孤南214断块开发效果评价

为改善孤岛油田孤南214块的开发效果,在做好油层保护工作的基础上,优选粘稳、解堵及防砂工艺,采取了经济有效的井筒举升工艺等综合配套措施。对原油粘度在20000mPa.s以下的稠油井,进行空心杆泵上掺水降粘开采,可有效改善井筒流体流动条件。螺杆泵采油工艺适应高含砂、高含气井和稠油井的开采。油管电加热可以有效降低井筒原油粘度。     

塔河油田井简降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa.s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000-100 000 mPa.s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺。     

塔河油田井筒降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa·s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000～100 000 mPa·s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺.     

曙一区超稠油井筒举升工艺

空心杆越泵电加热工艺是实现超稠油工业性开采的突破技术。3年来,围绕该项技术进行了大量的技术改进,试验应用了橡胶电缆、铁铠电缆和分体电缆等三种加热电缆;加热方式由工频改进为中频。另外,在高效低能耗超稠油举升方式转换方面做了大量的试验探索工作,分别从降低原油粘度、减少井筒热损失、改变抽油方式等方面入手,进行了井筒搅拌降粘、保温油管电加热、电加热螺杆泵举升等项技术试验研究。在保温油管电加热方面取得了较大突破,各项工艺主要技术指标见下表:超稠油井筒举升工艺试验汇总表项　　目降粘机理平均加热功率(kW)技　术　优　势…     

保温隔热油管井筒温度分布计算耦合模型

“保温隔热油管+设置了导电铜质母带的保温隔热油管”在老油田二次开发“重构注采关系、重构地面工艺流程”中取得了很好的应用效果。准确计算下入深度的组合方式,既可以满足油田开发的需要,又可以节约采购成本。为此,建立了井筒内井轴温度场控制方程,构建了井筒温度分布模型,阐明了油井井筒内半径与套管外半径之间的综合传热系数,保证了温度分布模型求解的稳定性和收敛性。对50余口油井进行的井筒温度分析和保温隔热油管组合下深设计实践表明,井口温度平均提高18.4℃,井口回压平均降低0.47 MPa,既满足了井筒原油举升、又满足了地面单管集油进站的条件。建立的模型也可为自喷井、注氮气井等保温隔热油管工艺参数设计提供理论依据。     

隔热保温防磨油管下入深度确定方法

隔热保温防磨油管广泛应用于高凝原油开采,但其价格昂贵,准确计算其在油井的下入深度既可以实现保温效果的最大化,又能够有效控制材料成本,提高高凝、高含蜡油井开采效益。为此,以某隔热保温防磨油管为例,依据质量守恒定律、动量守恒定律和能量守恒定律,将油井产液看作气液两相流,建立了油井井筒温度场控制模型和井筒传热模型,开展了隔热保温防磨油管下入深度研究。通过对比多种计算方法,得到计算结果与现场实际很接近的迭代求解数值方法,保证了模型的收敛和稳定。B-2D井的应用结果表明:模型计算结果与生产现场测试结果相对误差为2. 12%; 30余口油井应用后平均节约225 m保温隔热防偏磨油管,平均井口温度提高18. 3℃,油井井口回压平均降低0. 42 MPa。建立的油井井筒温度场控制模型和井筒传热模型不仅可用于自喷井保温油管的下入深度计算,也可以为水合物形成、注氮气或注蒸汽工艺参数设计提供依据。     

油管加热采油工艺技术

方法 利用油管和套管作为发热体直接加热油管的原油，目的 提高井筒内原油的温度，增加原油的流动性，结果 该项工艺在胜利油区高凝油井及高含蜡井应用后，要明显提高井筒原油温度，增加原油流动性，在不采取其它工艺条件下可保证油井的正常生产，结论 油管加热采油技术工艺简单，现场施工方便，造价低廉，加热效果明显，是开采中低粘度稠油油藏，高凝油油藏及高含蜡油藏的一种为较理想和经济的方法。     

保温油管海洋采油井筒温度压力计算耦合模型

生产管柱上部采用真空隔热保温油管是海洋油井提高产液温度,防止油井结蜡的有效手段,科学设计保温油管的合理下深则需要准确预测海洋采油井筒温度剖面。将产液视作气液两相流,分别建立了质量守恒、动量守恒和能量守恒模型,模型中考虑了温度和压力对原油、天然气和地层水热物理性质的影响,井斜角对换热和压力降的影响,以及电潜泵机械能损失引起的热源。采用交错网格和全隐式有限体积法离散技术,建立了适合于海洋生产井筒温度场和压力场耦合求解的数值方法,保证了模型求解的稳定和收敛。利用所建立的模型对1口海洋油井进行了井筒温度分析和保温油管下深设计,结果表明,模型预测精度高（相对误差为0.46%）,设计保温油管下深能有效地提高油流温度,避免油井结蜡。     

高凝油井井下掺水技术研究与应用

针对沈阳油田电热油管、热线伴热生产能耗高的问题,研制了油井井下双管掺水技术,应用油井井下双管掺水技术提高了油井产液量和油井井筒温度,降低了产出液的凝固点和粘度,达到了节能降耗目的。     

塔河油田两种主要稠油井筒降粘技术的分析与评价

对塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析结果表明，掺稀油和化学降粘两种稠油井筒降粘技术适用于塔河油田6区稠油井的开采。简要介绍了两种降粘技术原理，实验室和油井使用结果表明，掺稀油技术适用于稠油粘度大于50000mPa·S、油井含水低于20％的自喷井，在稀油与稠油体积比l：2至1：1时，降粘率达90％以上；化学降粘技术选择的乳化降粘剂XS-2具有抗盐性强、使用温度范围宽的特点，在油水体积比7：3、温度60℃、XS-2用量1．0kg／t原油条件下，T433油井稠油粘度由3156mPa·s降低至345mPa·s。     

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。     

辽河油田超稠油掺活性水降粘先导性试验

针对目前辽河油田超稠油井筒电加热降粘工艺存在能耗过高的问题,采用了井筒掺活性水降粘工艺.实验结果表明,该工艺具有较高的超稠油降粘率、自动破乳脱水性能以及与联合站用破乳剂良好的配伍性,解决了超稠油乳化降粘与破乳脱水之间的矛盾.在辽河油田8口超稠油井进行了掺活性水降粘工艺先导性试验,结果表明掺活性水降粘技术可以取代电加热降粘技术维持正常生产.试验油井抽油机电流下降10～30 A、井口产出液粘度大大下降.采用污水回掺工艺流程实现了污水循环往复使用,节约了大量的清水资源.采用掺活性水降粘技术后原油举升成本平均下降38.56元/t,年节约能耗168.89万元.     

稠油井内衬保温油管热损失分析及开采参数优化

针对塔河油田稠油开采过程中原油热量损失大、资源浪费的问题,开展内衬保温油管开采技术研究。基于井筒稳态热传递与地层非稳态热传递理论,建立了稠油井井筒热传递数学模型,评价了不同内衬材料油管的保温性能,揭示了含水率、日产液量及内衬保温油管下深对井筒温度的影响规律。研究表明：内衬聚酮防腐层与气凝胶保温层的保温油管保温性能最佳,日产液量和保温油管下深对井口温度影响较大,含水率对井口温度的影响较小;日产液量大于72 t/d且保温油管下深大于3 500 m时,可满足稠油开采的温度要求。该研究明确了内衬保温油管保温的可行性,可为油田保温油管内衬的选材、稠油开采工艺参数的制订提供技术依据。     

高凝原油井筒温度场影响因素研究

高凝原油由于含蜡量高、凝固点高,井筒结蜡严重,开采效果差。根据传热学基本原理,建立了高凝原油井筒温度场数学模型,并选取了潍北油田的4口生产井,对影响井筒温度场的因素进行了分析。结果表明,油井产液量、体积含水率、油管导热系数和电热杆加热功率对井筒温度影响较大,生产时间对井筒温度的影响较小;油井产液量、油管导热热阻和电热杆加热功率的增加对改善井筒结蜡状况有利,而体积含水率(乳化水)的增加对井筒结蜡具有恶化作用,井筒电热杆加热存在最优的加热参数;采取增产(如提液、压裂、注水等)、原油破乳、保温油管以及井筒电热杆加热等措施,可有效改善高凝原油的流动性,实现高凝原油的正常举升。      

电加热油管工艺技术应用

为降低外围低渗透油田油井清蜡降黏费用,开展了电加热油管工艺技术研究,利用油管和套管作为发热体直接加热油管内原油,达到清防蜡的目的.从现场运行情况看,电加热油管工艺和常规加药降黏工艺相比,油井检泵周期延长430天,年运行费用节省5.57万元.通过分析对比,得出了电加热油管工艺较常规加药降黏工艺可有效降低单井运行成本的结论.     

曙一区超稠油井简举升工艺

空心杆越泵电加热工艺是实现超稠油工业性开采的突破技术.3年来,围绕该项技术进行了大量的技术改进.试验应用了橡胶电缆、铁铠电缆和分体电缆等三种加热电缆;加热方式由工频改进为中频.另外,在高效低能耗超稠油举升方式转换方面做了大量的试验探索工作,分别从降低原油粘度、减少井筒热损失、改变抽油方式等方面人手,进行了井筒搅拌降粘、保温油管电加热、电加热螺杆泵举升等项技术试验研究.     

塔河油田超深井井筒掺稀降粘技术研究

基于热量传递原理和两相流动理论,建立了井筒掺稀油降粘工艺中产液沿井筒流动与传热的热力学模型。计算了产液沿井筒的温度分布和压力分布,同时进行了不同掺稀条件下降粘的室内实验。运用该模型结合实验结果对塔河油田稠油井掺稀降粘效果进行了计算,分析了不同工艺参数对掺稀降粘效果的影响。结果表明,井筒掺稀油降粘工艺适合于含水率低于20%的油井,开式掺稀油反循环比开式掺稀油正循环生产更有利于提高降粘效果,塔河油田井筒掺稀降粘合理的掺稀比率为1:2至1:1。     

隔热油管技术应用于海上稠油常规生产井数值模拟分析

提出了将隔热油管应用于海上稠油常规生产井实现保温降粘开采的观点,并通过数值模拟方法对各种工况下隔热油管的性能进行了分析,得到了隔热油管使用效果与产液量、含水率、气油比及下入深度的关系,为隔热油管技术在海上稠油油田开发中的应用奠定了基础。     

油管隔热保温试验研究

沈阳油田高凝油开采所需能耗较高,采用井筒保温技术可使部分伴热生产井转为冷采生产,以降低生产能耗。选择4种保温材料进行油管保温性能试验,对油管保温能够提升的井口温度进行了分析计算,为把部分伴热生产井转为冷采生产提供试验数据和理论依据。     

克拉玛依浅层稠油油藏化学降粘辅助吞吐技术的应用

针对稠油特稠油因粘度过高、流动性差而引起的井筒供液不足、抽汲困难、影响产能等问题,通过室内试验,对克拉玛依稠油所用降粘剂进行研究、筛选。依据该区油层特点和生产具体条件,进行了现场油层降粘和井筒流程降粘,后者包括计量站降粘和油井自偿式降粘试验。结果表明,化学降粘辅助吞吐技术能使原油流动性增加、光杆同步、冲次提高、生产周期延长、抽油机电流降低、产液量及产油量增加,经济效益显著。