稠油热采

摘要： 渤海油田稠油主要运用蒸汽吞吐开采,稠油热采过程中存在着较多技术问题,这些技术问题对渤海油田的稠油开采增加了难度。结合渤海油田具体工程实例,阐述蒸汽吞吐热采工艺在渤海油田的应用,通过关键工艺技术的提升,提高稠油采收率。

摘要： 为解决海上不同组合外边界下多层稠油油藏定向采油井热采渗流方面缺乏研究的问题,基于渗流力学、数学物理等方法,建立考虑不同组合外边界影响的多层稠油油藏定向采油井热采双区复合试井模型,运用有限差分算法得到各层井底压力的瞬时解,并绘制井底压力双对数曲线。研究表明:双对数曲线呈现6个典型渗流阶段。其中,内区拟径向流段是内区流体加热后流体性质改善的反映,该段结束时刻对应波及距离为加热前缘。外区稠油黏度越大,内外区过渡段“抬升”幅度越大,外区拟径向流阶段在纵坐标上对应的值越大。内外区拟径向流段体现了内区加热流体与外区稠油流体的复合特征。导数曲线后期是多层合采井不同组合边界的特征反映。研究成果为海上多层稠油油藏定向采油井热采的试井问题提供了理论支持。

摘要： 目的解决稠油热采井场因存在难闻恶臭异味,从而影响油井正常生产的问题。方法开展了油井伴生恶臭气体含硫化合物分析、以油藏微生物种类为主的生物成因分析和以稠油水热裂解实验为主的热成因分析;针对恶臭气体,开展了喷雾处理工艺研究,比较了亚氯酸钠、过硫酸钠和高锰酸钾对恶臭气体的处理效果;考查了喷雾强度、喷雾压力对恶臭气体处理效果的影响。结果具有一定含量且嗅觉阈值低的甲硫醇、乙硫醇等低分子含硫化合物为稠油井场的恶臭异味主要物质,油藏微生物以海杆菌、假单胞菌和沙雷氏菌为主,不具备产生甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味气体的代谢途径,稠油水热裂解产生大量甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味气体。质量浓度相同的亚氯酸钠比过硫酸钠和高锰酸钾对恶臭异味气体脱除率高,确定为喷雾处理剂;优化喷雾强度为3.0 m^(3)/(m^(2)·h),喷雾压力为0.4 MPa,对质量浓度为2000 mg/m^(3)的恶臭气体脱除率可达100%。结论稠油热采井场的恶臭异味主要为甲硫醇、乙硫醇等低分子含硫有机物,来源于稠油热采开发过程中的水热裂解反应,以亚氯酸钠为处理剂的喷雾处理工艺可以消除甲硫醇、乙硫醇等恶臭异味,为稠油资源的热采开发提供保障。

摘要： 渤海油田蒸汽吞吐先导性试验已在LD27-2稠油田进行了多次应用,需要不断的对注入蒸汽质量评价提供依据。本文根据LD27-2油田A22H井蒸汽吞吐作业方案中的注热参数优化设计,总结了海上高温井钢丝作业地面井口防喷控制方法,介绍了井下耐高温五参数测试仪及蒸汽干度取样工具。合理的现场施工过程为资料录取工作提供了有效保障,达到优化注汽的效果,同时为多种高温热采井筒测试技术的引入做好铺垫工作。

摘要： 自2008年,海上油田首次进行热采作业,经过近13年的不断试验、摸索,累计在渤海油田开展多元热流体吞吐施工近20井次,取得了良好的增产效果;同时逐步完善了多元热流体吞吐工艺技术,为海上非常规稠油油田的有效、高效开发提供了技术支持。对于在生产稠油油田,目前主要采用冷采方式开发,单井投产初期产能较高,但随着油田的开发,由于堵塞、油稠、地层能量不足等原因造成在生产稠油井低产,迫切需要增产措施,针对低黏稠油增产、老油田挖潜、低产低效井进行治理。对渤海油田某平台A井开展多元热流体吞吐老井增效先导试验,作业后该井初期日产油量为作业前日产量4~5倍,增产效果明显,表明多元热流体热采技术为渤海油田稳产、增产提供了一条有效的技术路径。

摘要： 针对中国石化东部老油田的油藏特点和开发矛盾,介绍了水驱、化学驱、稠油热采、CO_(2)驱等不同开发方式下提高采收率技术的主要进展和矿场应用效果。水驱调整以局部注-采关系完善为主,配套工艺采取智能分注分采技术,特低渗油藏开展了压驱注水试验;化学驱形成了无碱二元复合驱和非均相复合驱技术并已工业化推广应用,研发了耐温、耐盐、抗钙镁驱油剂和驱油体系;稠油油藏发展了低效稠油降粘复合驱技术、深层特超稠油HDCS技术、浅层超稠油HDNS技术和深层稠油化学蒸汽驱技术;CO_(2)驱针对中-高渗高含水油藏采取长效焖井+大段塞注入模式,针对低渗/特低渗油藏采取高压低速注入、异井水气交替注入模式,针对致密油藏采取异步周期注采模式。在上述技术进展分析的基础上,指出了不同类型油藏进一步提高采收率的攻关方向。

摘要： 针对中国海上首个规模化稠油热采先导试验项目,旅大21-2油田开发中面临着目标区块浅层气气窜风险大、冷热采转换和热采平台空间限制等因素对井口装置要求高的问题,通过防浅层气套管头设计、注采一体化专用通孔堵塞器设计、采油树结构优化以及井口密封设计,形成了海上稠油热采井注采一体化井口关键技术,实现了注热和冷采切换不需更换井口,解决了热采井后期生产中井口装置抬升的问题,提高了井口空间利用率,满足了安全生产的需要。现场应用结果表明:海上稠油热采井注采一体化井口装置整体耐压21 MPa,符合技术要求,已完成6井次第一轮高温蒸汽吞吐,井口装置密封性能安全、可靠,取得了较好的应用效果。海上热采井注采一体化井口技术的成功开发为海上稠油规模化热采高效开发提供了重要的技术支撑。

摘要： 稠油热采小断块边水油藏在蒸汽吞吐生产过程中受边水侵入影响很大,研究应用整体治理技术,按照油藏特点和水侵特征将边水侵入划分为构造部位水淹型、区域差异水淹型、条带状不规则水淹型等三种类型,分别采取立体抑水技术、分区抑水技术、节点抑水技术,优化应用多段塞组合抑水技术,优化热化学组合注汽参数,改善了小断块边水油藏控水稳油开发效果。

摘要： 参照目标储层岩石物性参数分布范围,采集了相对低、中、高渗的典型岩样,分别模拟地层温度和热采高温环境下的防砂及排砂流动过程,并对实验岩样进行CT扫描及图像后处理三维重构,建立数字岩心,利用孔道网络流动模拟技术,研究热采防砂、排砂开发方式对储层岩石孔道微观结构和地层渗透率的影响规律。结果表明:在地层温度条件下,防砂导致孔隙度下降8.2%,渗透率下降60.4%,排砂则导致孔隙度增加7.4%,渗透率增加32.2%;在热采高温环境下,防砂导致孔隙度下降16.1%,渗透率下降79.8%,排砂只能增加0.8%的孔隙度,渗透率仍然降低18%。热采高温产生的新生矿物将充填孔道,其缩径降渗效果将削弱高温降粘及排砂带来的增产效果,因此需要在热采方案制定或实施前,对目的层热采增产的可行性条件和增产幅度进行综合评价。

摘要： 由于常规油井水泥无法适应热采带来的高温环境,采用改性硅酸盐水泥是稠油热采井固井的主要手段。针对耐高温改性硅酸盐水泥进行了调研与梳理,分析了G级油井水泥的高温衰退机制,总结了目前中外的硅酸盐水泥抗高温技术及其抗高温机理。调研发现:加砂是目前最重要的硅酸盐水泥抗高温手段,在300°C以上的热采井中,常规密度水泥浆体系应掺入45%~60%、细度200目左右的硅粉。在此基础上,选择合理的颗粒级配并添加各类水泥外加剂可以进一步增强高温环境下水泥石的性能。除硅粉以外,中外学者也开发了其他抗高温添加剂,廉价优质的新型抗高温添加剂仍是该领域的研究重点。

摘要： 介绍了国内外S-BTF技术领域状况、理论基础以及在我国渤海油田应用情况,分析了S-BTF技术需要突破的技术问题以及带来的经济效益,对S-BTF技术应用提出了建议,展望了未来S-BTF技术在海洋石油稠油热采应用的发展趋势.

摘要： 从工艺的角度出发,稠油热采井防砂筛管的寿命决定了其注热开发的轮次.多轮次注热时,温度重复性地升高和降低会使得防砂筛管承受交变热应力作用.为了定量确定此交变应力下防砂筛管疲劳寿命,本论文进行了以下研究:(1)数学模型化多轮次注热时防砂筛管温度的变化规律,提供热应力计算软件可识别的数据形式;(2)考虑到有限元软件中多参数耦合计算的复杂性和耗时性,建立了弱化时间与温度、突出受力与轮次的交变应力变化规律;(3)依据基于孔眼分析的疲劳破坏模型,数值模拟预测了热采井中基于防砂筛管疲劳破坏的极限注热轮次.论文提出了一种热采井极限注热轮次定量预测的新方法,为热采井开采年限的确定提供了理论依据.

摘要： 稠油是油田稳产和可持续发展的重要基础,稠油热采是稠油开发的主要方式,"热"是稠油热采的核心,创新"三图一线"管理工作法,实现全程热管理,创新蒸汽流场调整技术、创新全程保干技术,持续提升稠油开采效益,为油田稳产可持续发展提供有力支撑.稠油热采核心是热，如何最大限度降低热损失，提高系统热效率是提升稠油开发效益的关键。胜利油田提出全程“热”管理思路，立足油藏热需求，提高热利用效率，创新形成“三图一线”工作法，包括“热能平衡优化图版”，立足油藏热需求，优化注汽参数，从源头降本;“工艺增油增效图版”，优选高效增效工艺，优化成熟工艺参数，靠技术增效;“锅炉工况优化图版”，优化注汽锅炉运行工况，使注汽锅炉能效最优;创新“单井生产效益曲线”，优化转周时机，动态注汽生产，形成了一套覆盖稠油热采制汽、输汽、注汽全过程的提质增效管理新模式。

摘要： 针对稠油注汽工艺中给水离子交换过程中产生的高含盐废水,通过对离子交换过程中外排水质和工艺进行分析,提出含盐废水减量化和达标处理与回用相结合的技术思路.经过现场工业化试验,通过工艺调整将给水离子交换过程中产生的含盐废水中矿化度较低的45％水量进行回收利用,剩余55％的高含盐废水进行达标外排处理,外排水质达到了GB8978污水综合排放标准的要求.含盐废水减量化和达标处理与回用相结合的技术思路对于降低投资和处理成本,解决稠油热采中高含盐废水的工程设计和节能减排具有指导意义.混凝沉淀+生化系统工艺可以将含盐废水中污染物去除满足GB8978-1996《污水综合排放标准》中第二类污染物二级排放标准。稠油热采中注汽过程中产生的含盐废水中清洁的低含盐废水占45%左右，可以直接回收利用，剩余的55%可以通过技术经济比较进行合理利用。含盐废水的减量化将大幅度降低含盐废水达标处理中的负荷，从而降低工程投资和运行费用，可以为工程设计或类似的废水处理与回用提供借鉴。

摘要： 通过搭建稠油热采模拟装置,研究了气凝胶毡作为管道夹层在高温服役过程中的性能.通过进行各管道在不同条件下的升温测试直观反映其隔热效果,使用气质联用技术(GC-MS)对加热过程中的释气进行定性定量分析;通过热重-质谱联用技术研究气凝胶加热过程中释气性能.结果表明,气凝胶毡作为夹层材料在热采管中起到高效隔热作用,其疏水结构有效阻止水蒸气对隔热性能的破坏.280°C左右疏水结构氧化并释放气体,这将破坏管道真空度并人体造成危害,建议使用前进行高温脱气预处理.

摘要： 针对稠油热采生产中的主要能耗点和减排点进行节能和减排潜力分析,提出"梯级利用"提高能源利用效率的原则和含盐污水减量化的技术思路.通过采出水回用锅炉、烟气余热回收利用、采出液保温、汽动换热供暖、相变掺热、高含盐水分类处理与回用试验等技术实现了能量的梯级利用和余热的回收利用与废水的减排,大幅度降低了非生产用汽量,年节约蒸汽60×104t,六九区污水回用率达92.8％,六九区形成的节能减排技术已形成配套技术并在在新疆油田公司推广应用.

摘要： 水泥环的密封完整性对降低环空带压、提高井筒安全性、延长气井开采寿命至关重要.稠油热采过程将会引起井筒附近地层温度场的改变,本文将注气前的地应力、热采过程中局部地应力改变及热应力的作用三种因素进行耦合求解分析,得到水泥环上的温度场及应力场.计算结果表明:热采过程引起的局部地应力变化对水泥环上的应力分布影响较大,增加水泥环的热膨胀系数和降低水泥环的弹性模量是确保水泥环完整性的有效技术手段.本文对热采过程中水泥环的力学行为做了一定的理论分析,要真正完全解决稠油热采井中的水泥环完整性问题尚需要进行大量深入的研究.

摘要： 火驱是一种重要的稠油热采开发方式,在燃烧过程中,产生大量的烟道气(主要成分是CO2、N2),已有大量室内试验和现场试验证明:高温混合气驱(烟道气+蒸汽)可以极大地提高原油采收率.本文通过对火烧产生的烟道气成分及烟道气+蒸汽混合气驱的驱油机理的研究,从辽河油田某稠油区块的原油性质出发,考虑到烟道气中CO2、N2等组分在原油溶解度、溶解后的原油黏度的变化等影响,根据传热学、流体力学,建立了井筒中隔热管内混合气的压力、温度、干度计算模型,对一口实验井进行注入参数优化设计研究.以提高采收率和注气经济性为目标,通过计算混合气的沿程热损失和到达井底的温度值、干度值,优化需要注入的烟道气与蒸汽的最佳注入比例,以及混合气的注入速率、注入压力.本文的研究结果可用于烟道气+蒸汽混合气驱的注气参数的优化设计,对混合气驱注入工艺具有重要的指导意义.

摘要： 随着常规石油资源的开采不断加大,不得不加强对稠油的开采.这就需要在一定程度上实现稠油的改质.本文通过在不同条件下进行水热裂解实验分析稠油的改质情况.改质情况主要从粘度变化方面进行评价.最后得到进行水热裂解实验最合适的催化剂、催化剂浓度、反应温度和反应时间.通过室内实验对比不同改质降粘体系的降粘效果,筛选出适合现场超稠油油藏的改质降粘体系配方是合成催化剂A+C10H12的组合在催化剂浓度为0.5％,反应釜温度为240°C,反应时间24h.此时该体系的降粘效果最佳.一站P6-P57降粘率最高达到79.1％,二站P6-P87降粘率最高达到88.2％.通过本文所述进行室内实验可以筛选出最适合新疆稠油的最佳裂解条件体系从而实现稠油的改质降黏.

摘要： 随着常规石油资源的开采不断加大,不得不加强对稠油的开采.这就需要在一定程度上实现稠油的改质.本文通过在不同条件下进行水热裂解实验分析稠油的改质情况.改质情况主要从粘度变化方面进行评价.最后得到进行水热裂解实验最合适的催化剂、催化剂浓度、反应温度和反应时间.通过室内实验对比不同改质降粘体系的降粘效果,筛选出适合现场超稠油油藏的改质降粘体系配方是合成催化剂A+C10H12的组合在催化剂浓度为0.5％,反应釜温度为240°C,反应时间24h.此时该体系的降粘效果最佳.一站P6-P57降粘率最高达到79.1％,二站P6-P87降粘率最高达到88.2％.通过本文所述进行室内实验可以筛选出最适合新疆稠油的最佳裂解条件体系从而实现稠油的改质降黏.

摘要： 本发明涉及油气田开发技术领域，尤其是一种边底水稠油油藏热采后冷采三维物理模拟实验装置及方法。该装置由注采系统、模型系统、监测系统、边水能量模拟系统四部分组成，所述的注采系统、监测系统、边水能量模拟系统分别与模型系统相连。所述的模型系统包括三维模型和恒温箱，三维模型置于恒温箱内；所述的监测系统包括缓冲容器、压力传感器、温度传感器、数据采集箱、计算机和热电偶，缓冲容器分别连接压力传感器和温度传感器，压力传感器和温度传感器采集到的信号依次传输给数据采集箱和计算机，热电偶置于模型系统内；本发明具有结构简单，操作简易，模型的模拟程度高，实验结果准确性和可靠性高的特点。

摘要： 本发明公开了一种稠油热采封窜剂、封窜剂浆液及其制备方法，稠油热采调剖封窜方法，属于油田化学与石油开采工程技术领域。该封窜剂由以下重量百分比的组分组成：硫铝酸盐胶凝剂45～65％，珍珠岩漂珠16～40％，悬浮剂0.5～0.7％，稳定剂14～18％，缓凝剂0.3～0.5％。该封窜剂加水配制成浆液，配制过程控制水灰比为3～4.5。该封窜剂浆液密度低(1.05～1.1g/cm

摘要： 本发明涉及稠油热采注汽装置和稠油热采方法。该稠油热采注汽装置包括注汽内管和套设在注汽内管外的带有出气口的注汽外管，注汽外管的两端分别于注汽内管的外表面密封相连，在注汽内管和注汽外管之间间隔式设置有多个封隔器以将注汽内管和注汽外管之间的空间分割成多个不连通的注汽段，在注汽内管的处于每个注汽段的区域内均设有打开压力不同的压力阀。使用本发明的稠油热采注汽装置，能够使水平井筒均匀受热，并有助于提高稠油的开采效率。

摘要： 本发明涉及一种用于大尺度模型下稠油热采三维注采模拟装置，其包括模型主体，模型主体内置井筒，含温度压力测点，用于模拟稠油油层储层条件，并提供注热条件下注入采出过程的场所以及监测不同阶段储层内温度压力变化；注入系统与模型主体连接，注入系统用于驱替流体注入高压反应釜前的驱替液体与注入液体隔离、气体增压以及泡沫的产生；背压系统采用回压系统，背压系统与注入系统连接，用于确保模型主体内部压力的稳定以及对内部气进行减压、收集；产出计量系统与模型主体连接，用于收集并计量从模型主体内被驱替出来的液体；数据采集装置用于实时记录并存储模型主体内的温度压力测点，并形成数据图表用于实验分析。本发明能进行多种驱油方案的室内评价。

摘要： 本发明为一种用于稠油热采的同心双管注采水平井物理模拟装置，包括稠油油藏模型，稠油油藏模型内设置双水平井组合结构，双水平井组合结构包括第一水平井和第二水平井，用于稠油热采的同心双管注采水平井物理模拟装置还包括注汽组合结构，注汽组合结构包括与第一水平井密封连通的第一注汽通道结构，第一注汽通道结构内套设有出口端位于第二水平井内的第二注汽通道结构，第一注汽通道结构和第一水平井构成第一独立注采系统，第二注汽通道结构和第二水平井构成第二独立注采系统。该装置可以准确模拟稠油油藏双管水平井的蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD及其他改善热采开发方式，探究同心双管水平井注采下的稠油油藏提高采收率机理。

摘要： 本发明提供了稠油热采井用高强焊接套管用钢及生产方法、稠油热采井用高强焊接套管热处理方法，成分：C：0.14％‑0.20％、Si：≤0.30％、Mn：0.80％‑1.20％、P：≤0.015％、S：≤0.0050％、Mo：0.10％‑0.30％、V：0.03‑0.06％、Ti：0.01‑0.03％、Cr：0.80‑1.20％；Als：0.020‑0.035％、N：≤0.0040％；其余为Fe及不可避免的夹杂。本发明通过合理的成分设计、冶炼和轧制工艺获得热轧卷，热处理工艺使得产品具备良好的强塑性、更高的高温力学性能和蠕变性能。

摘要： 本发明公开了一种稠油热采封窜剂、封窜剂浆液及其制备方法，稠油热采调剖封窜方法，属于油田化学与石油开采工程技术领域。该封窜剂由以下重量百分比的组分组成：硫铝酸盐胶凝剂45～65％，珍珠岩漂珠16～40％，悬浮剂0.5～0.7％，稳定剂14～18％，缓凝剂0.3～0.5％。该封窜剂加水配制成浆液，配制过程控制水灰比为3～4.5。该封窜剂浆液密度低(1.05～1.1g/cm

摘要： 本发明涉及稠油热采注汽装置和稠油热采方法。该稠油热采注汽装置包括注汽内管和套设在注汽内管外的带有出气口的注汽外管，注汽外管的两端分别于注汽内管的外表面密封相连，在注汽内管和注汽外管之间间隔式设置有多个封隔器以将注汽内管和注汽外管之间的空间分割成多个不连通的注汽段，在注汽内管的处于每个注汽段的区域内均设有打开压力不同的压力阀。使用本发明的稠油热采注汽装置，能够使水平井筒均匀受热，并有助于提高稠油的开采效率。

摘要： 本实用新型提供了稠油热采注蒸汽管线保温结构及稠油热采注蒸汽管线结构。该稠油热采注蒸汽管线保温结构由内保温层和外保温层组成，所述外保温层设置于所述内保温层外侧；其中，所述内保温层的横截面为圆形，其中心具有圆形通孔；所述外保温层的横截面为椭圆形，该椭圆形的长轴与水平面垂直，并且该椭圆形的下部具有与所述内保温层的圆周相匹配的圆形通孔。本实用新型还提供了一种稠油热采注蒸汽管线结构，其是在上述的稠油热采注蒸汽管线保温结构的圆形通孔处包裹蒸汽管线组成的。本实用新型提供的稠油热采注蒸汽管线保温结构具有抗压强度高、施工均匀性好、热量损失少等优点，能广泛应用在油田地面管线中。

摘要： 本实用新型公开了一种海上稠油热采井注采一体化井口装置，包括大油管头四通，所述大油管头四通上端安装有小油管头四通，在该小油管头四通安装有悬挂器，并且上端通过上法兰安装有主阀门，在该主阀门上端安装有小四通，该小四通上下出口分别安装有气压阀门和安全阀门，所述小四通左右两侧出口分别安装有左翼阀门和右翼阀门；所述小油管头四通的左右两侧分别安装侧翼阀门和放喷阀门，其中侧翼阀门端部通过管道与左翼阀门汇集，所述放喷阀门端部通过管道与右翼阀门汇集。本实用新型为双级油管头，增加了小油管头的井口，可从采油树侧翼和小油管头侧翼同时注蒸汽，降低井口压力，降低作业风险，同时大大减少了注蒸汽时间，提高作业效率。