稠油热采井套损防治措施及计算理论

研究了稠油热采井套损机理,给出了管柱提拉预应力和下入套管热力补偿器两种套损防治措施计算理论。模拟计算表明:设置提拉预应力时,管柱需提拉的最小预应力和最小拉伸长度随管柱温度的升高而先升高后降低;下入套管热应力补偿器时,管柱需要的最小补偿伸长量随管柱温度和长度的增加而增加,但增加趋势变缓。该计算理论可用于指导热采井套损防治的方案设计和施工作业。     

辽河油田稠油热采井套损问题及防治

辽河油田是一个以稠油开采为主的油田，稠油产量占总产量的70％。伴随着稠油热采的进行，稠油热采给钻完井技术带来了新的挑战，即在热力开采过程中发生了大量的套管先期损坏的问题。经过大量调查研究找出了影响套管先期损坏的原因。在研究分析造成套管先期损坏原因的基础上，研究了各种预防套管先期损坏的技术，从初期的N80套管、提拉预应力、水泥浆返到井口到现在的热应力补偿器、TP100套管、TP120外加厚套管等的应用。在长期治理热采井套管先期损坏问题中，应用综合治理技术，有效地减缓了热采井套管先期损坏速度。     

稠油热采数据采集系统

从稠油热采的生产流程、模型设计、软件开发和推广应用等方面对稠油的数据采集进行分析和研究,并把开发的稠油采集系统在辽河油田进行了部署和实施,在12家采油单位全面推广.该系统具有及时性、准确性、可靠性和创新性的特点,该系统的实施有效支持了辽河油田产量管理领域的开发生产和生产决策,为稠油开采的信息化管理及油田勘探开发一体化建设发挥了重要作用.     

稠油热采井套损修复技术探讨

分析了根据稠油热采井在生产过程中易出现套损的情况,并根据目前热采井套损后,采取的常规修复方法是大修作业,对套管进行补贴,该技术修井周期长,费用高;为此根据我们研制的化学堵漏剂,分析研讨了该技术在稠油井进行套管补贴的可行性,运用化学堵漏剂已经成功的在稀油井实施了套管补漏,经过现场试验,证明对套管补漏是可行的。     

稠油热采井机采系统效率影响因素及应对措施

依据河南稠油油田井楼高浅三区、七区热采井机采系统测试资料,重点对影响机采系统效率的电机、抽油泵、抽油机平衡等因素进行了分析.通过对井楼油田高浅三区、七区配套的变频技术、机械减速技术、永磁电机技术的应用效果分析,指出在电机、抽油机平衡、抽油泵等影响稠油热采井机采系统效率的因素中,抽油泵的泵效对机采系统效率的影响程度较大.提出通过提高泵效,可较大幅度地提高稠油井的机采系统效率.     

河南稠油热采催化降黏剂研制及应用

根据河南油田稠油的特性,研究了稠油热采催化降黏剂,室内研究结果表明:研制的催化降黏剂在220℃条件下、反应时间24 h,催化降黏率达到93.44%,反应后影响原油黏度的胶质沥青质含量降低,说明发生了催化加氢反应,改善了原油性能。现场应用表明,催化剂在地层发生了催化降黏反应,取样分析结果与室内研究结果一致,有效延长了稠油油井的生产周期,增加了油井周期产油量。     

克拉玛依油田配电系统降损节能措施分析

电网的损耗分为技术线损和管理线损，技术线损通过各种技术措施来降低，管理线损通过管理和组织上的措施来降低。降低网损的技术措施包括需要增加一定投资，对电力网进行技术改造和不需要增加投资仅需改善电网运行方式等2种措施。讨论降低配电网损的主要技术措施。     

稠油热采注采系统的热能损失

热能进入储层后,热损最严重的是储层出砂卡泵造成的热能间接损失。随着井深的增加,井筒的热损失增大,井底的干度不断降低;不同管柱结构,其井筒热损失差别也很大,光油管的热损失最大,隔热油管井筒热损失最小,普通油管+封隔器气体辅助隔热的热损失介于二者之间。应进一步优化不同油藏类型的隔热工艺,通过理论计算和井筒热力参数的测试分析,评价目前所用隔热工艺的适应性,完善现有隔热工艺,以形成不同油藏类型的隔热注汽技术。     

稠油油藏热采井汽窜治理措施分析

本文主要选取某浅层稠油油藏为研究对象,对汽窜典型类型、现象和特点进行描述,分析汽窜发生的原因,探讨汽窜的防治及下步措施。主要包括优化热采运行、泡沫封堵、优化注汽参数、汽窜初期处理、加强热采井管理等措施。     

稠油热采长效测试分析

通过井下长时压力计监视油藏压力的变化是目前油田后期开采监测油藏变化的一种新方法,其应用推广对油藏描述、动态分析以及生产动态管理具有重要的指导意义。根据长时测试过程的测试周期长的特点,建立了考虑粘度－－温度影响的数学模型;利用数值Ｌａｐｌａｃｅ变换算法得到快速计算长时压力计变流量条件下的压力响应;同时,应用非线性优化技术进行全压力史自动抉合,证明能够有效确定油藏参数。该技术已成功地应用于辽河油田的热     

稠油热采新工艺

本文讨论了传统工艺的特点，提出了新的地层强化加热工艺，该方法根据连续流动水动力图能大大地提高高渗透储集层一通道（水平井和垂直井的组合）的采收率。所提出的有关稠油开采新工艺的建议基于煤碳工业的经验。该工艺的某些特殊因素已成功地得到了数理模型的检验，并进行了现场试验。     

稠油热采低温余热ORC系统参数计算分析

针对辽河油田稠油采出液余热特性和R11a有机工质应用EES软件对影响有机工质郎肯循环性能的系统参数进行了数值计算分析,从同一工质循环参数对系统的影响分析来看,各参数对系统的影响程度不一,其中以蒸发温度的影响最大,在余热流体和环境冷却水温一定的情况下,系统存在一个最佳蒸发温度(61.84℃)使其净输出电功达到最大,且最佳蒸发温度随余热流体温度的增加而增加。     

稠油热采可降解封窜剂的制备及性能评价

制备了一种耐高温可降解封窜剂,对封窜剂的长期稳定性、封堵性能及降解性能进行评价,并考察了封窜剂的现场工业应用情况。实验结果表明,组成为20%(w)锂镁层状双氢氧化物+5%(w)聚酰胺+1%(w)过硫酸钠+0.2%(w)硫脲的封窜剂体系在80～160℃范围内成胶,成胶时间可控制在1.5～27 h之间,成胶强度保持在G级以上;在250℃下老化90 d的脱水率仅为0.51%,250℃下降解5 d,降解率可达94.2%;在160℃下突破压力可达26.4 MPa,封堵性能良好;聚酰胺可以与锂镁层状双氢氧化物相互交联形成完整的网络交叉互穿结构从而增强封窜剂耐温性能。该封窜剂在现场应用中取得了良好的封窜效果。     

稠油热采高温实验系统的研究

本系统是为稠油热采工艺技术研究与发展而研究的,全系统有五个试验区。为确保实验区内温度控制精度,每个实验区内设有恒温区,恒温区的特征部位分别埋设三组检测装置、五个实验区有十五组检测信号,由中央控制系统巡回检测并与实验区的设定温度比较运算后控制调动系统,按照各实验区的设定温度自动控制温度的恒定。 中央控制系统由计算机管理,克服了传统温控仪多组联合控制的分散性和PID调节的局限性,实现了每个恒温区可在80℃～380℃范围任意设值,设值后会自动恒定,各恒温区的温度变换及调解变化和恒温状态,随时显示在荧光屏上。直接观察各实验区的恒温实验情况,全系统实现了自动化管理,将大贯性的空气浴的控制品质提高到一个新的水平,使实验过程无污、无噪声、调整速度快、恒温性能好。解决了我国稠油热采工艺技术的高温模似试验技术和高温井下测试仪表的检测标定问题。为我国稠油热采工艺技术的研究与实验提供了科学的实验条件和检测标定手段。     

辽河油田热采井套损机理分析与治理措施

通过对辽河油田油水井套管损坏情况的全面调查与分析,找出了该油田稠油井套管损坏的主要原因,针对热采井及中深层套损严重井只能开窗侧钻的现状,提出了适用于热采套损井修复复产的治理技术,并对其原理进行了深入探讨.其中套损井加固密封工艺2002年度在曙光采油厂、锦州采油厂分别进行了5口井的现场试验,成功率达100%.     

单家寺油田稠油热采参数分析

单家寺油田稠油油藏边底水能量充足，蒸汽吞吐过程较复杂。为了提高注汽效果，通过对矿场注采参数的分析，提出了注采初期，锅炉要小排量，高干度送温，保证注汽质量；将井筒内水柱缓慢推入地层，再将注汽参数调到控制范围，可控制“汽窜”；使用注采一次管柱，能减少因起管柱造成的热损失，可充分利用注入的热能；当产率控制在每天45t左右时，可推迟见水时间，增加无水采油量；若井口出油温度降至60℃时，应掺稀油助产，其产液含水达50%时，应停掺稀油。由此，为延长生产周期，增加周期产油量找到了一种行之有效的工作制度及其良好的辅助吐产措施。     

稠油热采井井口抬升问题防治措施

针对稠油热采井注蒸汽开发过程中普遍存在的井口抬升问题,调研分析井口抬升问题现状和对生产环境的影响,并分析总结井口抬升问题的防止措施。     

加拿大稠油热采新技术

参加第二届中加稠油技术研讨会的中方部分代表,就一些发展我国稠油开采工艺的技术问题同加方代表进行了座谈,认为有几项技术和实验可借鉴。 1.稠油污水处理新方法。随着我国稠油热采的不断进行,采出油的含水量也不断提高。经油水分离出的大量含油污水的处理,是急待解决的问题。加方代表介绍的薄膜技术和液—液漩涡分离器是污水净化的新技术,效果较好。 2.加拿大德尔塔(Delta)公司提出了改三相分离器为两相分离器,并在分离器出口管底部加取样阀的计量技术。定期取出样品分析得出油、水的含量。高含水阶段(超过60％)尤其是稠油,采用该技术更方便。     

胜利油田稠油热采测

胜利油田稠油油藏地质条件比较复杂，同一区块不同稠油热采井井间差异很大，使得开发难度较大。为了配合稠油不同开采工艺的需要，研制了地面和井下蒸汽参数测试技术，以及生产井的测试解释技术，介绍了这些测试技术的特点和应用情况。以上技术的应用大大提高了不同稠油油藏的采收率。