稠油测试中油气分离与产量计量方法

为解决海上作业工况下稠油精准计量的难题,对分离器壳体外部加设金属软管蒸汽加热装置实现罐体伴热保温,并对分离器的管线及阀门通过电伴热系统加热保温,防止稠油在分离器内部时间过长温度降低,影响稠油分离效率;在分离器内部增设专用旋流消泡装置,增加物理消泡效果;对传统的计量罐看窗搭载改进版磁浮力液位计,精确读取计量罐液位。在渤海油田渤中区块3口井进行了试验性应用,地面计量稠油最高黏度达2 787 mPa·s (50℃),油嘴敞放,控制流程进分离器,原油进计量罐计量,天然气走栈桥燃烧,实现了高黏度稠油的精确计量。该技术解决了稠油精确计量技术难题,为渤海油田稠油井测试提供了技术支撑。     

稠油计量新技术在渤海油田探井测试中的应用与分析

油井产量计量是海上油田探井测试作业的一项重要工作,准确、及时的油井产量计量,对掌握油藏状况具有重要指导意义。文章对稠油计量装置和方式存在的不足进行了充分讨论,新型稠油计量装置及分离器改造升级保温技术可解决稠油低产量的有效计量,能为准确取全取准地层资料提供保障。经作业现场的实际应用,新型稠油计量装置能满足渤海油田稠油油藏探井测试产量精准计量的要求,具有较高的应用价值。     

分队计量技术在油田生产管理中的应用

一、概述 对于处于开发中后期的老油田来说,由于长期采取滚动开发建设,油井集油流程交叉,无法实现单井计量,低产液．低含气油井采用常规分离器计量困难,人工取样化验含水受人为因素影响,计量误差较大,加之高含水、稠油及三采原油的开发及油区环境恶劣等因素的影响．传统的油井计量技术和手段难以适应这种开发形势,造成井口计量与集输站库原油输差大．单井计量数据无法全面真实反映采油队的原油产量。     

温度和气体对稠油物性的影响

为明确多元热流体增产机理、优化多元流体组成,以便为科学编制多元热流体热采的工程方案提供技术支持,通过室内实验研究了温度和气体对渤海南堡油田稠油物性的影响。结果表明,在56数120℃范围内,含天然气稠油和脱气稠油黏度均随温度升高而迅速降低,温度升高到120℃时的原油降黏率约为92%,继续升高温度对稠油黏度的影响较小。在同等条件下,CO_2比N_2更易溶解到原油中,尤其是在温度较低的条件下。注入N_2对改善稠油黏度的作用较小,只在100℃以下时略有降黏效果,温度超过120℃时稠油黏度增加。温度低于160℃时,注入CO_2可以显著降低稠油黏度。将稠油加热至80℃并注入天然气和CO_2体积比约为2∶1的混合气体至16.86MPa可使稠油黏度降低90%。通过升高温度和注入气体两种途径均可使稠油黏度大幅降低。考虑到注汽设备、热损失和注汽成本等因素,"适度加热,辅以注气"的开采技术可以达到较好的降黏效果,可用于海上稠油开采。图2表3参10     

海上欠饱和稠油油田原油降黏方式探讨

根据海上油田开发的特殊要求 ,通过理论计算 ,对比分析了用加热降黏法和加气降黏法进行稠油开采的差异 ,探讨了欠饱和稠油油田用天然气回注地层降黏的可行性 ,认为在原始地层压力条件下 ,仅向地层原油中补充溶解气油比是原始溶解气油比的 0 .5～ 1.5倍的天然气 ,就可以有效地降低原油黏度 ,提高采收率。采用加气降黏法比加热降黏法具有工程规模小、建设周期短、耗能少、投资少的优点 ,因此更具实用价值。     

稠油单井回掺热水降黏集输工艺优化研究

新疆某稠油区块采用螺杆泵冷采的举升方式生产,井口温度约在20℃左右,开发初期,原油的表观黏度约为12 000 mPa·s,远距离集输过程中,导致高回压甚至凝管,给油田生产带来极大困难。通过对国内外油田稠油冷采集输工艺及现状的调研,结合室内稠油掺水黏度转相点研究结果,确定了单井回掺热水降黏集输工艺,将掺水温度从35℃提高到55℃,不仅解决了油田稠油远距离管网集输的难题,而且与国内其他油田稠油蒸汽开发集输相比,掺水集输单井年节约费用5万元。     

Huate Mer A海上稠油油田电缆加热降黏技术研究

稠油黏度大,流动性差,对温度敏感性强,给石油开采带来了一定的难度。中海油在刚果(布)的海上稠油油田Huate Mer A水深1 050m,该油田在海底泥线处的海水平均温度为6℃,根据试验测定的黏温曲线得知,该处稠油黏度达到了16 650mPa·s,流动性很差。根据该油田探井完井试油的要求,建立了从储层到水面的井筒温度分布模型;分析了油井产量、保温油管型号、电加热功率以及保温油管和电加热复合使用时对稠油温度的影响,并确定了最佳加热深度。结果表明:不同的油井产量对稠油沿井筒温度的分布几乎没有影响,单一的使用保温油管或者电加热对稠油的升温降黏作用有限,采用保温油管-电缆加热的复合降黏技术对稠油的升温降黏有着显著的作用。本油田是我国首次开发的国外深水稠油油田,为深水稠油油田的降黏工艺的设计提供了参考。     

高凝油井自动计量技术

沈阳采油厂是我国最大的高凝油田,原油的最高凝固点达67℃.目前油井计量主要采用分离器玻璃管量油,其缺点是流程复杂,体积大,工人劳动强度大.随着开发的不断深入,沈阳油田的高凝油生产进入了高含水时期,原油伴生气急剧减少,低气液比油井采用玻璃管计量十分困难.针对高凝油生产的特点,研究应用了低油气比的油井自动计量技术,该技术能够优化目前的油井计量工艺,对油井产量进行准确、及时的计量.     

海上稠油油田蒸汽吞吐产量确定新方法

针对目前蒸汽吞吐产量预测模型假设条件简单、普适性差等问题,一般采用测试法和类比法综合确定海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量。由于目前海上油田通常只开展常规测试,无法直接获得热采开发初期产量。笔者提出海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量确定新方法,建立蒸汽吞吐相对于常规开发的初期产量倍数预测模型,通过蒸汽吞吐产量倍数,将常规测试确定的产量转化为蒸汽吞吐产量。研究表明,蒸汽吞吐初期产量倍数主要受储集层渗透率、原油黏度、注入强度、蒸汽干度等因素影响,利用正交试验设计和多元回归等方法,建立海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量倍数与油藏地质参数及注入参数之间的非线性预测模型,该模型经实际生产数据验证,预测误差小于5%,可靠性高,能够为海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量的确定提供依据。     

电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试技术及其在渤海油田大斜度稠油井的应用

渤海油田油藏原油密度大、黏度高、凝固点高、流动性差且易出砂,井筒流动期间由于热损失过快或者地层能量不足,原油无法到达地面导致测试作业失败,而常规DST+螺杆泵抽加热联作测试工艺不适合在大斜度稠油井测试作业中应用。通过优选电潜泵罐装系统与井下压力监测装置,创新使用全井筒加热保温工艺与优化完井测试一体化管柱等电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试关键技术,成功完成旅大区块大斜度稠油井测试作业,从而为类似稠油油田大斜度井的测试作业提供了借鉴经验。     

渤海油田普通稠油冷采测试工艺

针对渤海油田稠油井测试过程中存在的出砂、垂直管流黏阻大流动困难、PVT取样成功率低、计量误差大等难题,从射孔、防砂、控温、取样及计量工艺优化等方面细化研究,形成了由稳岩控砂射孔诱喷技术、井下测试管柱控温技术、稠油PVT取样技术和稠油测试配套计量技术组成的普通稠油井冷采测试工艺。该工艺采用大孔径、深穿透、高密度射孔技术配合合适的诱喷压差提高油层渗流能力,联合井筒保温和加热技术降低原油在井筒中的流动阻力,优化取样器放置位置和取样时机,采用具有压力补偿功能的单相取样器保证取样准确性,配备可加热式的25 m~3计量罐实现精确计量。渤海油田蓬莱31-X1井现场应用表明,取样压差仅为0. 925 MPa,取样合格;采用螺杆泵排液求产,80 r/min时日产油52. 84 m~3,130 r/min时日产油89. 28 m~3;四次开关井均取得了合格的压力数据资料。该工艺为类似稠油油田产能释放及有效动用提供了技术支撑。     

双空心杆循环伴热技术在超稠油井上的应用

针对油田部分油井含蜡量高、黏度高及油井生产困难、维护难度大等问题,提出采用双空心杆内循环伴热降黏热采技术。通过利用地面天然气加热装置对双空心杆热载体加热(热载体软化水加热)后,将热载体从双空心杆内管进入外管返回,达到提高油管内原油温度,防止油管内壁结蜡,降低原油黏度,改变流动性的目的,在密闭的系统中实现井筒升温清防蜡及降黏作用,保证油井的正常生产。实践证明,应用效果良好。     

渤海稠油油田热化学复合吞吐增效技术研究与应用

针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明：随温度升高,胶质、沥青质扩散系数增大,石英石表面对重质组分的吸附能力减弱,有助于胶质沥青质解离;热气化学复合解堵后,岩心水测渗透率均可恢复到初始岩心水测渗透率的60%～70%;热(80℃)+气(溶解)作用下,与50℃脱气油相比可使原油黏度降低约80%;在热和化学剂作用下,原油形成低黏水包油乳状液,稠油黏度由2 000 mPa·s降低至30 mPa·s,降黏率为98.5%;稠油相渗曲线测试实验(100℃)结果显示,化学剂注入后使稠油相渗曲线等渗点右移,两相共渗区域增大,油相渗透率变大,水相渗透率降低,残余油饱和度降低,开发效果改善;在热水驱过程中,注入泡沫堵调后,高渗填砂管和低渗填砂管采收率均有明显提高,低渗管采收率提高约11个百分点,高渗管采收率提高约8个百分点。模拟吞吐实验结果表明：在热+化学+气协同作用下,可至少降低含水20%～30%,采油指数由0.90 mL/(min·M...     

电加热杆抽油井温度分布计算

随着油田开发的深入,一些高黏度、高凝固点、高含蜡原油的开采比例越来越大。为了经济高效地开发这些油藏,针对稠油流动性差、温度敏感性高的特点,采用电加热抽油杆开采技术配合其他工艺能较好地适应稠油油藏的开发。温度是影响黏度的主要原因,而黏度是评价稠油特征的核心参数,因此,建立井筒温度分布至关重要。在介绍电加热抽油杆装置及加热原理的基础上,通过一个井筒温度场模型,计算了在电加热下的井筒温度分布。实例计算表明：电加热具有较好的加热效果。     

吐哈油田稠油油藏优化注气吞吐降黏实验研究

针对吐哈深层稠油油藏常规方法难以有效开发的问题,通过ＰＶＴ仪测试了搅拌状态下稠油注天然气、氮气和二氧化碳互溶后的黏度变化规律,测试了天然气和二氧化碳与英４井Ｐ３ｃｆ稠油配制的动溶稠油流体在不同混溶压力、不同实验温度条件下的原油黏度变化规律。在无搅拌条件下测试了天然气、二氧化碳静态混溶降 黏效果。在此基础上,应用填砂管开展了注ＣＯ２吞吐提高稠油采收率的研究。结果表明,氮气、天然气、二氧化碳对英４井稠油的降黏率分别为５６．８％、９８．１％、９９．７％,二氧化碳的降黏效果最好。静态混溶实验显示在各自的混 溶周期内,二氧化碳的溶解气量远远高于天然气,意味着二氧化碳更能有效地降低地层稠油黏度,提高地层稠油的流动性能;填砂管吞吐实验说明多孔介质中天然能量自然衰竭实验的采出程度为３．８６％,三轮次二氧化碳气体与稠油静溶吞吐实验累积采出程度增加了２１．７４％。     

高含水稠油预分离用分离器水力特性研究

高含水稠油采出液使水处理工作量不断增大,传统水处理设备对于稠油预分离效率低,这导致油田生产成本急剧增长。为此,开发了导叶型轴向入口式分离器。对导叶型轴向入口式分离器内高含水稠油两相湍流进行数值模拟,得到了水力旋流器内两相流场的速度分布和压力分布特征,并且研究了稠油黏度对分离性能的影响。研究结果表明:当稠油黏度由50 mPa·s增长到750 mPa·s时,分离效率降低7.51%,降幅为8.40%,压降损失仅增长0.064 MPa。导叶型轴向入口式分离器对于黏度的敏感度很小,适用范围更广,对于稠油的地面集输工程具有重要意义。     

文丘里管智能流量计在稠油计量中的应用

重油开发公司在前几年分线分队计量的基础上,同西安中航流量技术所共同试验研制了原油文丘里管智能流量计。原油文丘里管智能流量计是一种无转动部件,差压式流量计量仪表,二次表采用了单片机技术,原油计量成本较低,流量计结构简单,维护方便,计量误差较小,能够满足稠油计量要求。     

感应加热电源的设计及应用

随着油田开发进入中后期,稠油的开采比例越来越高.感应加热系统对油管内稠油连续加热,以克服稠油在油管内的流动阻力.文章介绍了感应加热采油技术的工作原理及感应加热电源的电路结构.采用IPM全桥逆变器变换,选择单片机和PWM控制器控制模式,可使原油温度控制在50℃～70℃.现场应用表明该系统运行稳定可靠,增产效果显著.     

泾河油田井筒降黏技术适应性分析与评价

针对泾河油田原油黏度大,胶质、沥青质含量高,容易发生抽油机不同步及软卡现象等特点,分析了井筒化学降黏技术、井筒掺稀降黏技术和双空心杆井筒降黏技术等3种常用的稠油井筒降黏工艺对本地区原油的适应性,并对现场试验效果进行了评价,结果表明,井筒化学降黏技术对泾河油田17井区稠油具有良好的降黏效果,同时能有效降低集输油井的井口回压,适用性较好;由于稀油资源缺乏,井筒掺稀降黏技术不适宜在本地区推广;对于地层供液能力充足,产量较高,含水较低,原油温度敏感性好及原油黏度小于100 000 m Pa·s(50℃)的稠油井,可采用双空心杆井筒降黏技术。     

稀油作动力液射流泵技术在旅大稠油油田的应用

旅大27-2油田是一个多含油层系,各油组原油黏度差异大。东营组为稀油,地面原油黏度4.8~6.0 mPa.s,适合采用电潜泵开采;而明化镇组稠油油藏地面原油黏度1 052.0~5 369.2 mPa.s,地面原油密度0.968~0.989 g/cm3,常规的电潜泵难以正常开采,若采用常规热采方式开采,将会花费巨大的成本。因此尝试以同一油田的下部东营组稀油作为射流泵的动力液,对上部明化镇两口稠油井选择射流泵试验开采。经对该油田两口稠油井A14h、A15h现场应用,油井产量达到ODP配产,生产稳定。这为该类型油田的后续开发积累了经验。