春光油田井筒掺稀降黏稠稀油动态混合流动特征研究

稠油在举升过程中随着井筒温度的降低,原油黏度不断上升,流动性变差,举升难度变大。掺稀能降低井筒原油黏度,有效减小举升摩阻,是井筒降黏的常用工艺。根据春光油田现场掺稀降黏工艺流程,建立稠油降黏井筒流动室内评价装置,模拟了套管掺稀举升过程中稠稀油的动态混合过程;实验测定了管流阻力的随注入速度及含水率在不同温度条件下的变化特征,模拟了不同掺稀比例条件下的黏度变化和降黏率,形成了一套油井产液量与出油温度、掺稀比例对应关系图版,为井筒掺稀降黏工艺的现场应用提供了依据。     

海上稠油井筒降黏及配套举升工艺

海上稠油开采面临井筒降黏技术优选及举升工艺配套的问题。围绕渤海L油田明化镇组高黏稠油开采难度大的问题,结合井筒降黏方式室内实验结果,推荐采用稠油掺稀油的井筒降黏技术及配套的射流泵举升工艺。同时,对稀油动力液的地面处理流程及注入参数进行了研究。现场应用表明,稠油掺稀油井筒降黏技术及配套的射流泵举升工艺效果明显,单井平均产量比ODP配产方案增加了80%,为该油田及类似油田稠油的开发提供了参考。     

油田稠油举升工艺现状及适用性技术研究

稠油的流动性差,黏度大,稠油举升工艺的关键问题是降黏、改善其流动性。某油田根据不同油藏的条件选择了多种降黏开采方式,逐步建立并形成了具有自己特点的稠油油藏水驱开采技术、热采技术以及地面节能配套工艺技术。介绍了油田举升工艺现状,分析了电热杆举升工艺、泵上掺热水降黏伴输举升工艺、空心杆热流体密闭循环加热举升工艺和化学剂降黏举升工艺等四种举升工艺存在的问题,以及稠油不同举升工艺试验应用情况,经研究分析,最后得出某油田大部分稠油井采取光油管化学滴加降黏工艺+少部分特别稠油井由电加热螺杆泵举升工艺的最佳稠油举升适用性工艺技术。     

稠油井油管电加热功率优化与应用

为了解决油管电加热井能耗高的问题,实现稠油井的节能生产,依据非稳态传热学模型,综合考虑抽油机举升能耗与电加热装置能耗,建立了油管电加热降黏举升工艺数学模型。综合考虑抽油机耗电和电加热耗电,分析了电加热功率对井筒温度场、井筒内黏滞阻力及电机有功耗电的影响,在此基础上,优化给出了合理的电加热功率。分析结果表明:所建模型能较好地模拟出电加热井筒温度场;合理的电加热功率应使井筒内的原油温度要高于凝固点温度,使原油具有较好的流动性,确保将高黏度稠油举升到地面。研究的优化方法可为电加热井节能生产提供技术指导。     

中低渗深层稠油冷采技术矿场实践认识

春光油田春57井区白垩系稠油油藏,埋藏深、原油黏度大、储层物性差,常规稠油开采技术难以有效开采。为了探索该类深层稠油的经济有效开采技术,研究采用了二氧化碳与油溶性降粘剂组合吞吐降黏技术,并配套了井筒降黏举升等工艺措施。矿场试验表明,地层降粘措施有效解决了原油从地层流向井筒的技术难题,井筒降黏配套工艺有效改善了原油进泵难及举升困难的问题。试验井实现了连续稳定生产,日产原油2.5t,为中低渗深层稠油油藏有效动用提供了经验积累。     

春光油田超稠油井筒降黏技术应用分析

春光油田超稠油在采油过程中随着井筒温度的降低,原油黏度不断上升,流动性变差,举升难度变大。为解决春光油田超稠油井筒举升技术难题,介绍了近几年在春光油田应用的套管掺蒸汽降黏、空心杆电加热、井筒乳化降黏和套管掺稀降黏等工艺的降黏原理,综合分析和评价了各种降黏工艺的降黏效果,经过工艺优化,建立了"以套管掺稀降黏为主体,以边远井电加热、载荷异常井乳化降黏为辅助"的井筒降黏工艺技术体系,满足了春光油田超稠油生产的需要。。     

超深井掺稀降黏井筒温度分布模拟研究

掺稀降黏是开采稠油的一种重要的井筒降黏工艺。基于能量守恒和动量守恒,建立了考虑井筒产液温度和压力互相影响的稠油掺稀井井筒流体温度-压力耦合数学模型,并用迭代法对控制方程组进行了求解,实例计算与对比表明模型准确度高。利用该模型对掺稀井井筒温度分布进行了计算与分析研究,分析了掺稀温度、掺稀比、掺稀深度等参数对井筒温度分布的影响。为掺稀降黏工艺参数的设计提供一定的指导意义。     

东辛油田稠油举升井筒保温对策研究及现场试验

稠油在井筒举升过程中,由于热损失造成温度下降,致使其黏度迅速增大,举升负荷较大。因此,研究稠油举升中的井筒保温对策具有现实意义。基于传热学的基本原理,采用计算稠油井井筒温度场的Hansan模型,以东辛油田Y12X2X3井为例对井筒温度分布进行了计算分析,并对影响稠油井井筒温度的油管类型、油管长度和产液量等3项参数进行了优化,提出了采用长度1 000 m的D级隔热油管和普通油管组合、产液量由11 m3/d提高到20 m3/d的井筒保温措施。现场试验显示,井口温度由调整前的20.5℃升高至41.5℃,井深1 000 m以浅井段原油黏度大幅度降低,原油流动性增强,有杆泵充满程度增加,泵效提高了47%。研究结果表明,采用稠油井筒温度场计算模型能准确描述井筒温度的分布情况,并能有针对性地制订稠油井井筒保温措施。      

稠油空心杆电加热井井筒温度场数值模拟

随着石油开采和钻井技术水平的提高,高黏度、高凝固点原油的开采比例越来越大,稠油的高黏度给原油开采带来很多困难,采用空心杆电加热井是一种非常有效的降黏方法。为了经济、高效开采稠油并合理设计电加热参数,井筒温度场预测至关重要,根据传热学原理,建立了稠油有杆泵电加热井的井筒温度场预测模型。用有限差分法求解数学模型,并通过实例井计算分析,为稠油有杆泵电加热井生产方案设计提供了科学依据。     

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。     

稠油井空心杆泵上掺稀油降粘举升工艺设计

针对鲁克沁油田稠油生产井井筒流体流动困难、举升效果差的问题，进行了稠油、稀油及不同稠稀比混合物的粘温关系试验，建立了不同稠稀比混合物的粘度计算相关式和空心杆泵上掺稀油降粘举升工艺参数设计模型。应用结果表明，掺稀油对鲁克沁油田稠油具有明显的降粘效果，所建立的空心杆泵上掺稀油降粘举升工艺及举升参数设计模型具有较高的准确性。通过优化设计，平均单井系统效率提高了4．53％，平均单井产油量增加1．905t／d，累计增油3780t，取得了很好的开采效果。     

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。     

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。     

塔河油田超深自喷井流态特征分析

针对塔河油田油藏埋藏深、原油粘度高、井筒热损失大导致自喷困难的实际问题，根据热量传热原理和两相流动理论，建立了自喷井中产出液沿井筒流动与传热的热力学模型。运用该模型计算了塔河油田5口稠油井产出液沿井筒的温度和压力分布。计算结果表明。随着产出液沿井筒的举升。压力逐渐减小，温度不断下降。当温度下降到一定数值时。原油粘度明显增大，即对应原油的拐点温度出现。因此，可以根据流态特征来估计该原油的拐点温度，为选择合适的降粘方法和降粘深度提供了技术指导。     

深层稠油掺稀油举升方法研究

深层稠油在油藏条件下具有一定的流动能力 ,但在井筒中的流动阻力却很大 ,造成生产上的困难。该文针对深层稠油油藏的特点 ,在对稠油粘温关系和深井举升工艺进行研究的基础上 ,结合实验室掺稀油降粘效果研究结果 ,对空心杆泵上和泵下掺稀油举升工艺的可行性进行了研究。设计结果及现场生产分析结果表明 ,空心杆掺稀油是一种适合于深层稠油冷采的举升方式。     

稠油井生产井筒压降梯度特点分析

以稠油井筒传热模型和实验得到的不同温度、含水率时的井筒混合液粘度关系式为基础,利用均流模型下的波特曼-卡蓬特方法建立了井筒压降模型。该模型主要适用于油-水两相且油水混合液粘度范围小于10000mPa·s的稠油油井。利用该模型对实例进行分析计算,结果表明:当井口温度为25℃时,越接近井口摩阻压降梯度越大,总压降梯度也越大;当井口温度为80℃时,整个井筒内的摩阻压降梯度和总压降梯度变化均不大,相当于稀油生产。利用该井筒压降模型计算出的值与实测结果误差较小,能够有效计算稠油井井筒压力分布。     

轮南桑解油田稠油化学降黏新工艺

轮南、桑解油田部分储层原油沥青质含量高,生产过程中沥青质析出,造成井筒举升困难及地面集输管线超压,导致油井无法正常生产。为了解决上述问题,通过室内研究与现场试验,研发了一种耐高温、抗高矿化度的水溶性稠油降黏剂JN-1,并设计了3种针对不同油井管柱、原油物性特征的药剂加注工艺。该稠油化学降黏工艺解决了高温、高矿化度条件下高沥青质含量原油的井筒举升及地面集输困难的问题,实现了油井连续生产,现场应用14井次,累计增油16037t,累计增气257×10⁴m³。稠油化学降黏新工艺的现场应用效果明显,使高沥青质含量的稠油井实现高效连续生产。