稠油热采蒸汽管道的总体设计方法

根据热经济学的原理，提出了稠油热采蒸汽管道总体设计的方法。总体设计与分步设计相比．可节省大量的初始投资。综合经济指标也高于分步设计方法。用ＦＯＲＴＲＡＮ语言将其编制了计算机程序，运用十分方便，大大节省了设计时间．这种方法也可用于其它热输管道的设计。     

稠油热采添加剂现场蒸汽吞吐试验

对经室内研究筛选出的一种稠油热采添加剂进行了工业化试生产，产品各项性能指标均达到了预期目标．经井楼、古城油田１０口井现场蒸汽吞吐试验，取得了显著的效果，成功率达１００％．不考虑吞吐周期自然递减，共核实增产稠油２０３８９ｔ；平均单井试验周期增产２０３９ｔ，增产率达８０３％；吞吐油汽比提高了０２４；回采水率达到１０１％，提高５８１％；投入产出比为１比１２７．试验表明，该添加剂对地层无损害．还对添加剂的增产机理进行了讨论．     

稠油热采注蒸汽管网枝状布置优化设计

采用最优化方法设计管网可以最大程度地提高管网的总体经济效益。为了在管网设计中较好地体现注汽井分布不规则的情况,提出了一种稠油热采注蒸汽干管拐弯的枝状网布置形式和优化设计方法。该种管网布置方式是将每个方向伸出的干管分成两段,中间拐弯,能够较好地体现注汽井分布的不规则性。以初投资的年摊还额和运行费用为优化设计目标函数,把管线管径、保温层厚度、注汽站位置和干管走向与长度等设计变量纳于一体,同步设计,得到了总体最优的设计管网,并开发了优化设计软件。根据某油田的实际井位分布情况,运用该软件进行了设计。在相同的经济参数下,优化设计结果同实际管网的对比表明,优化管网大大降低了干管的长度和年运行费用,提高了管网的总体经济效益。     

稠油注蒸汽热采过程中地层稳定性分析评价

基于多孔介质热-流-变形耦合理论,综合温度、流体渗流、骨架变形等影响因素,建立稠油热采过程中地层稳定评价模型;采用Galerkin有限元全隐式顺序迭代的方法求解耦合模型,开发相应程序定量模拟热采过程中近井壁区域地层温度、压力、有效应力等物理量的空间分布及随时间的变化特征,结合强度准则判断地层稳定性变化.数值模拟结果表明:热采过程中温度升高导致岩层骨架压应力增大,而孔隙流体压力增加则使拉伸应力增大;有效应力受温度、压力影响大幅度改变是导致近井筒区域地层失稳的重要因素.     

稠油热采模拟的并行计算软件

中国急需数十万节点的大型稠油热采数值模拟并行软件。该文分析了热采模拟的机理,运用有交叠的区域分解法(DDM),形成了系统的稠油热采整体模拟软件NUMSIP的并行化方案,解决了并行计算中数据通讯和时间控制的问题,为并行计算前后数据提供了处理工具。数值试验和辽河油田实例(包括228口井,23万个节点,分为8个并行区)的计算获得满意的数据拟合和预测结果,98%的井的拟合误差小于10%。并行软件在多种大型并行机上运行稳定,并且实现了加速比大于1的良好效果。     

热采井口装置在稠油热采中的应用

稠油亦称重质原油或高粘度原油,在油田的开采过程中,稠油具有特殊的高粘度和高凝固点特性,在开发和应用的很多方面都会遇到一些技术难题,针对稠油粘度大等特征和各油藏的构造可采取不同的采油工艺。稠油油藏热采技术主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、SAGD以及与稠油热采配套的其他工艺技术等,本文针对稠油热采中热采井口装置的应用进行分析和探讨。     

提高稠油热采率添加剂的研究

本文描述了一类稠油热采添加剂的合成、改性、复配,性能的测定及驱油模拟试验的方法和结果,对影响添加剂性能的因素进行了较系统的研究。     

吐哈深层稠油热采工艺研究与应用

吐哈鲁克沁东区储层埋藏深,原油粘度大,油井完钻后自然产能低,基本无法建产。为探索该区块稠油经济有效开发方式,开展了蒸汽吞吐热采工艺研究,并在Y4P1井进行了三轮次试验,取得了显著的效果,为吐哈深层稠油的开发积累了宝贵的经验。     

稠油热采注蒸汽管网枝状布置优化设计

采用最优化方法设计管网可以最大程度地提高管网的总体经济效益。为了在管网设计中较好地体现注汽井分布不规则的情况，提出了一种稠油热采注蒸汽干管拐弯的枝状网布置形式和优化设计方法。该种管网布置方式是将每个方向伸出的干管分成两段，中间拐弯，能够较好地体现注汽井分布的不规则性。以初投资的年摊还额和运行费用为优化设计目标函数，把管线管径、保温层厚度、注汽站位置和干管走向与长度等设计变量纳于一体，同步设计，得到了总体最优的设计管网，并开发了优化设计软件。根据某油田的实际井位分布情况，运用该软件进行了设计。在相同的经济参数下，优化设计结果同实际管网的对比表明，优化管网大大降低了干管的长度和年运行费用，提高了管网的总体经济效益。     

稠油热采高效供水系统改进与应用

渤海稠油储量丰富,主要采用多元热流体吞吐方式开采。多元热流体发生器对供水水质有苛刻要求,其前端水处理设备采用反渗透(reverse osmosis,RO)膜分离技术,要求入口水温5～40℃,而海上平台地热水温度一般超过80℃。为保障水处理系统安全平稳高效运行,需要降低地热水温度。为此,开展了高效供水系统改进,在地热水井与水处理设备之间设计两级板式换热器。其中,1号板式换热器热交换介质为地热水(热介质)与渗透水(冷介质),2号板式换热器热交换介质为地热水(热介质)与海水(冷介质)。经过两级板式换热器后,水处理设备入口水温降至约25℃,热流体发生器入口水温升高30～35℃。自2010年起,该系统已在NB35-2油田多元热流体热采吞吐作业中累计应用25井次,累计处理地热水约2×10~5t,水处理设备安全平稳运行、制水效率高。以单井节省燃料消耗成本11. 88万元计算,高效供水系统投入使用后已累计节省燃料成本297万元、节省电能1. 8×10~5kW·h。     

稠油组合式热力开采参数优化

基于目前常规稠油开采技术,进行了稠油组合式热力开采工艺数值模拟研究,对开发方式转换时机、蒸汽注入速率、采注比、蒸汽干度等工艺参数进行了优化,得出蒸汽吞吐过度到蒸汽辅助重力驱油的最佳转换时机为井间联通温度达到120℃,蒸汽注入速度为100～150 m3/d,采注比为1.2,注入蒸汽干度为0.5以上;建议对于未开采油藏,先进行一定轮次的蒸汽吞吐开采再转蒸汽辅助重力泄油开采。     

一种稠油热采节能方法的理论分析与实践

为提高稠油采集电加热效率,该文着重分析稠油井的垂直温度分布模型和特种加热电缆的电路模型.结合这两种模型和现场数据,提出并证明了提高电源频率可以显著提高电加热效率.在理论分析基础上研制出用于稠油采集的高效电加热设备,在辽河油田实施工业应用.现场测试数据与理论分析相吻合.多次测试证明与现有同类产品相比,该设备取得了相当可观的节能效果.     

稠油热采出砂机制试验研究

稠油生产出砂是油气田开发中制约产能的重要因素,高温蒸汽冲刷、沥青质的热解和水岩反应溶解是稠油热采出砂的主要原因。针对稠油开采出砂问题,分析稠油区块的出砂机制,并试验研究稠油热采注蒸汽对岩心渗透率的影响和稠油热采的出砂机制。结果表明:随着注入蒸汽量的增加,岩心的渗透率都会先下降后上升,开采时需要适当控制蒸汽流速以恢复最终渗透率到原有的80%左右;高流速下流体的流动冲刷导致地层的拉伸破坏而产生微粒的运移,破坏了骨架砂;高温导致岩石的胶结强度下降,砂粒疏松;高黏度的原油在流动中阻力大,流动所需的压力梯度大,对砂粒的摩擦携带作用也大;岩心初始渗透率低导致驱替压差大,对岩心产生剪切破坏。     

稠油热采水平井温度测试及注汽剖面分析

水平井配汽是解决非均质稠油水平井注汽中各段动用不均现象的常用办法,但缺乏有效的监控分析手段。采用连续钢铠电缆测温技术进行稠油水平井吸汽剖面测试分析。通过建立稠油水平井段蒸汽流动与换热数理模型,利用Fluent软件模拟湿蒸汽在水平井段分流的过程,得到湿蒸汽流经筛管分流时温度、压力出现陡降的变化规律。结果表明:蒸汽在水平段流经筛管分流进入地层时,流体温度、压力下降幅度与筛管分流量呈正比关系;实现了将在线测试温度作为吸汽剖面的评价分析因素,增加了解释模型的准确性。     

稠油热采井注汽MDOD优化设计

为解决稠油油田开发初期注汽工艺设计问题,在满足油层注汽效果条件下,以注汽投资费用最低为目标函数,建立了稠油热采中井筒注汽优化模型,并用混合离散变量优化设计方法(MDOD算法)进行了求解.对蒸汽吞吐和蒸汽驱两种井筒注汽工艺进行了实例计算,结果表明:运用MDOD方法进行优化设计,可以节省大量的初始投资并降低运行成本,有利于节约能源,提高经济效益.     

稠油热采井套管柱应变设计方法

为解决稠油热采井不断出现的套管损坏现象,改变传统的管柱强度设计方法。基于弹塑性力学理论,在满足套管柱强度设计的基础上建立套管柱应变计算模型;通过对比套管材料应变与结构应变,借助Rambery-Osgood模型得到应变安全系数最小值,提出套管柱应变设计的理论判据,形成套管柱应变设计方法。结果表明,该设计方法在西部油田8口稠油热采井Φ177.8 mm×8.05 mm TG80H特殊螺纹套管柱设计中得到应用,生产4轮次后套管柱未出现变形和泄漏现象,经过14轮次后,套管服役性能依然良好,新热采井套管柱应变设计方法允许套管在可控范围内变形,可有效延长套管使用寿命,降低套损率。     

薄层稠油油藏径向钻孔热采开发数值模拟

 以径向钻孔技术应用于薄层稠油油藏热采开发为目标,采用基于等效渗流连续介质原理及局部网格加密技术的数值模拟方法,在较高的拟合精度基础上,研究了径向孔长度、径向孔平面夹角、径向孔数量等因素对薄层稠油油藏蒸汽吞吐采油产量的影响。结果表明,径向孔能够增加蒸汽波及范围和泄压面积,有效提升采油产量;径向孔长度增加时采油产量逐渐增加但增幅逐渐减小,径向孔长度的最优范围为100~120 m;储层同一平面分布的径向孔,孔间夹角较大时相互干扰作用较弱,增产效果较好;同一平面分布的径向孔数量增加时,径向孔之间的夹角逐渐减小,相互干扰作用逐渐增强,产量增幅逐渐变小,当以平均夹角分布4条径向孔时可获得明显的增产效果。     

稠油油藏不同热采开发方式经济技术界限

结合数值模拟和动态经济评价,建立稠油油藏热采开发经济技术界限研究方法.以乐安油田南区为原型确定稠油油藏直井蒸汽吞吐、直井吞吐加密、水平井蒸汽吞吐以及直井蒸汽驱等不同热采开发方式下的有效厚度、原油黏度及油价边界值等经济技术界限,并制作实用图版.结果表明:水平井吞吐对油藏有效厚度和原油黏度的适应范围最广;直井蒸汽驱具有最高的采收率,有效厚度界限也比直井吞吐加密小很多.不同热采开发方式的经济技术界限对比结果有助于选择最佳的热采开发方式对稠油油藏进行经济合理的开发.