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相似文献
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1.
通过王庄油田t82区块现场试验以及对注汽锅炉相关指标的研究,在高压低渗区块注汽开发不同的工况下,综合考虑其他相关指标以及相关因素,对提高注汽开发效果非常关键。在热采注汽开发过程中,应根据不同区块、不同井组的实际情况对注汽效果进行跟踪,为动态调控注汽井注汽强度提供理论依据和参考指标。地面设备设施的完好对注汽质量有较大的影响。对地面管线采取较好的保温措施可减少热损失。在加强设备设施检查与维护的情况下,可有效降低锅炉故障停机次数。  相似文献   

2.
针对深井薄层稠油油藏注蒸汽散热效应较厚油层大的特点,在蒸汽吞吐增产机理分析的基础上,运用经济概算、数值模拟、分析类比方法,计算了热采水平井经济布井界限,重点对初期注汽强度、注汽强度周期递增量、初期排液量主要注采参数进行优化设计。研究结果为:水平井极限布井厚度为3 m,水平段长度200 m,位于油层中下部,初期注汽强度为12 t/m,将多个吞吐周期分为3个阶段,每个阶段的注汽强度周期递增量分别为20%,10%,0%,合理的注汽速度为10 t/h,初期采液量应控制在35 t/d。矿场应用取得很好的开发效果,该项研究成果为该类油藏的高效开发热采水平井提供了现场实施依据。  相似文献   

3.
地面活动注汽管主要应用于稠油开采,能够满足油田注汽锅炉设计工作压力≤27MPa,设计工作温度≤374 ℃的蒸汽输送要求.该技术在施工设计时应注意的是注汽管与井口的连接必须使用管路连接调节器,其可有效吸收井口位移达1.2 m;此外还应注意的是注汽管每100 m,直线距离60 m需要设置管路连接调节器作补偿器.补偿器吸收热膨胀,属于不稳定结构,需设地锚固定.与中低支架敷设的注汽管线相比,地面活动注汽管具有方便性和重复利用的特点,从长期考虑,可以节省大量工程投资.  相似文献   

4.
孤岛采油厂有固定注汽站5座,注汽锅炉9台,担负着全厂近300口稠油热采井的注汽任务.注汽锅炉在启动过程中,每台年消耗原油4600t,全厂9台锅炉年消耗原油达4.14×104t,成本高;而对流段排烟温度高达649~760℃,却没及时回收,热损失大.同时,对流段内翅片管易积灰,且由于装置不易拆装的原因,清灰难度大,不彻底.为解决以上问题,降低成本,提高注汽锅炉的热效率.从2001年7月开始,孤岛采油厂在渤21断块注汽站推广烟气余热回收技术,应用ZG-23C针形管换热器装置,进行现场试验,见到了明显的效果.  相似文献   

5.
传统的井口补偿器对稠油注汽井的注汽井口和地面注汽管线连接的相对位置有一定限制,不能满足注汽井口与注汽管线多方向连接的需要。研制的三维注汽井口补偿器由焊接短管、弯头、活动副和连接管等组成,与传统的井口补偿器相比,能够在三维空间内进行直向、斜向的转动。设计有高温高压密封总成,其中的特种密封件可以耐温370℃,耐压21 MPa,使井口补偿器在高温高压下密封更有效。现场应用表明,三维注汽井口补偿器很好地解决了注汽管线与注汽井口之间的多方向连接问题,扩大了井口补偿器的使用范围,为稠油热采井安全注汽提供了保障。  相似文献   

6.
针对孤东油田稠油注汽中特殊注汽井的注汽压力超高和超低的问题,提出了相应的配套处理工艺.以控制注汽压力到一个合理的范围出发,来实施工艺配套,调整注汽压力,从而实现提高注汽效果的目标.现场应用表明,通过现场工艺的配套实施,注汽井压力调整见到了较好的效果,基本满足正常注汽的需要,注汽质量有明显的提高.  相似文献   

7.
杜32断块区兴隆台油层蒸汽吞吐参数优化数值模拟研究   总被引:2,自引:1,他引:1  
方法 利用数值模拟方法研究杜 32块兴隆台油层蒸汽吞吐的主要注采参数及射孔参数。目的 选择合理的注采参数 ,最大限度地改善其蒸汽吞吐开发效果。结果 数值模拟结果表明 :注汽强度以 70~ 80 t/ m为宜 ;注汽速度为 16 0~ 2 0 0t/ d;井底蒸汽干度为 40 % ;焖井时间为 3~ 5 d,可使注入热量得到最大限度的热利用率。为避免出砂 ,采液速度应控制在 40~5 0 t/ d,射孔厚度为 2 0 m,可有效提高热利用率 ;为防止底水锥进 ,渗透层避射底水厚度应大于 15 m,而低渗物性隔层应大于 5m。结论 数值模拟研究得出的注采参数及射孔原则 ,在杜 32块兴隆台油层实施后 ,取得了很好的效果。  相似文献   

8.
石油磺酸盐复配体系在胜利油田稠油热采中的应用研究   总被引:1,自引:0,他引:1  
胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复配体系提高稠油开发效果室内研究。对石油磺酸盐复配体系配方进行优化研究。通过高温岩心驱替试验研究磺酸盐复配体系降低注汽压力的能力。研究石油磺酸盐复配体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力。研究不同注入方式对提高采收率的影响。研究结果表明。石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力。提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次。单井降低注汔压力0.5~2.6MPa.周期采油量增加190~480t.截至2004年底已累计增油4600t。  相似文献   

9.
深层稠油油藏埋藏深、注汽压力高、注汽井筒热损失大,同时由于直井中隔热油管的最大下深只有1400m,目前常用的注汽管柱对于埋深超过2000m的深层稠油油藏不能实现全井筒隔热注汽,这会使注汽井筒热损失更大。为了提高深层稠油注汽井井筒隔热效果,在分析了超临界压力奈件下深层稠油注汽井的井筒热损失的基础上,研究设计了分段组合式注汽管柱,实现了深层稠油全井筒隔热注汽,井筒热损失小于8%,达到了目前1000m井深油井的井筒隔热水平;设计的注汽配套工具保证了注汽工艺管柱的安全可靠。现场试验表明,深层稠油超临界压力注汽管柱隔热效果好,安全可靠,可以保证深层稠油的注汽质量,满足深层稠油的热采要求。  相似文献   

10.
胜利油田稠油热采主要采用蒸汽吞吐的方式。其中新开发稠油区块注汽压力高、注汽干度低和老区多轮次吞吐后采收率低、油汽比低是影响热采效果的主要因素。油水之间的高界面张力导致蒸汽驱替效率低是多轮次吞吐后开发效果变差的主要原因之一。针对以上问题开展石油磺酸盐复合体系提高稠油开发效果室内研究,对石油磺酸盐复合体系配方进行优化研究,通过高温岩心驱替实验研究磺酸盐复合体系降低注汽压力的能力,研究石 油磺酸盐复合体系提高注入蒸汽驱替效率和岩心采收率的能力,研究不同注入方式对提高采收率的影响,研究结果表明石油磺酸盐体系可有效降低蒸汽注入压力,提高驱替效率和岩心采收率。2004年在胜利油田单家寺油田、孤岛油田、孤东油田现场应用12井次,单井降低注汽压力0.5~2.6MPa,周期采油量增加190~480t,截至2004年底已累计增油4600t。  相似文献   

11.
河南油区稠油油藏通过直井蒸汽吞吐取得了较好的开发效果,但部分储量丰度较差的浅薄层稠油油藏及叠瓦状分布的条带状边水稠油油藏,采用常规直井开发,单井可采储量低,很难取得经济效益。为合理开发河南油区稠油油藏未动用储量,利用数值模拟技术,结合其地质特点,开展水平井开发技术研究,优化了水平井及注采工艺参数。结果表明:水平井目的层段垂深应大于150m;最佳水平段长度为80~150m;水平井与油水边界的距离大于60m后,基本未见边水入侵;水平井与断层距离大于20m时,断层不会开启;井底注蒸汽干度大于50%,开发效果明显改善;第1周期注汽量为2000t,油汽比和周期产油量均较高,分别为0.54t/t和1000t,吞吐效果较好;当注汽速度为300t/d时,优选注汽压力为14MPa、排液速度为20t/d左右比较合理。  相似文献   

12.
一种油井分层稳恒注汽装置,属油田稠油注蒸汽井井下工具类,该装置主要有封隔器,恒量注汽阀组成,其特征是恒量注汽阀由壳体内的差动感应体,回弹体、汽嘴调节体与中心体组成,工作时差动感应体可同步感应注汽管柱内压力与地层吸气压力的不断变化,并通过回弹体共同作用,及时将压力变化影响反馈到汽嘴调节体上,这样汽嘴调节体便随着注汽压力变化而同步进行调节,因而注汽阀克服了现技术中注汽阀嘴不能自动调节过流面积所造成中低渗透油层注不进蒸汽的缺陷,使用中该阀可自动调节其内部截流机构,保持注入流量不变,使通过该阀注汽流量不受注气压力及地层吸气压力变化影响,注气量准确度可达90%以上。  相似文献   

13.
某稠油区块注汽干线整改方案设计如下:根据燃煤注汽锅炉的注汽温度和压力,注汽干线材质选用20 G高压锅炉用无缝钢管(GB5310—1995),干线的设计压力为11.26 MPa,设计温度400℃,管道、三通、弯头的壁厚计算按《火力发电厂汽水管道设计技术规定(DL/T5054—1995)》有关规定进行计算。从设计结果可以看出,该新建注汽干线可以满足使用要求,蒸汽到38#注汽站的温度为340℃左右,处于过热状态,压力为9.23 MPa。  相似文献   

14.
针对滨南油田水平井开采单油层注汽井段吸汽不均匀的问题,建立了水平井注汽参数优化模型。根据能量守恒原理和动量守恒原理:建立了水平井注汽管柱气液两相流热力学模型;根据注汽量和井底注汽压差之间的协调关系以及湿蒸汽流经泄流孔前后压降和流量的关系,建立了注汽量模型。在理论研究与室内实验的基础上,开发了水平井注汽参数优化软件,以水平井段注汽量均匀分布为目标函数,采用数值仿真技术,对注汽管柱的配注器个数和泄流面积等结构参数进行了优化。截至2008年12月,水平井均匀注汽工艺已在滨南油田单2块推广应用11口井,其中8口井已投入生产,同以前采用常规注汽工艺的6口井相比,平均产液量由18.8t/d上升到55t/d,平均产油量由6.3t/d上升到20.2t/d,取得了良好的开发效果。  相似文献   

15.
宁夏石化酸性水汽提装置工艺特点分析   总被引:3,自引:3,他引:0  
本文结合中国石油宁夏石化公司500×104 t/a炼油装置中酸性水的来源和特点,在原设计的基础上,通过分析酸性水在实际操作过程中进行脱气、脱臭、除油等处理的效果,改进了工艺条件,从而减少了环境污染。在对当前国内普遍应用的单塔加压侧线抽出汽提工艺、双塔加压汽提工艺、单塔低压汽提工艺及注碱除氨工艺进行对比分析后,选择了适用于宁夏石化炼油装置的酸性水注碱单塔低压全吹出汽提工艺,不但回收了酸性水中的NH3和H2S气体,而且将得到的净化水回注至常压、催化裂化装置,节约了大量新鲜水和软化水。  相似文献   

16.
为解决延迟焦化装置焦炭塔大吹汽过程中1.0 MPa蒸汽消耗量大的问题,通过实施以水代汽智能喷雾技术,即采用智能雾化装置将除氧水雾化成微小液滴,代替大部分1.0 MPa蒸汽作为焦炭塔大吹汽介质,以达到降低蒸汽消耗的目的。应用该技术后,焦炭塔大吹汽操作稳定,大吹汽过程中每次可节约1.0 MPa蒸汽16 t,实现每吨原料降低能耗0.356 3 kgEo,增效94.06万元/年,同时石油焦挥发分较改造前略有下降,可以满足质量指标要求,技术改造达到了预期目标。  相似文献   

17.
河南油田近年来在稠油污水回用锅炉方面做了大量的研究和现场应用工作,回用湿饱和注汽锅炉和10 t/h低压饱和蒸汽锅炉主要去除油、悬浮物、硬度等;回用75 t/h过热蒸汽注汽锅炉应主要去除油、悬浮物、硅、COD、硬度、盐等。稠油污水回用锅炉研究内容包括:过滤系统;离子交换树脂系统;进双膜前除硅、除COD等预处理技术;双膜工艺研究及选择。回用湿蒸汽锅炉系统工程应用表明,锅炉回用水处理单位成本费用为8.80元/立方米,锅炉回用水处理单位收益为13.65元/立方米回用75 t/h锅炉中试工程应用表明,锅炉回用水处理单位成本费用为13.407元/立方米,锅炉回用水处理单位收益为23.22元/立方米。  相似文献   

18.
井下直读式测试仪是通过耐高温传感器进行热采注汽井井下温度、压力和深度的实时采集;通过耐高温不锈钢铠装电缆把压力和温度监测信号实时传输到地面;利用数据采集装置进行信号的采集、处理、存储及显示.该系统解决了电子存储式测试技术存在滞后和难以满足动态监测等问题,实现了注汽、焖井实时温度和压力的动态监测.  相似文献   

19.
针对常规分层注汽技术中出现的投捞成功率低、配汽量调节困难、管柱严重弯曲变形、注汽阀结垢等问题,研发了环形可调式分层注汽技术。该技术以注汽管柱力学优化分析为基础,设计了一种以环形可调式分层注汽阀为核心,与配套的小直径层间封隔器、层间应力释放装置、高强度隔热油管等工具共同组成的新型注汽工艺管柱。在辽河油田齐40块现场应用10井次,投捞成功率为100%,阶段增油约1.22×104t,取得了较好的增油效果。该技术可为进一步完善分层注汽技术提供新的技术途径,值得推广。  相似文献   

20.
SAGD循环预热阶段效率是影响SAGD开发的关键因素之一,其效果决定着注汽井与生产井之间的热联通效果以及蒸汽腔的初始发育状态。针对辽河油田杜84块兴Ⅰ组双水平SAGD试验区中的井组在循环预热阶段普遍存在的热连通差以及水平段动用不均衡等问题,分析循环预热影响因素的基础上,对循环预热管管柱结构进行优化处理,确定了环空压力操作参数,并对辽河油田兴I组试验区的两组双水平井进行优化后效果对比。结果表明:在操作参数为注汽速度80~100 t/d、井底蒸汽干度>75%、操作压力4.5~6.0 MPa、有效循环预热时间为120~140 d的条件下,优化预热管柱后的双水平井组整体预热周期缩短,热连通长度和连通均匀度明显增加,提高了循环预热效率。  相似文献   

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