杜84馆陶油藏直平组合井组动态调控技术研究

杜84块馆陶油藏SAGD开发是蒸汽吞吐后期大幅度提高采收率的一种有效的接替技术。本文主要通过对SAGD直平组合井组目前蒸汽腔发育状况特征研究,确定阶段开发矛盾,开展三项专项研究,对SAGD实施具有针对性的分类精细调控手段,改善SAGD开发效果。     

外溢区增压措施提高兴Ⅰ组SAGD开发效果

杜84块兴Ⅰ双水平SAGD先导试验区共有SAGD井组四个。目前,井组的主要问题是操作压力低,热连通差,导致蒸汽腔外溢严重。针对井组存在的主要问题,通过试验证明,在兴ⅠSAGD井组外溢区,实施水平井注蒸汽+非凝析气体,能够提高SAGD蒸汽腔的操作压力,达到提高油井生产效果的目的。     

浅谈辽河油田高温余热利用

辽河油田SAGD(水平井蒸汽辅助泄油)工程伴随生产运行产生大量"中、低品位"余热热能,由于不能在产能生产过程中得到充分利用,大部分作为"废品"处理后外排,造成极大的浪费。曙一联矿区距离SAGD工程现场6.5km,现为燃煤热水锅炉供暖,成本高,污染大。SAGD工程"中、低品位"中的高温分离水水质好、温度高,完全可以通过目前成熟的板式换热器换热等成熟技术,利用到供暖等民用项目上来。利用SAGD高温分离水余热,实现降低SAGD工程生产运行成本,民用供暖清洁供暖,节能增效。     

改善Ⅲ类油藏双水平井SAGD开发效果的研究

超稠油Ⅲ类油藏已成为风城油田SAGD开发的主力接替区块,历经3年的攻关归纳形成了适用于超稠油Ⅲ类油藏SAGD的改善开发效果技术对策。通过储层分类评价方法,明确了Ⅲ类油藏SAGD主要影响指标,运用汽腔监测手段准确描述汽腔发育动态,揭示汽腔发育规律。同时结合井组生产动态,实施形成了“暂堵调剖”“复合吞吐”等针对性增产提效措施,水平段动用程度增幅达到21%,提升了井组产油水平及开发效益。为该类油藏开发指明了方向,同时也为SAGD后续接替产能方案部署提供了技术保障。     

杜84块SAGD提高储量动用程度技术研究

辽河油田杜84块SAGD工程全面建成,2014年年产油达到80万吨,但受夹层、低物性段等多因素影响,部分SAGD井组存在储量动用程度低问题。本文以提高储量动用程度为核心,综合应用动用程度评价、数值模拟等手段,创新发展了驱泄复合立体开发、注氮气辅助SAGD开发及注采参数调控等3项关键技术,有效提高了SAGD井组储量动用程度,为SAGD上产百万吨提供了技术保障。     

超稠油生产基地的“热文化”——集团公司重点工程、辽河特种油开发公司的调查

辽河油田的超稠油，密度大、黏度大、胶质沥青质含最高，临界流动温度高达80摄氏度，以其开采难度大著称于世。近年来，伴随稠油热采技术的突飞猛进，特别是中国石油“十一五”、“十二五”重点开发试验项目SAGD（蒸汽辅助重力泄油）项目的规模实施，超稠油不仅使曾经年均递减30万吨、一度濒临困境的辽河油田重获新生，更使其1200万吨产量再稳10年成为可能。集团公司已将辽河油田稠油开发项目列为重点工程。特种油开发公司作为辽河超稠油开发的主要阵地重任在肩。     

蒸汽吞吐开发稠油油藏单井经济极限油汽比计算方法探讨

经济极限油汽比对蒸汽吞吐开发油田具有重要的经济意义，目前行业标准和国家标准并没有给出蒸汽吞吐开发油田的单井经济极限油汽比的具体计算方法。基于投入产出平衡原理，按照相关因素法确定操作成本，推导得出蒸汽吞吐开发油田单井经济极限油汽比计算模型。以辽河油田区块A为例，计算不同油价、不同单井日产油下的单井经济极限油汽比，绘制相应图版。结果显示，产油量为2.5吨/日，油价90美元/桶时，单井经济极限油汽比为0.0823，目前油汽比仍大于单井经济极限油汽比，该井依然具有一定的经济效益，仍处于效益开发阶段。     

辽河油田稠油蒸汽吞吐开发后接替技术的研究

目前各个国家稠油蒸汽吞吐开发后接替技术研究较多的开发方式有蒸汽驱、火烧油藏、化学驱、SAGD采油等。本文以辽河油田某区块蒸汽吞吐后期转换方式进行研究与探讨。     

多元热流体辅助蒸汽驱研究与应用

Q40块稠油油藏于2007年工业化转驱,大部分注汽锅炉采用燃油(气)湿蒸汽发生器,但经过7年汽驱开发,地面注汽系统面临两方面问题:一是设备老化导致出现注汽管线热损失大、井底注汽干度低等问题,注汽设备无法满足蒸汽驱后期开发调控需求;二是单一注入蒸汽,只能从注入蒸汽量来控制蒸汽波及速率,无法对纵向油层动用进行有效调剖。针对上述问题,通过利用多元热流体发生器装置产生过饱和蒸汽和烟道气同时注入油层,既保证了井底注入蒸汽干度,极大地提高了蒸汽热利用率,同时也改善了蒸汽驱后期井组平面、纵向蒸汽波及不均,指进、超覆现象较为严重等开发问题。     

边底水薄层稠油油藏低成本化学吞吐技术研究与应用

随着边底水薄层稠油油藏的进一步热采吞吐开发,区块由初期的高效蒸汽吞吐开发进入到了第8轮次的低油汽比开发,区块开发效益逐年变差。目前边底水稠油区块面临着油汽比低、含水上升快,周期短、套损井增多等问题。近两年研发了稠油活性高分子降粘剂,形成了低成本化学吞吐技术,解决了现场生产难题。化学吞吐技术原理是高分子降粘剂通过相似相容嵌入沥青质的层间结构,引起稠油内部的各向异性,使水分子进入稠油内部,保持水包油状态,保证稠油的流动性。且该技术具有成本较低、节约能源、安全、环保、施工周期短以及无需动管柱等优势。     

高温潜油电泵在稠油热采工艺中的应用

目前的稠油热采方式主要有蒸汽（热水）吞吐、蒸汽（热水）驱开发、蒸汽辅助重力泄油开发、火烧油层等，稠油蒸汽热采增产机理主要是改善油层原油的温度、黏度、流动性、饱和度等。根据稠油热采工艺技术达到的油层原油参数，开发技术参数匹配的高温潜油电泵，解决有杆抽油泵目前针对稠油热采技术中下潜深度深、斜井抽油、水平井抽油、排量大范围调节等技术问题。     

蒸汽计量技术在注汽锅炉中的应用

特种油开发公司主要从事超稠油的开采，主要利用注汽锅炉进行蒸汽吞吐的生产方式。生产实际中将对蒸汽的计量转化为对锅炉入口水的计量，忽略了流程中的流量损失，其方法简便可行，配套设备运行可靠。目前已经达到微机自动在线计量流量及干度的自动监测及调整，整套系统自动化程度高，运行稳定，维护简便。对蒸汽的直接计量正在进一步试验和改进中。     

利用氨吸收电厂烟道气中的CO2及对大气减排CO2的分析

对以氨吸收电厂烟道气中CO2生产碳酸氢铵的技术可行性进行了分析,并从氨的来源、各种合成氨工艺的能源消耗、附带CO2排放情况和碳酸氢铵在土壤中被植物吸收情况等方面进行了综合分析。结果表明,由于以天然气为原料合成氨生产过程中附带CO2排放相对较少,用于吸收电厂烟道气中CO2生产碳酸氢铵肥料,在碳酸氢铵能够有效被植物吸收的前提下能够达到减排CO2的综合效果。     

SAGD注汽采油测试一体井口在新疆油田应用研究

蒸汽吞吐方法是稠油开发中最常用的方法,又是我国目前主要的稠油热采方法。随着油田对开发要求的不断提高,相关的工艺技术和产品也在不断发展完善。随着要求的不断提高,适用于注汽采油测试一体化的井口应运而生。SAGD注汽采油测试一体井口在新疆克拉玛依风城油田现场应用了10井次。施工成功率与有效率均达到100%。技术指标和检验试验均达到要求,现场应用效果达到显著的效果。     

高升油田氮气二氧化碳辅助蒸汽吞吐采油技术

高升油田目前已进入蒸汽吞吐开采后期,在生产过程中暴露出回采难度大、动用程度差异大、重质成分增加和油井排水期长等问题,严重制约该厂蒸汽吞吐开发区块的开发生产。为进一步提高蒸汽吞吐开发效果,研究应用氮气二氧化碳辅助蒸汽吞吐技术,实现补充地层能量、提高储层动用程度和改善蒸汽吞吐效果的目的。     

石化企业凝结水除油除铁方案分析

石油化工企业工艺装置用蒸汽加热时会产生大量的凝结水,从节能减排方面考虑,应尽量回收利用。但这部分水中含有油和铁,导致含油量、电导率超标,需要进行除油、除铁、离子交换处理后方可利用。文章主要介绍目前国内石油化工企业常用的工艺凝结水处理方案,工作原理、主要优缺点及适用工况等。     

细化小层对比,应用多项措施提高千22块采出程度

千22块莲花油层在经历了蒸汽吞吐开发及注水开发后,目前油井均为高含水生产。为了挖掘区块产能,我们对区块内所有油水井进行了细化小层对比,将上产的着眼点落实在水井上,并通过多项挖潜措施实现了水井再利用,增油明显。     

SHX-20-2.5/400-H(AⅡ)中压锅炉在集团公司甲醇生产中的应用

针对循环流化床锅炉使用过程中出现的一些问题及生产甲醇对蒸汽质量和压力要求进行研究,提出具体措施,充分利用20H/h锅炉,让它强化燃烧,提高锅炉的燃烧效率及热效率,节能减排效果明显。     

风城油田M井区稠油蒸汽吞吐影响因素研究

稠油油藏是非常规的油藏类型,蒸汽吞吐是稠油热采开发的有效方法之一,与常规稀油油藏相比,开发难度大、开采成本高,文章以M区块油藏蒸汽吞吐实际开发数据为基础研究分析影响区块蒸汽吞吐的影响因素,并分析得出各个影响因素的合理值。     

离心压缩机不同驱动方式的经济性分析

压缩机作为煤化工不可或缺的单元设备,其驱动方式一般为蒸汽驱动和电机驱动。在氨合成项目中,综合比较合成气压缩机的两种驱动方式建设投资、能耗后得出:蒸汽驱动压缩机要比电机驱动压缩机长期运行成本低,节能减排效果显著。