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。     

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。     

热采井油层保护工艺管柱的研制与应用

河口采油厂热采井注汽后,一旦需要检泵作业和热洗,因为油稠洗井压力高,加之入井液温度低、地层压力低等原因,容易造成入井液进入地层,引发注汽后高温地层冷伤害,致使油井产量降低。为此,研制并应用了稠油热采井油层保护工艺管柱来避免稠油井入井液对地层的冷伤害,进而提高热采高产周期,减少热采作业费用,提高注汽热采效益。本文介绍了稠油热采井油层保护工艺管柱的工作原理、操作规程及现场应用效果。     

蒸汽吞吐井注汽管柱大修解卡工艺探讨

稠油资源是我厂未来增储上产和实现可持续发展的接替潜力,2008年开始在稠油区块开展蒸汽吞吐热采现场试验,从第四次注采轮次开始,部分稠油井发生注汽管柱拔不动而无法正常生产,大修解卡修复难度较大,本文重点从注汽管柱拔不动原因,结合目前修井工艺,分析蒸汽吞吐井解卡工艺难点及对策,且现场试验成功修复1口井,为以后稠油热采井大修积累了经验。     

注汽系统的热损失分析及改进措施

注蒸汽热采是稠油开发的主体工艺。为评价注汽系统对油田稠油地面热采系统进行了测试分析,为提高油田稠油油汽比,提出整改意见和明确下一步工作方向。     

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。     

稠油注蒸汽开采提干提效配套技术的开发

稠油油藏注蒸汽开发的复杂性主要体现在如何充分利用热能,而蒸汽干度是影响蒸汽热能利用效率的首要因素,是衡量蒸汽质量的重要指标。通过分析河南油田稠油注蒸汽开采在制汽系统、输汽系统、注入系统以及监测系统各个环节存在问题,进行提干提效技术研究,配套了地面高干注汽工艺、井筒全程保干技术、高效注汽工艺、以及热采井动态监测技术,通过加强地面和井筒一体化配套,从而保障热需求、控制热损失,从而提高蒸汽干度、提高热能利用效率,对改善稠油开发效果,提高稠油热采效益具有重要意义。     

胜利油田注汽系统用能现状

在稠油生产过程中,注汽系统各环节均存在不同程度的能量损失。为了分析评价注汽系统的用能状况,找出用能薄弱环节,为改善稠油注汽系统的热能利用率提供基础数据、降低热采成本和提高经济效益提供技术支持,开展了稠油生产注汽系统的能耗测试工作,通过对测试数据进行分析找到油田注汽系统用能的薄弱环节,为注汽系统提高用能水平提供理论指导。     

金马油田提高注汽锅炉热效率研究与应用

注汽锅炉是稠油热采的主要设备，稠油热采注汽系统成本占稠油开采总成本的60%以上，由此可见确保注汽锅炉高效经济运行，是降低稠油开发成本，提高经济效益的关键。在深入开展注汽锅炉热效率理论分析的基础上，加强技术创新和技术革新，强化产汽、输汽、注汽环节过程管理，从而实现了热效率的稳步提升，为热注系统优质低耗注汽提供了有力支撑。     

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。     

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.     

海上稠油热采注汽锅炉的选择建议

热力开采是稠油油田开发的有效手段,但相关技术在海上稠油开采中尚不成熟。注汽锅炉是稠油热采工艺实施过程中的核心设备。本文从海上稠油油田的实际操作条件出发,对海上稠油热采工艺的注汽锅炉型式、排量、蒸汽品质的确定提出建议。海洋平台条件下,选择立式锅炉更合适,且三回程比单回程优势更明显;人工岛条件下,选择卧式锅炉则更适宜。无论海上平台或人工岛条件,注汽锅炉的理想排量为50 t/h。综合考虑水源特点及热采效果,海上稠油热采工艺宜采用过热蒸汽。     

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     

八面河油田稠油热采井防砂技术

通过改进工具,提高了油套环空的充填效率及压实程度,热采井防砂取得了明显的效果,但环空砂量在高压注汽状态下向地层深部运移造成出砂是仍是稠油热采的一个技术难点。单一的通过工具改进提高环空充填效率无法从根本解决工程砂运移的问题,2010年来,通过不断探索新工艺,开展复合防砂攻关,减少稠油井热采出砂,达到一次防砂多轮次注汽的目的。     

热采井口保温箱和管线隔热管托设计与应用

针对现有河南油田热采注汽管道、井口热损失大的问题,为了提高河南油田稠油热采开发水平,降低热采开发中地面系统传输的热损失,开展了管道保温材料优选、井口保温箱和管线隔热管托的研制改进,并现场应用井口保温箱1套、隔热管托5套,分别降低了稠油热采注汽管道集输与井口的散热损失76%和89%。     

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。     

稠油热注锅炉爆管事故分析研究

近年来,我国对于稠油的开采愈加频繁,热注锅炉是稠油开采过程中必不可少的设备。然而热注锅炉爆炸事故屡见不鲜,严重阻碍了注汽效率和热注锅炉的正常使用,影响油田的生产效率,为生产单位带来不必要的经济损失。因此,当务之急是寻找热注锅炉管道爆炸的原因,并对设备进行改进,防止爆炸事故的产生,确保生产安全,提高注汽效率,保证油田的开发效益。     

稠油热采注汽干线节能改造

从影响注汽管道保温效果的关键环节入手,针对稠油热采注蒸汽管道的特殊需求及存在的问题,从理论出发结合现场实际应用情况,采用技术先进、经济适用的保温技术对注汽管道进行节能技术改造,降低注汽管线热损失,提高管线保温效果。     

注汽锅炉应用干度自控系统提高稠油采收率

稠油热采是辽河油田稠油开发的主要方式，保证注汽质量，保持注汽干度平稳是提高稠油采收率的关键因素。注汽锅炉应用干度自控系统能够有效控制注汽干度，保证注汽质量。     

热复合化学技术在孤南4低效区块的应用

孤岛稠油低效井、停产井主要分布在孤南4等区块。孤南4块目前主要以注汽吞吐生产,由于原油粘度高、地层粘土含量高,导致了该区块存开井率低,生产井蒸汽吞吐效果差。针对孤南4块油藏特点,通过开展室内热复合化学实验研究,优化设计出了针对不同井况采取油层保护措施、补充地层能量措施、降粘增注工艺措施、提高蒸汽洗油效率措施等四项热复合化学工艺措施系列,既可作用于油井的近井地带又可以作用于油层深部,大大改善了孤南4块的热采效果。在该区块现场实施4井次,措施后注汽压力较上周期降低1.0MPa以上,平均周期油汽比提高了0.38,应用的投入产出比达到了1:6.0。热复合化学技术在孤南4低效区块的成功应用为胜利油田其他低效稠油区块的稳产、增产提供技术支撑。