热水驱

摘要： 针对稠油热水驱水窜问题,研究了一种耐温高强度且具有长期稳定性的环保型纳米冻胶堵剂,并从微观形貌、冻胶中水相存在状态角度分析了纳米二氧化硅增强冻胶稳定性机理,对其封堵性能进行了评价。结果表明:最优冻胶组成为0.5%(质量分数)阳离子丙烯酰胺类共聚物+0.1%(质量分数)潜在醛类交联剂/苯二酚类交联剂(A/B)+0.3%(质量分数)硫代尿素类除氧剂+0.5%(质量分数)纳米二氧化硅,冻胶采用潜在醛类交联剂/苯二酚类交联剂作为交联剂,毒性小,安全环保,150°C下冻胶成胶强度0.094 MPa,180 d脱水率小于3%,成胶强度高,稳定性长;冻胶微观结构是带有小孔的板状结构,孔洞中结合水含量较少,同时,纳米二氧化硅的加入使得冻胶的结合水含量上升,这说明纳米二氧化硅可以提高冻胶的亲水性,抑制冻胶脱水;150°C老化2 d后冻胶的封堵率高于98%,耐冲刷性能和长期封堵性能显著。该研究对于提高稠油热水驱开采效果具有重要意义。

摘要： 针对辽河油田杜229块兴隆台油藏实施的20个蒸汽驱井组,部分井组进入蒸汽驱开发后期,出现蒸汽突破现象严重、油层纵向动用不均、平面上受效程度不同导致井组生产效果变差的问题,为进一步提高井组开发效果,利用数值模拟及动态监测手段精细描述蒸汽腔发育形态,开展了剩余油分布规律研究。创新提出四项技术对策改善井组开发效果,一是引入SUBCOOL指导动态调控防止蒸汽突破;二是实施分层汽驱提高油层纵向动用程度;三是实施热水驱提高层内动用程度;四是降低操作压力,提高蒸汽腔平面上的波及体积。通过上述方法的实施,井组综合递减率由18.4%降至2.4%,井组实现持续稳产,油汽比由0.15提高到0.20,提高开发效果,保证了杜229块油藏汽驱开发的经济性。该研究对改善同类油藏蒸汽驱开发效果及经济性提供了技术参考。

摘要： 由于复杂的热耦合、较强的非线性以及用来捕捉复杂物理化学过程的小尺寸网格,热力采油数值模拟的计算成本很高.因此,业界急需快速、准确的热采模拟技术.基于流线的油藏数值模拟方法在模拟复杂地质和非均匀性强的大型油藏模拟问题方面尤其成功,而这些问题对传统的油藏数值模拟技术来说是巨大的挑战.流线油藏数值模拟是基于非均质油藏中流体沿流线流动的时间尺度往往比流线位置发生显著变化的时间尺度快得多的现象.文中探索了流线数值模拟扩展到热力采油过程模拟的可行性,在前期工作基础上,构建了自行研制的三维流线热水驱油藏数值模拟器.在一个全局时间步中,首先求解压力方程,继而追踪三维油藏中的流线,然后沿一维流线求解能量和质量的对流输运,这可显著提高模拟的计算效率.最后,将物理量映射回原始网格,并求解包括热传导在内的非对流效应.该模拟器考虑了原油温黏和流体热膨胀效应,能有效描述流体在油藏中的运动和分布状况,并通过流线将其充分的可视化.在此基础上,测试了包括高度非均质的SPE10和齐40热水驱在内的若干实际案例,并与商业热采模拟器的计算结果进行了对比.热采流线模拟器成功地通过了具有挑战的多井组的SPE10的测试,并成功地解决了真实的辽河油田齐40油藏热水驱模拟问题.结果表明,该流线模拟器能够在保证精度的同时降低计算成本,并可实现流场可视化和量化井间连通性,这对于水驱管理和油藏产量预测优化具有重要意义.其为热采流线模拟技术的发展奠定了重要的基础.在此基础上,可进而有望开发商业化的热水驱热流线模拟器.

摘要： 稠油油田地层原油黏度大的先天条件决定了采收率较稀油油田低,加热降黏是稠油油田水驱后改善开发效果的潜在方法之一.通过油藏工程、数值模拟方法对旅大油田注热增效的可行性及关键参数进行了论证,确定了旅大油田水驱后转热水驱的最佳注热水温度和最佳注热时机.根据研究成果,在旅大油田选区、选井分别进行注热水、油井井筒注热降黏矿场试验;矿场试验初步结果表明对于普通水驱稠油油田通过油井端井筒注热增效、水井端注热水增效都是可行及有效的.

摘要： 近年来,南海A稠油油田地热水驱在低温高压的工况下产生大量的H_(2)S气体,严重影响油田的生产安全。在充分调研稠油油田开发H_(2)S生成原因的基础上,本文通过室内模拟实验探究了地热水驱低温高压条件下的H_(2)S生成机理,确定在低温高压(105°C,12MPa)工况下硫酸盐热化学还原反应(TSR)是H_(2)S产生的主要原因;另外,通过模拟实验探究了温度、压力等因素对于H_(2)S生成的影响作用规律,明确了温度为影响H_(2)S产生的主控因素。

摘要： 高52区块特低渗透油藏储层物性差、岩性致密、原油黏度低、气油比高、凝固点高,目前采用常规注水技术已很难进一步提高原油采收率.为此,开展了室内物理模拟试验,分别研究温度对岩石孔隙度、渗透率、原油黏度、热膨胀、原油蒸馏的影响,并分析注热水后相对渗透率曲线的变化,明确了特低渗透热水驱提高采收率机理.试验结果表明:随着温度的升高,储层岩石孔喉半径略有增大,但增幅不明显;原油黏度从3.7 mPa·s降低到1.1 mPa·s;原油和地层水膨胀率均增大,但温度对地层水膨胀率的影响显著小于原油;蒸馏作用主要发生在热水驱的初期,单纯含油体系蒸馏产物主要由C6～C11烃类组分构成,而含水原油体系馏出物主要由C5～C12烃类组分构成,说明体系是否存在水分对蒸馏结果会产生较大影响;在同一含水饱和度条件下,随着温度的升高,油相相对渗透率增大,水相相对渗透率减小.

摘要： 高52区块特低渗透油藏储层物性差、岩性致密、原油黏度低、气油比高、凝固点高,目前采用常规注水技术已很难进一步提高原油采收率。为此,开展了室内物理模拟试验,分别研究温度对岩石孔隙度、渗透率、原油黏度、热膨胀、原油蒸馏的影响,并分析注热水后相对渗透率曲线的变化,明确了特低渗透热水驱提高采收率机理。试验结果表明:随着温度的升高,储层岩石孔喉半径略有增大,但增幅不明显;原油黏度从3.7mPa·s降低到1.1mPa·s;原油和地层水膨胀率均增大,但温度对地层水膨胀率的影响显著小于原油;蒸馏作用主要发生在热水驱的初期,单纯含油体系蒸馏产物主要由C6~C11烃类组分构成,而含水原油体系馏出物主要由C5~C12烃类组分构成,说明体系是否存在水分对蒸馏结果会产生较大影响;在同一含水饱和度条件下,随着温度的升高,油相相对渗透率增大,水相相对渗透率减小。

摘要： 南海X油田为普通稠油油藏,属于边水驱动,储层面积大但厚度薄,投产后存在地层能量快速衰竭、产液量迅速递减的问题.海上油田具有油井投资高、平台面积受限、井槽数量少的特点,不适宜采用地面注水工艺.为解决地层能量补充难题,在调研国内外同井采注技术和经验的基础上,优化设计了一套适合稠油油藏的同井采注热水驱完井管柱,可以将深部高温地层水加压注入至油层,补充油层驱动能量,提高储层温度,降低油水流度比,提高波及系数和驱油效率.现场试验结果表明,该同井采注水完井管柱稳定可靠,以较低成本解决了稠油油藏地层能量补充的难题,邻近油井增产效果明显,为类似油田高效开发提供经验.

摘要： 近年来渤海海域发现了越来越多的稠油储量,对部分难以动用稠油储量的开发探索和研究具有十分重要的现实意义.针对渤海湾X油田明化镇组重质稠油油藏,采用来自于油田现场的岩心和原油,设计了室内物理模拟实验方法和实验流程,分别研究了热水驱、蒸汽驱、天然气驱在岩心中驱油效果,对比了不同注入介质在岩心中的驱油效率大小,并分析了影响驱油效率的主要因素.实验研究结果为X油田的开发方式选择和开发方案编制等都提供了重要的决策依据.rn 对于X油田明化镇组重质稠油油藏的室内驱油效率实验研究具有如下规律: 注25090蒸汽的驱油效率最高，注250°C热水的驱油效率次之，而注SO°C热水的驱油效率最低;天然气驱的驱油效率大于注150°C和50°C热水的驱油效率，而小于注250°C热水的驱油效率;注入介质都为热水时，注入温度越高，原油赫度越低，驱油效率越大;相同注入介质和注入条件下，渗透率越高，驱油效率越大。

摘要： 本发明涉及一种机泵联驱增焓型空气源热泵用户冷暖热水三用机，所述系统包括制冷剂系统、供暖/冷水系统、生活热水系统，通过控制制冷剂系统中补气型压缩机、氟泵、四通阀、电子膨胀阀和水系统中水泵的启停，以及制冷剂系统电磁阀和水系统电动阀的开闭，可实现供暖、供冷、供生活热水、供暖和生活热水、供冷和生活热水五种功能，为单户家庭冬季供暖、夏季供冷、全年供生活热水。本发明以可再生能源空气源作为系统的冷热源，能源结构合理；以压缩机与泵作为驱动力，系统节能高效；依托补气增焓技术，系统供能稳定可靠；一机多用，系统使用率高，运行成本低，具有良好的工程应用价值和社会经济效益，助力于我国建筑节能领域可再生能源的推广应用。

摘要： 本发明属于太阳能光伏光热技术领域，提供了一种机泵联驱增焓型PVT热泵户用发电供暖供冷及热水四联供系统，包括制冷剂系统、供暖/冷水系统、生活热水系统和供电系统，通过控制制冷剂系统中补气型压缩机、氟泵、四通阀、电子膨胀阀和水系统中水泵的启停，以及制冷剂系统电磁阀和水系统电动阀的开闭，可实现供暖和电、供冷和电、供电和生活热水、供暖和电及生活热水、供冷和电及生活热水五种功能，为单元家庭冬季供暖、夏季供冷、全年供生活热水和电。本发明的系统一机多用，系统使用率高，运行成本低，在太阳能技术研究与工程应用领域具有重要的价值，对建筑节能与可再生能源的应用具有重要的意义，助力于我国建筑领域早日实现碳中和。

摘要： 一种机泵联驱增焓型工质侧废热回收空气源热泵洗浴热水机组，包括制冷剂系统、热水系统和废水系统，通过控制压缩机、氟泵、电磁阀和电子膨胀阀的启停，实现泵动力型废水余热回收制备中低温热水模式、机泵联驱增焓型废水源热泵余热回收制备中温热水模式、机泵联驱增焓型空气源热泵制备高温热水模式，实现全年提供热水。本发明以储量丰富、清洁无污染的空气作为系统的热源，能源配置绿色、稳定、可持续；以压缩机与泵作为驱动力，提高系统运行的稳定性，降低系统的运行能耗；依托补气增焓技术，提高系统在最不利工况下的供能稳定性和可靠性；系统节能高效、运行成本低、安装维护简便，大幅降低建筑空间单元的能源消耗，同时削减排入环境的废热。

摘要： 本发明提供一种稠油蒸汽驱采中高温水的回收利用系统及锅炉应用，通过设置“集装箱式”的高温采出水处理系统，取代现有技术中水罐的管路连接方式，能够大大的降低维护成本和安装成本，且方便安装；由于各个模块之间紧密连接容易做保温处理，防止热量散失，本系统输出的净化水温度在70度以上，同时也大大的减小了占地面积；通过将耐高温管式膜过滤装置安装到油田采出水的处理系统中，利用耐高温管式微滤膜的性能进行油田采出水的及时处理，在不经过冷却的情况下进行处理，净化处理出高温度的可循环利用的水，通过耐高温管式过滤装置能够将采出水中硅酸盐进行过滤，从而避免了回收水对锅炉的损害。

摘要： 本发明提出一种泵驱热水制取系统,包括泵驱模块和热水制取模块，泵驱模块与热水制取模块连接，且泵驱模块包括泵、太阳能取热器、膨胀器、预热器和储液罐，泵的输入端通过管道与储液罐的输出端连接，且泵的输出端通过管道与预热器的输入端连接，预热器的输出端通过管道与太阳能取热器的输入端连接，太阳能取热器的输出端通过第一输送管与膨胀器的输入端连接，且膨胀器通过第二输送管与热水制取模块连接，热水制取模块包括热水箱，本发明通过设置的第一输送管和第三输送管的配合，使得泵驱模块具有两种不同的工作模式，从而使泵驱模块捕获的太阳能可以用于加热水或者用于发电机发电，进而解决太阳能利用手段单一的问题。

摘要： 一种热水驱+化学驱的注采工艺，它涉及一种注采工艺。本发明解决了由于井口注水温度超过现有注水泵承受的最高温度(一般为80°C)，从而无法满足热水驱+化学驱的最佳工艺参数要求，注采效果不理想，注采效率低的问题。本发明利用现有油田注汽锅炉1产生的湿蒸汽同给水泵3供水进入混合器6得到低于现有工业用注水泵7注水温度范围内的热水(一般小于80°C)，该混合水温度如达不到热水驱+化学驱的最佳注入温度，注水泵7后加高效耐压换热器8，以此提升高压注水泵后流体温度，该高效耐压换热器8热量来源于锅炉出口湿蒸汽支路。通过阀门调节控制换热量，以达到所需的注水温度，使热水驱+化学驱注采达到最佳工况。

摘要： 一种确定稠油水驱后转热水驱拟启动压力梯度动态变化的方法，包括以下步骤：一，收集目标区块地质油藏静态资料；二，确定目标区块油样黏度与温度关系式；三，测试目标区块岩心和油样在不同温度、渗透率条件下的拟启动压力梯度；四，获得不同温度的启动压力梯度随流度的变化关系式；五，得到目标区块热水驱过程不同阶段的地层温度场分布；六，根据每个网格的地质油藏参数，计算启动压力梯度；七，绘制目标区块热水驱不同阶段的启动压力梯度分布图。本发明不仅定量表征出不同地质油藏类型稠油油藏拟启动压力梯度和渗透率、黏度、温度等的关系式；而且，还得到目标区块注热水驱不同阶段的地层温度场分布；并确定目标区块的生产压差和极限井距。

摘要： 本发明涉及一种基于CT原位实验的蒸汽驱或热水驱储层岩石孔隙结构特征精确表征装置和方法，属于热采储层渗流规律研究领域，装置包括恒速恒压泵、蒸汽发生器、CT专用岩心夹持器、回压阀、手摇泵、冷凝器、收集器和X射线CT扫描装置；X射线CT扫描装置用于将CT专用岩心夹持器中的岩心进行CT扫描，以得到岩心热水驱/蒸汽驱前后的岩心图像。本发明采用CT扫描无损原位实验及数字岩心，建立基于CT扫描的岩心尺度热水驱/蒸汽驱物理模拟实验方法，对热水驱/蒸汽驱过程中微观储层结构变化及渗流规律特征进行精确表征，弥补了常规方法的不足，使得热水驱/蒸汽驱过程中某阶段的储层结构的微观描述成为可能。

摘要： 一种新型热水驱+化学驱的注采工艺，它涉及一种注采工艺。本发明解决了由于井口注水温度超过现有注水泵承受的最高温度(一般为80°C)，从而无法满足热水驱+化学驱的最佳工艺参数要求，注采效果不理想，注采效率低的问题。本发明利用现有油田注汽锅炉1产生的湿蒸汽同给水泵3供水进入混合器6得到低于现有工业用注水泵7注水温度范围内的热水(一般小于80°C)，该混合水温度如达不到热水驱+化学驱的最佳注入温度，注水泵7后加高效耐压换热器8，以此提升高压注水泵后流体温度，该高效耐压换热器8热量来源于锅炉出口湿蒸汽支路。通过阀门调节控制换热量，以达到所需的注水温度，使热水驱+化学驱注采达到最佳工况。

摘要： 本发明公开确定海上稠油不同含水阶段注热水驱原油粘度界限的方法，包括：一，根据完井管柱和工具的耐温极限，确定井底热水驱的最大温度Tmax；二，确定脱气原油粘度μod与温度T的关系式；三，确定地层条件原油粘度μo与温度T的关系式；四，确定油水相对渗透率比值Kro/Krw与含水饱和度的关系式，计算不同含水饱和度的含水率；五，计算不同温度的拟流度比M值；六，计算不同温度的拟流度值比M和面积波及系数EV，并确定波及系数EV的拐点值EV拐点；七，反算波及系数拐点EV拐点对应的拟流度比M拐点；八，计算达到M拐点的热水驱粘度拐点值μ拐点，并将μ拐点反算至油藏温度条件下，得到原油粘度极限值μomax。该发明解决了目前行业中确定热水驱原油粘度界限的难题。