工艺,已基本形成了从蒸汽吞吐到抽油生产直至原油密闭集输的配套技术体系。在投产过程中做好注汽、工艺优选以及现场管理,以"注、焖、喷、抽"四个关键环节为突破口,强化热采过程节点控制,通过分析现场影响稠油注汽效率的原因,制定相应对策,力争提高热采开发管理水平,提高稠油注汽效率。     

江37稠油试验区注汽隔热管柱工艺改进及效果

江37稠油试验区采用注蒸汽热采技术开采稠油,截至目前已开采10年时间,投产井数22口,完成注汽79井次,累积注汽7.6万吨。在注汽过程中,为有效提高注汽隔热管柱的隔热效果,降低井筒热损失和生产成本,减少大修井影响因素和井次,通过不断改进注汽隔热管柱组配工艺和现场摸索,对不同的管柱工艺进行评价,确定最合适的工艺技术。     

固液两相法调整注汽剖面工艺的应用

稠油热采区块进入多轮次吞吐阶段由于地层的非均质性、流度比差异及蒸汽超覆等因素的影响造成周期产油量低,油汽比低、含水高.蒸汽纵向和横向波及效率低是造成以上现象的主要原因.应用颗粒型堵剂解决地层近井高渗部位封堵调剖,辅以复合泡沫体系调剖技术实现地层深部的封堵调剖,扩大垂向蒸汽波及范围.现场试验表明,固液两相法调整注汽剖面工艺可有效改善热采稠油油藏吞吐开发效果,是进一步提高稠油热采油藏采收率的有效手段.     

蒸汽加氮气泡沫剂控制水锥治理底水技术

针对稠油油藏主力油层水淹严重,热采油汽比接近蒸汽吞吐经济极限的现状,对注氮气泡沫剂控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术进行了有益探索。矿场试验结果表明,该技术有效地抑制底水锥进和蒸汽超覆,改善了吞吐井生产效果,成为“十五”期间巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后控制底水锥进、提高热采采收率的有效手段之一。     

库姆萨依稠油蒸汽吞吐工艺参数优化研究

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,主体采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发,热采工艺参数是决定蒸汽吞吐效果的主要因素。通过数模、工程计算、热采试验优化确定了适合库姆萨依稠油蒸汽吞吐高效开发的工艺参数。现场实施表明,热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,三个周期内单井平均日产油量为4.3~16.6t/d,且水平井为直井的1.4~1.8倍,前三个周期油汽比在0.54~1.58之间,各项开发指标均较好。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

潜山稠油油藏开发方式优化研究

郑家油田郑6块沙一段为典型的潜山稠油油藏,该油藏满足稠油热采标准,适合注蒸汽吞吐开发。文章在分析该块试采特征的基础上,结合该块地质特点,选择直井注蒸汽吞吐的开发方式,并通过数值模拟手段,优化了蒸汽吞吐井距、避射厚度、注汽强度、吞吐转蒸汽驱时机等参数。     

影响超稠油蒸汽吞吐开发效果因素分析

蒸汽吞吐技术由于其适用条件广,经济效益高是目前开发稠油热采技术中应用最广泛技术。影响稠油热采开发效果因素众多,本文主要从油藏地质条件,注汽工艺参数,射孔条件三个主要面分别阐述其对超稠油蒸汽吞吐开发效果影响。     

二氧化碳辅助蒸汽吞吐技术研究与应用

辽河油田稠油仍以蒸汽吞吐开发为主,且已基本进入开发后期,为提高蒸汽吞吐开发效果,自2009年开始进行气体辅助蒸汽吞吐技术的前期理论研究,2010年进入现场试验,2014年进入规模实施阶段,经过7年的科技攻关,最终形成了从开发机理、配套工艺、注采参数设计方法及生产管理等一整套CO2辅助蒸汽吞吐的开发技术体系,现场实施后,实现了重大技术突破,目前实施范围涵盖4个油藏类型、10个区块,共630井次,覆盖地质储量2002万吨,注入CO29.6万吨,累节约注汽量9.5万吨,增油11.3万吨,创造利润4100万元,整体技术已达到国际先进水平,成为稠油蒸汽吞吐后期的一项重要接替技术。     

库姆萨依稠油蒸汽吞吐开发规律研究

库姆萨依侏罗系油藏为边底水稠油油藏,主体区采用水平井蒸汽吞吐+蒸汽驱热采开发,开展热采规律研究,优化热采工艺参数,是改善蒸汽吞吐效果的关键因素。通过深入开展热采规律研究,在数模、工程计算、热采试验基础上,优化确定了适合库姆萨依稠油蒸汽吞吐高效开发的工艺参数。现场实施表明,通过对热采规律的深入研究,热采参数的不断优化,热采效果好于预期。热采单井初期日产油量可达到冷采的6.1倍,四个周期内单井平均日产油量为4.3-16.6t/d,且水平井为直井的1.4-1.8倍,前四个周期油汽比在0.54-1.58之间,各项开发指标均较好。水平井蒸汽吞吐热采试验的成功,为库姆萨依边底水稠油油藏的高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景,经济和社会效益显著。     

辽河油田蒸汽驱配套技术及下步攻关方向

辽河油田稠油生产普遍采用蒸汽吞吐方式,采收率很低.近年来,其稠油生产的主力区块大多数进入蒸汽吞吐后期,衡量蒸汽吞吐开采效果的周期油汽比也接近经济极限.为探索辽河油田稠油吞吐开发后有效的产量接替方式,1998年以来欢喜岭油田齐40块开展了蒸汽驱可行性研究和试验,并在世界上首次实现了中深层蒸汽驱工业化生产.截止2011年,辽河油区蒸汽驱已形成了注汽、举升、高温监测、调剖等配套工艺,基本满足了稠油油藏对蒸汽驱配套工艺的要求.针对分层注汽、注汽井高温不压井作业、高温调剖技术在蒸汽驱现场应用中所存在的问题,提出了辽河油田蒸汽驱配套工艺技术下步攻关的方向.     

热采井注采调一体化技术研究

河南稠油油藏非均质性严重,层间渗透率差异及蒸汽超覆等原因严重影响生产,在多轮注汽生产后各层动用不均。针对这一突出问题,分层注汽已成为河南稠油油藏增产增效的主要措施之一。但是随着分层注汽吞吐多轮次开发,不同周期、不同层的油藏物性参数和生产动态也在发生变化,对应层段的配注参数也必须适时调配。通过开展热采井注采调一体化技术研究,研究设计了直井多轮次可调分层注汽工艺方案和配套工具,实现了多轮次注采调一体化。经现场试验论证,调配操作安全可靠,提高了注汽效益。     

蒸汽吞吐主要参数对开发效果影响研究

在普通稠油油藏开发过程中,蒸汽吞吐通过注蒸汽、焖井、开井生产三个阶段可以降低原油粘度,改善流度比,从而降低残余油饱和度,提高驱替效率,是一项有效的开采稠油的方式。蒸汽吞吐的开发效果是热采参数综合作用的结果。本文通过数值模拟的方式,系统的研究了注汽强度、注汽速度、焖井时间、排液时间对开发效果的影响,对普通稠油油藏开发具有提供相应的参考     

蒸汽驱高温长效隔热注汽技术应用

我国稠油主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驱的热采方式,蒸汽驱效果主要取决于注汽系统隔热效果。为降低热量损失,提高热效率,对蒸汽驱高温长效隔热注汽技术进行了攻关研究,经过室内研究与现场试验,效果显著。     

投球选层注汽工艺技术在河南油田的应用研究

河南油田稠油区块已进入吞吐中后期,由于层间物性差异大,多轮注汽生产后各层动用不均,高、低渗透层矛盾突出,相互影响,相互干扰。套变井、薄夹层等封隔器难以卡封的热采井,缺乏技术配套,无法实施分注选注。通过开展投球选注汽技术研究,在注汽时堵球跟随汽流封堵高渗层射孔炮眼,迫使结余蒸汽注入动用较少的中、低渗透层,注汽后不动管柱下杆转抽生产,实现了多轮次注采一体化分注选注。经现场应用论证,措施后注汽压力和产状较上周期均有明显提升,提高了注汽效益。     

远红外节能剂在油田注汽系统的应用

我国稠油主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驱的热采方式,稠油热采所用的注汽锅炉消耗了大量的燃料,平均燃油单耗为63kg/t,热采锅炉已成为稠油油田最大的耗能设备。为降低热注锅妒燃油量,提高锅炉热效率,对热注锅炉节能涂料进行了攻关研究,经过室内研究与现场试验,锅炉表面平均温度降低12.85℃,平均热效率提高3.35%,节能效果显著。     

应用组合式蒸汽吞吐提高热采稠油油藏采收率

组合式吞吐是指在蒸汽吞吐开发单元中,多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐或单井在吞吐注汽过程中通过添加其它辅助注剂来达到改善开发效果的方式。室内试验及油田开发实践证明：组合式蒸汽吞吐技术可以有效抑制和利用汽窜,提高蒸汽热能利用率,改善油层动用状况,使油井的周期产油量和油汽比均得到提高,是提高热采稠油油藏吞吐阶段采收率的有效途径。组合式吞吐的现场应用表明：不同类型的稠油油藏适宜的组合式吞吐方式不同;对某种方式而言,采取的时机不同,效果也不尽相同。     

改善稠油低效吞吐井技术分析与现场应用

结合目前稠油开采技术的现状,分析了影响稠油蒸汽吞吐高轮递减的主要因素。针对热采稠油蒸汽吞吐开发井距小,汽窜严重,油层平面和纵向动用不均衡,储量动用差等诸多问题,研究分析了多井整体吞吐技术、间歇吞吐技术、蒸汽+N2吞吐技术、技术、三元复合吞吐技术等机理及现场试验。多井整体蒸汽吞吐适合处于蒸汽吞吐中后期、油藏压力较低、相邻井汽窜较严重的油藏;间歇蒸汽吞吐是改善超稠油高轮吞吐效果,降低操作成本行之有效的开采方式;随着氮气成本的降低,蒸汽+N2吞吐将成为蒸汽吞吐开采后期的重要调整措施之一;蒸汽+ CO2吞吐技术适合于外围、边远复杂区块探井试油及储量评价,或者作为不具备井网控制储量动用条件时的增产手段。     

蒸汽吞吐高温吸汽剖面解释软件的应用

蒸汽吞吐井高温吸汽剖面监测技术是利用高温吸汽剖面测试仪,对注汽过程中的温度、压力等参数进行监测,并输入高温吸汽剖面解释软件进行解释,能够提供注汽过程中的温度、压力、流量、干度、热损失、吸汽量等参数,定量地了解各油层的吸气状况,判断注汽效果,以确定下一步工艺措施或进行热采方案调整.该项技术在大庆油田已形成配套技术,在稠油生产中发挥了重要作用,通过大量的现场试验和实际测试,均取得了合格资料,效果良好.