稠油注汽锅炉论文

稠油注汽锅炉论文（精选7篇）

稠油注汽锅炉论文 第1篇

油田注汽锅炉是稠油热采的专用设备, 也是稠油开发的主要耗能设备, 随着国家大力推行节能减排政策, 进一步提高其效率十分必要。注汽锅炉的热损失主要为排烟热损失, 排烟温度一般在200℃左右, 由于注汽锅炉的特殊性, 增加本体受热面来降低排烟温度没有经济性, 因此如何有效利用烟气余热成为提高注汽锅炉热效率的关键。

以往新疆油田主要利用烟气余热预热注汽锅炉给水, 取得了较好节能的效果, 近年来随着油田污水回用注汽锅炉, 受柱塞泵给水温度 (65℃) 要求的限制, 这种余热利用方式已无法继续使用。

新疆油田注汽锅炉通常采用半露天布置, 为保证冬季 (-24℃) 锅炉正常运行, 需消耗注汽锅炉所产蒸汽来加热锅炉燃烧所用空气, 造成锅炉损失部分出力。而利用烟气的余热来加热燃烧空气, 不仅可减少排烟热损失, 还可增加锅炉有效出力, 可谓一举两得。

1 SGR-IIK热管换热器概述

由于常用的管式空气预热器传热效率较低, 体积较大, 若采用传统管式空气预热器, 需对注汽站进行较大的改动。为此新疆油田与上海晟煜科贸有限公司合作开发了SGR-IIK型热管换热器 (见图1) 。

SGR-IIK热管空气换热器采用的热管为重力热管, 热管倾斜10°左右布置, 与普通热管不同之处是重力热管管内没有吸液芯, 靠热管内工质重力工作。所以和普通热管相比较, 具有结构简单、制造方便、成本低廉, 传热性能优良、工作可靠等特点。因此, 在各类传热设备中得到广泛应用。利用热管传热元件制作的热管式空气换热器是一种新型的换热器, 具有传统换热器无可比拟的优点。它可以通过调整热管元件蒸发段和冷凝段外表扩张传热面的大小等手段来调节管壁温度, 设计中考虑酸露点温度120℃, 使之运行高于烟气露点或避开最大腐蚀区, 对防止锅炉尾部的低温腐蚀、积堵灰非常有效;烟气侧与空气侧之间用隔板通过密封环隔开, 不漏风;中间固定, 两端可以自由膨胀, 此外还具有磨损轻、维护量少、寿命长等特点。

2 工程实例

2007年10月, 在新疆油田公司26#注汽站一台注汽锅炉对流段出口增设了SGR-IIK热管空气换热器进行实验, 注汽锅炉型号为YZG-22.5/9.5-G1, 该注汽锅炉以天然气为燃料, 额定出力为22.5t, 其注汽温度为307℃, 额定蒸汽压力为9.5MPa, 设计热效率为85%。烟气余热回收设备投产后, 经西北节能监测中心监测。

2.1 工艺流程

系统安装如图2所示。

热管空气换热器安装在注汽锅炉对流段上部, 上接烟囱。由鼓风机将环境空气增压送入空气换热器热管冷端, 经预热后的空气由风道送入注汽锅炉燃烧器进风口;锅炉燃烧生成的烟气经注汽锅炉对流段后, 横向冲刷空气换热器热管热端, 烟温下降后排入大气。

2.2 主要设备参数

(1) SGR-IIK热管空气换热器。

SGR-IIK热管空气换热器的技术参数为:烟气流量20000m3/h;空气流量15500～20000m3/h;烟气进口温度180℃;空气进口温度10℃;烟温下降30～40℃;空气温升40～50℃;烟气侧阻力150Pa;空气侧阻力100Pa;回收热量350kW。

(2) 鼓风机。

选取T4-72 8D型右90°鼓风机, 配套功率5.5kW, 转速960r/min, 风量16444～17972m3/h, 风压728～715Pa。

(3) 系统设计。

风道采用δ=4mm钢板制造, 风道尺寸为800mm800mm。由于热空气从空气换热器被输送至锅炉燃烧器有大约25m距离, 为减少热空气热量散失, 便于锅炉检修, 又能达到良好的视觉效果, 将风道敷设于地沟内, 并用δ=30mm硅酸盐毡保温, 外包δ=0.5mm镀锌铁皮作保护层。鼓风机置于锅炉尾部。

(4) 风量调节。

在热风道入户处预留有冷空气吸入口, 并设有两个钢制蝶阀, 如图3所示。

可根据锅炉运行负荷调节风量, 也可在夏季直接吸入室外空气, 满足锅炉燃烧条件。鼓风机启停控制与锅炉燃烧器联锁, 受程序控制。

3 运行效果及节能效益分析

为掌握烟气回收利用的实际效果, 委托中国石油天然气集团公司西北节能监测中心, 对SGR-IIK热管空气换热器的使用效果进行检测, 实测注汽锅炉出力为18.494t/h, 蒸汽压力 (表压) 为4.0MPa, 蒸汽温度为250℃, 排烟处过量空气系数为1.303。表1为改造前后主要测试数据对比情况。从测试报告数据看, 采用SGR-IIK型空气换热器进行烟气余热回收后, 油田注汽锅炉空气温度上升了49.8℃, 烟温下降了40℃左右, 锅炉热效率提高2%左右。

以往采用蒸汽预热燃烧空气, 每台锅炉需消耗蒸汽量为650kg/h, 按蒸汽价格88元/t, 则通过利用烟气余热, 每年 (按180天计算) 可节约成本:180240.6588=24.71万元。每台SGR-IIK热管换热器设备及管线投资和安装费用共计27.8万元;资金回收期为1.1年。

按新疆油田近200台注汽锅炉采用该方案进行节能改造计算, 每年可节约成本4942万元。

4 结论

(1) 利用烟气余热、降低排烟温度是提高注汽锅炉热效率的一项主要措施。采用SGR-IIK型热管空气换热器, 利用烟气的余热对锅炉燃烧所用的空气进行加热, 减少排烟热损, 冬季运行时锅炉热效率提高了2%。节能效果已经得到证实。

(2) 以天然气为燃料的注汽锅炉, 利用烟气的余热对锅炉燃烧所用的空气进行加热, 工艺简单、投资少、易于实现。但燃烧渣油等其他燃料的锅炉烟气灰分高、尾部受热面积灰快, 必须采取积极措施, 防止硫附着管壁对其腐蚀, 这样才能达到预期效果。

参考文献

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[2]冯俊凯, 等.锅炉原理及计算[M].北京:科学出版社, 1992.

[3]钱正斌, 等.稠油热采注汽锅炉烟气余热利用设想[J].节能技术, 1998, (6) :14-15.

[4]余兰, 宋兴海.燃油注汽锅炉烟气余热回收技术[J].节能技术.2005, (1) :85-86.

稠油热采注汽锅炉烟气余热利用综述 第2篇

目前, 我国能源利用仍然存在着利用效率低、经济效益差、生态环境压力大的主要问题, 节能减排、降低能耗、提高能源综合利用率作为能源发展战略规划的重要内容, 是解决我国能源问题的根本途径, 处于优先发展的地位。我国工业领域能源消耗量约占全国能源消耗总量的70%, 主要工业产品单位能耗平均比国际先进水平高出30%左右。除了生产工艺相对落后、产业结构不合理的因素外, 工业余热利用率低, 能源没有得到充分综合利用是造成能耗高的重要原因, 我国能源利用率仅为33%左右, 比发达国家低约10%, 至少50%的工业耗能以各种形式的余热被直接废弃[1]。因此, 从另一角度看, 我国工业余热资源丰富, 广泛存在于工业各行业生产过程中, 余热资源约占其燃料消耗总量的17%~67%, 其中可回收率达60%, 余热利用率提升空间大, 节能潜力巨大。

注汽锅炉的能耗约占总能耗的40%, 吨汽生产综合能耗为101.8 kg/t, 注汽锅炉平均热效率为81.61%。在生产过程中注汽锅炉排放到大气中的烟气温度仍达到200℃ 左右, 造成大量余热热能损失。注汽系统的总热损失占系统能量的25.67%, 分别由排烟损失 ( 占51.3% ) 、 管网损失 ( 占21.35%) 等组成[2]。

1注汽锅炉的能耗特点

注汽锅炉是将生产出的高压蒸汽直接注入到地下油层内, 以降低稠油黏度便于开采。注汽锅炉为直流性高压蒸汽锅炉, 软化水经柱塞泵升压后进锅炉产生高压蒸汽, 一般柱塞泵允许的最高工作温度为65 ℃。

根据能量平衡原理[3], 确定平衡体系, 建立热平衡模型 (图1) 。由能量守恒原理可得热平衡方程式, 即

式中:

Qr——燃料带入系统的热焓, k J/kg;

Qgs——给水热焓, k J/kg;

Qq——蒸汽带出热焓, k J/kg;

∑Qss——锅炉各项热损失, k J/kg。

由此可得的热效率为

注汽锅炉有效利用热量为锅炉工质出、入口热焓差, 其中热损失主要以排烟损失为主, 一般排烟温度每升高12~15 ℃, 排烟热损失将提高1%。

2烟气余热利用的主要形式

2.1烟气-给风热交换

通过换热器将烟气余热与助燃空气交换, 换热后的助燃空气进入炉膛燃烧 (图2) 。目前, 该方式应用较为普遍, 广泛应用于辽河油田各类热注锅炉。辽河油田实施42 台, 经检测, 实施后平均节能率达到2.7%, 排烟温度由207 ℃降低到118 ℃, 注汽锅炉热效率由80.3%提高到82.5%;但由于风比热小, 有效吸热率低, 加热面积多大及空间有限等因素, 节能效果具有一定的局限性[4,5]。

2.2烟气-低压水热交换

通过换热器将烟气余热与注汽锅炉给水进行交换 (图3) , 但被加热水的温升受到柱塞泵运行温度的限制, 一般水被加热的温度不能超过60 ℃, 导致烟气可利用率低, 效果不明显。辽河油田实施26台, 平均节能率达到3.5%, 排烟温度由210 ℃降低到112 ℃, 锅炉给水温度由17 ℃提高到56 ℃, 注汽锅炉热效率由82.5%提高到85.5%。

为了解决温度限制问题主要从5 个方面考虑:

1) 换热器设计上按锅炉最低运行工况设计, 使换热面积减小, 直接影响换热效果, 烟温降低不明显。

2) 通过仪表控制旁通烟道气量来满足温度限制, 烟气利用率有所提高, 但只利用了烟气的部分热能 (图4) 。

3) 选择高温柱塞泵, 放大温度限制范围, 但要通过严格的测试和计算。

4) 选择给水温度低的锅炉, 同时进行严格的测试和计算, 使其满足运行要求。在胜利油田、河南油田的稠油区块进行过应用, 其给水温度小于20 ℃[6,7]。

5) 将余热供站区 (或临近站场) 的采暖系统, 余热利用率相对较高, 但其受站场布局的影响较为严重, 在胜利、河南等油田得到部分应用[8]。

2.3烟气-高压水热交换

通过高压换热器将烟气余热与注汽锅炉高压给水 (泵后) 进行交换, 被加热水的温升不受柱塞泵运行温度的限制, 能够最有效地吸收烟气余热 (图5) , 不影响柱塞泵的正常运行。 辽河油田实施4台, 经检测, 实施后平均节能率达到5.2%, 排烟温度由209 ℃降低到110 ℃, 锅炉给水温度由45 ℃提高到87 ℃ , 注汽锅炉热效率由81.2% 提高到85.7%;但由于制造成本高、安全管理难度大等因素, 难以在油田注汽系统推广应用[2]。

3结论

1) 烟气-给风热交换具有较强的适用性, 但效果有限, 利用率不高。

2) 烟气-低压水热交换具有一定的经济性, 可以在低温给水锅炉上得到较好的节能效果, 但针对辽河油田平均45℃给水温度下节能效果有限。

3) 烟气-高压水热交换具有较高的节能效果, 但制造成本较高, 可从在保证安全的前提下开展实验研究, 摸索节能效果。

摘要：稠油热采注汽锅炉大量应用于稠油热采开发的辽河油田、新疆油田、胜利油田等, 注汽系统是油田生产的主要能耗单元。在生产过程中注汽锅炉存在排烟温度高、热量损失大等问题。通过分析稠油热采注汽锅炉的能耗特点, 介绍了烟气余热利用的主要形式及其应用效果, 为进一步应用余热利用技术, 提高用能水平奠定了基础。

关键词：稠油热采,注汽锅炉,余热利用

参考文献

[1]连红奎, 李艳, 束光阳子, 等.我国工业余热回收利用技术综述[J].节能技术, 2011, 29 (2) :123-128, 133.

[2]钱正斌, 钱正刚, 张翔华.稠油热采注汽锅炉烟气余热利用设想[J].新疆石油科技, 1998, 8 (4) :20-24.

[3]王建君.提高油田注汽锅炉热效率, 降低能源消耗[J].科技博览, 2012 (4) :11-12.

[4]马强.油田注汽锅炉烟气余热利用与低碳减排[C]//辽宁省石油石化学会.低碳经济与石油石化未来论文集.2011:153-155.

[5]翁雷.活动式油田注汽锅炉烟气余热利用方案研究[J].化学工程与装备, 2010 (9) :115-117, 75.

[6]冯球业, 曾保森, 卢刚, 等.余热回收技术在注汽锅炉上的应用及效果[J].油气田地面工程, 2002, 21 (3) :49.

[7]苗振宝, 沈和平, 李防震, 等.注汽锅炉烟气余热利用技术现场应用[J].河南石油, 2004, 18 (增) :90-91.

稠油注汽锅炉论文 第3篇

1 对稠油热采注汽锅炉高消耗热损分析

尽管稠油热采注汽锅炉是一种新型的工业锅炉, 在石油工业中占据着非常重要的地位, 但是它在工作中有一定的缺陷存在, 如:高消耗、热损大等方面的缺点。导致这些缺陷出现的主要原因在于, 第一注汽锅炉在工作中会有大量的烟气排出, 所排出的烟气温度一般都很高, 超高温的烟气排出使得热量严重损失, 在稠油热采注汽锅炉中排烟损失热量是最大的热损失项目, 应该给予高度重视[1]。油田锅炉超高排烟温度与排烟体积会将很多热量排到空气当中。锅炉所排出的气体温度越好, 体积越大, 那么损失的热量就会越高;第二, 存在着烟气未完全燃烧型热损失。这主要是由于所排放出的烟气之中存在着没有被完全燃烧的可燃性气体, 排放烟气中可燃性气体含量越高, 那么就会损失越多的热量, 能耗也会随之增加;第三, 有机械未完全燃烧型热损失问题存在。其原因在于锅炉内的可燃物没有被完全燃烧, 例如煤炭等, 如今已经有很多锅炉应用燃油或者燃气装置, 这种锅炉一般不存在机械未完全燃烧的热损失。

2 注汽锅炉节能减排技术分析

影响注汽锅炉热效率的两个最为主要的因素是注汽锅炉排烟损失与散热损失, 根源在于燃烧与换热的状况比较差, 空气过剩系数比较高;另外一种原因是过高的排烟温度。同时, 炉体的保温效果比较差。所以, 采取有效的措施, 调整锅炉燃烧情况, 提升其保温效果, 实现低排烟热损失与散热损失的目的。对注汽锅炉节能减排技术的分析, 需要从以下几个方面着手, 即:

2.1 自动控制烟气含氧量技术

对油田注汽锅炉燃烧工况进行调整, 这需要工作人员通过肉眼观察锅炉内火焰的颜色与形状等。实际上, 很多操作人员为了避免出现冒黑烟的现象, 会加大风量, 这种操作方式很容易出现空气过量系数过大等问题, 并且工作人员也不能及时对其进行调整, 这就导致了锅炉燃烧工况差, 热效率低等方面问题的出现。在不同负荷运行工况背景之下, 控制过量空气系数, 确保其在合适的范围之内, 经过调解, 将排烟损失调整到工况的最小值, 以便提升锅炉的热效率, 节省大量的燃料, 与此同时, 还能够保证所排出的烟的温度在环保指标范围之内。为此, 要保持锅炉原有的结构, 加装锅炉烟气氧含量, 过量空气系数进行分析, 之后展开调节工作, 最终实现提升锅炉工作效率的目的。

锅炉在运行的过程中, 锅炉的燃料量与火量大小基本处于恒定的状态之下, 那么在此时燃烧空气过剩量被鼓风机供给的空气量的大小决定[2]。为此, 如果有效的控制鼓风机, 那么锅炉燃烧后的过剩空气量也会得到有效的控制。

2.2 应用实例

某油田公司在石油生产中安装了几台烟气含量分析控制仪, 在检测烟气中排烟温度与氧含量的基础上, 对排烟热损失进行分析, 对送风挡板进行调节, 从而提升锅炉的热效率。与原有监测研究报告相比, 在安装烟气氧含量分析控制仪以后, 锅炉热效率有所提升, 并且在蒸汽消耗量方面也有所下降, 取得了较好的工作效率。

3 热管空气换热器技术分析

在科技不断发展的基础之上, 针对石油工业热管传热技术是先进的、具有高运行效率的传热技术。热管由管壳、吸液芯以及端盖组成。内部存在抽成高度真空、高纯度工质的密封管存在。在工作中, 管内的工质会吸热, 之后蒸发汽化, 至冷端冷释放热量后凝结。热管的传热方式主要是工质相变的方式, 为此它具有较好的传热性能, 在现代传热元件中, 属于效率较好的传热元件[3]。但是在工业上常常使用的热管属于重力热管, 该管内不同于普通的热管, 不存在吸液芯, 主要依靠热管之内工质重量来完成相应的工作。因此与普通热管相比, 这种热管结构比较简单、制造方便, 同时它的成本价格比较低, 具有较好的传热性能, 在石油工业中是一种有效的设备。

目前, 对于石油工业发展而言, 不仅要重视工作效率, 还需要注意节能减排, 以可持续发展为工业发展所坚持的基本原则, 采取先进的施工技术提升注汽锅炉的运行效率, 并且将其热量的消耗, 提升资源的利用效率, 不断的为石油工业可持续发展奠定基础, 在确保石油工业经济发展的同时, 为环境带来保障, 从而保证我国社会能够和谐发展。

4 总结

本文主要从三个方面着手, 分析了当前我国石油工业中稠油热采注汽锅炉在运行中有很多问题存在, 如高热量、高能耗等问题。这些问题的存在, 影响了石油工业的运行效率, 因此找出有效的策略解决这些问题已经成为当务之急。近年来, 我国石油工业不断发展, 随着石油需求量的增加, 石油工业加大了石油的生产量, 但是石油工业中使用的注汽锅炉消耗率较高, 浪费能源, 而热管空气热换器技术能够有效的改善这一问题。本文研究中, 通过应用自动控制烟气含氧量技术在提升注汽锅炉工作效率方面有着积极的推动作用, 有利于石油工业的快速发展。

摘要：在我国社会经济日益发展的今天, 我国石油开发与经济得到了快速的发展, 随着生活中人们对石油需求量的不断增加, 已经有越来越多的油井被勘探, 因此优质的石油也越来越多。在油井不断增多的背景之下, 国内石油工业不断的向采油与炼油方向迈进, 而油田注汽锅炉是最为主要的设备之一, 但是同时它也是高消耗能源设备之一, 为此, 提升注汽锅炉工作效率已经成为石油工业发展的重要任务之一。本文主要针对稠油热采注汽锅炉节能减排措施进行分析, 旨在提升注汽锅炉的工作效率, 不断的推动石油工业快速发展。

关键词：热采注汽锅炉,热损失,节能减排

参考文献

[1]周建平, 谢强, 郝军等.稠油热采注汽锅炉节能减排措施实践[J].油气田环境保护, 2011, 21 (03) :29-32.

[2]方兵.稠油热采注汽锅炉清灰技术研究与应用[J].油气田环境保护, 2014, 24 (05) :21-22.

强化稠油注汽高压井治理 第4篇

1 高压注汽井现状分析

胜利油田孤东稠油为馆陶组稠油油藏, 油层埋藏深度在1 050~1 450 m, 油层厚度在3~15 m, 油层岩石胶结疏松, 开采过程中出砂严重, 渗透率为0.2~2.0μm2, 泥质含量为4%~35%。原油分布平面上, 顶稀边稠;纵向上, 上稀下稠, 地面黏度在2000~15 000 mPas。共有10个开发单元:红柳油田3个断块;孤东油田5个断块;新滩油田2个断块。地质储量2 670104t, 其中有4个整装块, 其地质储量1 500104t;其余的6个小断块均为零散区块, 地质储量为1 170104t。孤东九区注汽压力低, 采出程度高, 达到15.5%;K92块和四区由于注汽压力高, 采出程度低, 仅0.3%。这些井储量动用程度差, 多为低轮次注汽, 因油稠或泥质含量高等多种因素的影响, 造成这部分井的注汽压力普遍偏高, 注汽难度大, 不但注汽效果差, 而且注汽单耗高。

高压注汽井因注汽压力高、固井条件差、井况复杂、开采难度大、油层发育条件差、原油黏度高, 使用普通锅炉注汽压力达不到要求, 注汽效果不理想, 造成稠油地质储量井采出程度低, 开发潜力未得到充分发挥[1]。

2 高压井产生的机理分析

2.1 泥质含量高

孤东油田稠油油藏泥质含量普遍偏高, 其泥质含量在4%~35%之间, 其中以四区、新滩等稠油区块尤其突出, 蒙脱石含量47%~63%。这意味着组成油藏的岩石的敏感性相对较高。当高压高温蒸汽不断地冲刷储层的时候, 储层经受着热敏、汽敏、水敏的伤害, 泥质组分就会从胶结的岩石中脱落出来, 随蒸汽运移, 并且吸收其中的水分而膨胀。当遇到相对较小的孔道时, 会因为体积过大无法通过而堵住蒸汽的渗流通道, 从而影响蒸汽的注入效果, 使一些孔道成为死孔道, 大大降低了蒸汽的波及体积, 从而造成高压井[2]。

2.2 油层污染

随着稠油井的生产周期的延长, 由于频繁地采取作业、洗井等措施, 导致地面上一些未经处理的流体进入地层。这些流体往往含有一些能够对地层造成伤害的物质, 比如体积较大的颗粒物, 以及与地层配伍性较差的化学物质。当外来流体进入地层后, 较大的颗粒堵塞了油层的孔道, 降低了蒸汽的波及范围, 提升了注汽的压力。与地层配伍性较差的化学物质同样可以引起地层岩石性质和结构的改变, 使岩石发生剥离和运移, 极大地影响了注汽施工, 导致了高压井的出现[3]。

2.3 油稠

由于原油过于黏稠, 黏稠的原油占据了渗流孔道, 阻止了热蒸汽的顺利注入。其具体表现在试挤过程中压力超过15 MPa, 注汽时注汽压力超过了17 MPa。要通过这层阻碍, 需要一个足够高的突破压力, 但是由于注汽设备老化, 很难实现这么高的突破压力。在现有的条件下, 无法通过更新设备来满足稠油生产的需要。因此, 需要采用适当的工艺方法达到降低注汽压力的目的[4,5]。

3 治理高压井的工艺措施

3.1 振动解堵

振动波在地层中的传播, 实际上是能量在地层中的传播。由声波衰减现象可知, 声波频率越高, 其能量衰减越大。一般的地层对20 kHz的超声波的衰减系数高达6.85, 而对100 Hz的低频波的衰减系数为0.024 6。当频率在15 Hz以内时, 地层对它的衰减系数仅为0.002 68, 这时低频波对地层的有效影响范围可达200 m以上。

根据以上原理, 设计制造了高压注汽井使用的井下双重振源, 它主要由主轴、滑动块、套筒及弹簧4部分组成。除此之外, 为了正常工作, 还配备了转换接头和堵头等附件。

该工艺是把水力振动器对准油层, 靠地面泵入装置把液体传入井下后, 对振动器活塞面产生高压作用力, 当振动器内部受高压时, 由于柱塞左端受压面积大于右端受压面积, 导致活塞受到自左向右的推力, 此推力的大小为活塞面积与压强的乘积。在此过程中, 推力压缩弹簧, 当压力达到工作压力时, 活塞向右移动到下死点, 同时出水孔被打开, 管内的高压水瞬间排出, 作用于油层段。这时由于管内的高压水以瞬间排出, 压力大幅度下降, 导致管内外压力平衡, 活塞在高压弹簧压缩力的作用下被推复原位, 待振动器内部压力又升至工作压力时, 活塞又重复上述动作。振动器在井下周而复始地工作, 就产生了一种低频、高幅水力冲击波。

3.2 伴蒸汽注化学剂技术

伴蒸汽注化学剂技术是提高注蒸汽开采稠油效果的有效手段。室内研究表明, 伴蒸汽注入降黏剂可以提高蒸汽的驱替效率, 降低注汽压力;伴蒸汽注入高温黏土防膨剂可以抑制黏土膨胀, 降低注汽压力;伴蒸汽注入泡沫剂可以调节注汽剖面, 提高油层的纵向动用程度。此外, 将声波振动解堵与伴蒸汽注降黏剂技术结合起来进行稠油开采是一种新型高效复合技术。利用井下可控振源进行先期振动解堵, 采用小排量泵连续加降黏剂。既可通过先期振动的解堵降压, 降低注汽时的启动压力, 又可在注汽时发挥在高温下化学药剂反应速度快、降黏效果好的特点, 双重降压, 达到降压幅度大的目标。对因近井地带堵塞或因油稠而注入压力高、注汽困难的井, 解除地层堵塞, 降低注汽压力, 提高注汽效果。

目前热采锅炉注汽量在9~23 t/h之间, 注汽压力17.5~21 MPa。为此, 我们所选用的泵的输出压力首先应与锅炉等值或超过一定值, 这样才能使化学剂注入蒸汽中, 因此, 选用了25 MPa的柱塞计量泵。该泵压力高, 流量连续可调10~400 L/h, 从而满足了注入不同药剂的需求。既可以注降黏剂、泡沫剂, 也可以注防膨剂。为了使该泵能够应用于现场, 为其配套了耐震压力表、超压力保护泵头、管线流程、井口流程、泵吸水装置、电气控制等辅助部分, 使其实用性和安全性得到了保障。

4 治理效果

2003年以来, 共实施高压注汽井治理21口, 其中采用振动解堵处理10口井, 采取伴蒸汽注化学剂技术措施11口井。

从采用振动解堵处理后的10口井的注汽情况可以看出, 注汽高压井的振动解堵降压处理, 注汽效果有了较大程度的提高, 注汽压力平均下降了2.1 MPa, 措施成功率达到100%, 其中7口井基本实现了关掉排放注汽的目标, 另有3口井措施后的注汽压力均降到15 MPa以下, 达到目前注汽设备的要求, 平均注汽干度提高了28.1%。注汽单耗也由治理前的17.98 kWh/m3下降到治理后的9.01 kWh/m3, 累计实现节电211.86104kWh。应用结果表明, 大功率井下可控振源运行状况好, 在井下工作正常, 各项指标均达到设计要求, 性能可靠。

采取伴蒸汽注化学剂技术措施共实施了11口井, 见效8口, 注汽压力均得到不同程度的下降。以GOGDR4-17井为例, 在治理前的几个注汽周期中, 注汽压力均高于16 MPa, 干度为0, 注汽后生产周期不足2个月, 且低液量低效生产。在使用该工艺之后, 注汽压力下降到14.6 MPa, 干度达到了70%, 注汽效果得到了明显的改善。作业后, 液量达到28.6 m3/d, 油量达到16.5 m3/d。注汽耗电单耗也由治理前的16.78 kWh/m3下降到治理后的8.12kWh/m3, 累计实现节电291.18104kWh/m3。应用结果表明, 稠油热采化学注入装置在现场运行良好, 是一个安全可靠的施工设备, 采用热采化学注入装置结合热采化学药剂在治理孤东油田高压注气井试验中取得了成功, 有效解决了高压井注汽难度大的问题。

5 结束语

注汽开发是一项广泛应用的稠油热采工艺技术, 强化注汽高压井的治理, 解决高压井注汽难题, 提高稠油产量和采出程度, 降低注汽单耗和生产开发成本是一项十分重要的工作。只要加强分析和治理, 积极推广应用新工艺、新技术, 综合运用, 就一定能收到良好的稠油开发和节能降耗效果。

参考文献

[1]刘文章.热采稠油油藏开发模式[M].北京:石油工业出版社, 1995:55.

[2]霍广荣, 李献民, 张广卿, 等.胜利油区稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版社, 1999:61.

[3]张锐.稠油热采技术[M].北京:石油工业出版社, 1999:78.

[4]朱益飞, 潘道兰.影响孤东油田注汽系统效率的因素及对策[J].石油工业技术监督, 2007 (7) :44-46.

稠油井注汽增效技术的应用 第5篇

1.1 油藏地质方面

稠油油藏注蒸汽热采的不利因素主要有油层埋藏深、油层厚度小、渗透率低、易出砂。

1.1.1 油层深度影响:

油田稠油井油层深度约1050-1450m,油层埋藏越深,则注汽井筒热损失率越高,相应的采油生产时间变短。且注汽井井底压力大都在14-20MPa,易伤害油层。

1.1.2 油层厚度影响:

油田油层为薄或薄互层,厚度小,其中油层厚度5m以下占50%、5-10m占35%、10m以上占15%,因此吞吐周期注汽量小,注汽、采液速度低,制约吞吐产能建设。

1.1.3 渗透率影响:

渗透率低0.2-2.0um2。吸汽指数小(视吸汽指数0.5-1.0吨/小时.兆帕)、注汽压差大。注汽、采液速度低、制约吞吐产能的提高。

1.1.4 油层岩石胶结疏松影响:

易出粉细砂。注汽、采油防砂降低吸汽、采液指数,加大吞吐周期的热损失,缩短采油生产时间。

1.2 注汽因素的影响因素

注汽工艺参数主要包括蒸汽干度、注汽速度、注汽压力和周期注汽量。

1.2.1 注汽干度的影响:

蒸汽干度是指蒸汽在汽水混合物中的质量百分数,注入蒸汽干度越高,蒸汽比例越大。但注入蒸汽干度越高,井底流压越低,在油层吸汽(启动)压力较高或油层吸汽指数较低时,不能选择高干度注汽。稠油井注汽干度中-高偏中(60-90%,平均75%)。

1.2.2 注汽速度的影响:

注汽速度越高,井筒热损失越少,注汽时间越短,井底干度越高,等质量蒸汽在油层中体积越大、波及体积越大,因此吞吐油汽比OSR越高。但注汽速度越高,蒸汽在井筒内产生的摩阻越大,造成压力损失越大,井底流压越低,因此,在油层吸汽(启动)压力较高时,不能选择高速度注汽。稠油井油层每米注汽速度0.5-1.0吨/小时,注汽速度低。

1.2.3 注汽压力的影响:

稠油井注汽压力高,干度在60-70%、井口注汽压力10-16Mpa。在注汽过程中注汽压力过高,如果高于锅炉的额定耐压,为完成配注量,不得不打排放,降低了蒸汽的干度,使热焓值降低,造成蒸汽吞吐效果差。

1.2.4 注汽量的影响:

稠油井周期注汽量低(1500-3500吨)。注入的汽量越多,在一定的干度下,其所含的热量越大,对油层的加热体积越大,有利于提高周期吞吐油汽比OSR。但注入过量的蒸汽,会使蒸汽～热水前缘推进较远,散致到顶底层及前缘的热量增大,并使井底附近的含油饱和度降低,从而延长排水期,在油层条件差的情况下,还会降低注入蒸汽的回采率,给下一个周期吞吐带来不良影响。另外,随着注汽量的增加,油汽比OSR将会从最高值逐渐降低,从而降低注蒸汽吞吐经济效益。

5、地面工艺流程影响:地面高压管网较长100-600m。干度、热量损失5-20%。

2 稠油注汽增效技术的应用

提高注汽井效果主要解决两个方面的问题,一是针对注汽高压力较高的井(>15MPa),采用有效的措施,降低注汽压力,提高注汽干度,提高注汽效果:二是针对注汽压力较低的井(<10MPa),采用一定的措施,提高注汽压力,提高蒸汽温度,提高注汽效果。

2.1 高压井增效

油田注汽高压井指那些在普通锅炉(安全注汽压力17.0Mpa)注汽时,注汽压力大于16.0 Mpa,造成没有注汽干度或注汽打排放的稠油井。油田注汽高压井主要分布在KD92块、四区及外围GD51、GD55等区块,注汽高压井储量动用很少,因此,提高注汽高压井效果,是提高稠油区块产能的一个主要方向。

2.1.1 大功率井下震源降压技术

工作原理:该工艺是把水力振动器对准油层,靠地面泵入装置把液体传入井下后,振动器在井下产生一种具有低频,高幅的水力冲击波周而复始地对油层堵塞物进行松动,同时配合相应的振动液对堵塞物进行溶蚀,及后期反排措施,综合作用提高解堵效果,从而有效地降低高压井注汽时的启动压力。

至2010年现场试验了34口井,试挤压力平均下降了3.2Mpa,视吸水指数上升了11.8L/(min.MPa)。从目前已注汽的30口井的注汽情况可以看出,平均注汽压力由上轮的16.1 Mpa下降到14.7 Mpa,平均下降了1.4MPa,已注汽的30口井大部实现了关掉排放注汽的目标,平均注汽干度提高了46.5%,达到目前注汽设备的要求,目前开井28口,全部正常生产,日液246.7吨,日油57.8吨,含水76.6%,累计增油7883.9吨,见到了较好效果。

2.1.2 小排量泵拌蒸汽注入化学药剂降压:

技术路线:筛选合适的化学助剂(主要为降粘剂和高温粘土防膨剂),采用高压注入泵装置,高压注入泵由井口转换系统、安全系统和连接系统组成、具有耐高温高压(300℃,23Mpa),排量可以调节(0-0.4t/h),操作安全可靠等特点。通过拌蒸汽注入化学药剂达到降压增效的目的,提高注汽井的效果。

截止到2010年10月20日,共采用小排量注入泵现场施工了3口井(4-4-11、4-5X11、R6),降压成功3口,开井3口,成功率为100%,3口井在治理前干度都为0,注气压力15.8Mpa,且打排放,治理后平均注气压力为14.8Mpa,平均注气压力下降了1.2Mpa,部分井还有了干度,到目前3口油井日产液38.6吨,日产油14.2吨,含水63.2%,平均单井日产液12.8吨,日产油4.7吨,累计增油563.1吨,见到了良好的效果。

2.2 注汽低压井增效

九区、KD53块和K521块的部分注汽井,经过多轮次注汽后,注汽压力逐步降低、周期注汽效果逐渐变差,甚至部分气驱井和注汽井压力太低,注入蒸汽上升从稠油顶部跨越,出现越顶现象,造成提早汽窜,注蒸汽驱的波及效率进一步降低。造成稠油区块部分井采注比高,油汽比低,部分井无功采液,无效吞吐,有气窜的迹象,为此配套了热采调剖工艺。

2.2.1 氮气+泡沫热采调剖技术调剖机理

采用非凝结气体(N2),蒸汽和起泡剂形成泡沫,通过气效应叠加产生阻塞,降低蒸汽流度,封堵蒸汽窜流通道,迫使蒸汽转向含油饱和度高的部位驱替原油,从而提高蒸汽波及系数。又因为氮气具有较大的压缩系数,形成驱油的弹性能,具有较强的助排作用,因此可以在生产过程中较大地提高油井产能。由于氮气的存在,在重力分异作用下扩大注入流体在储层内的波及体积,提高蒸汽吞吐的开采的阶段采收率。

2.2.2 采用高温发泡剂调剖

工作原理:利用高温发泡剂在井中产生大量的泡沫,通过气效应叠加产生阻塞,降低蒸汽流度,封堵蒸汽窜流通道,迫使蒸汽转向含油饱和度高的部位驱替原油,从而提高蒸汽波及系数。

针对多周期注汽后,压力较低,吞吐效果较差的现象,特别是九区汽驱效果较差的井上,尤其明显。部分井在流量十几吨的情况下,注汽压力仍只有8-9MPa。可以知道,压力低,汽温也低,蒸汽从高渗透的地方窜走,容易造成汽窜。再是高渗透带洗油效率较,残余油饱和度较低,有必要调整注汽剖面,提高汽驱和吞吐效果。因此采用高温发泡剂进行调剖,提高注汽压力,增大蒸汽的波及体积。

3 结论

综上所述,稠油井注汽质量的好坏直接影响了稠油井的开采效果,为此,稠油注汽增效技术的研应用具有十分深远的意义,目前油田研制的大功率井下震源振动解堵,小排量注入泵拌蒸汽注入化学药剂,氮气调剖等注汽配套工艺,在现场应用中,取得了较为显著的效果,为今后注汽效果的提高奠定了良好的基础。

参考文献

[1]王喜泉.氮气助排在冷42块提高蒸汽吞吐效果上的应用[J].钻采工艺,2005,(01)

六中区稠油注汽效率研究与应用 第6篇

六中区油藏, 为一中孔高渗、高原油粘度, 非均质严重的砾岩油藏, 不同区块粘度差异较大, 初始状态下, 地面原油粘度2562m Pas-48367.68 (20℃) 。其中生产油井133口, 日产液580t, 日产油170.5t, 综合含水70.6%。稠油井的生产受注汽、出砂、锅炉参数、汽窜等多种因素影响, 使得部分井生产效率低, 提高热采效率成为该区块稠油生产过程中重要的工作。

2 存在问题

从现场生产情况来看, 影响该区块稠油井注汽效率及生产的问题有以下四点:

2.1 汽窜影响

因剖面上渗透率级差大, 加上初期注入速度高, 注汽强度大, 部分井转轮过快, 造成注入蒸汽沿高渗、阻力低的薄层窜流, 油藏汽窜干扰严重。

2.2 锅炉干度不达标

注汽过程中锅炉的干度、水量、温度、压力四个参数中锅炉的干度是最重要的指标, 干度能否达标直接影响到注汽质量和效果。但由于六中区部分井注汽效果较差, 存在注不进的情况, 。

2.3 出砂影响

稠油井出砂现象比较普遍, 由于地层物性差异, 加上部分井转轮过快、过频繁, 加剧了对油层的破坏, 导致出砂严重。

2.4 泵效低

由于反馈泵的特殊结构, 砂及泥糊糊会经常堵、卡泵筒, 影响泵效, 造成产量低, 不出等情况。

3 关键技术及对策研究

3.1 对策及目标

通过对影响六中区稠油注汽效率的原因分析, 制定相应的对策及措施, 见下表1所示:

3.2 对策实施

实施一:针对汽窜影响----排查汽窜井并进行组合注汽;

(1) 对2012-2013年注汽摸排的汽窜井22井次进行优化组合, 组对共13组;

(2) 实施组合注汽井9组共15口;其中直井组合注汽7组, 水平井组合注汽2组;

实施组合注汽, 未发生汽窜现象, 避免因汽窜而导致的注汽量损失4500方, 节约注汽量, 提高注汽效率;

实施二:优化锅炉参数---根据锅炉压力合理调整干度及水量;

调整锅炉干度6轮次, 保证锅炉顺利注汽, 调整锅炉水量8轮次, 保证锅炉注汽干度在72%以上;

实施三:出砂影响---采用相关技术措施。

(1) 对于出砂严重的井进行检泵排砂, 实施修井33井次, 修后注汽效果明显好于修井前, 产量提高明显, 增产油量为596吨;

(2) 由于部分井转轮过快、过频繁, 加剧了对油层的破坏, 导致出砂严重, 有针对性延长注汽周期25井次;

实施四:泵效低周期碰泵与异常碰泵结合;

(1) 初期摸排泵效低的井28口, 每月进行定期碰泵, 实施碰泵231井次。

(2) 临时异常降产井实施碰泵77井次。

实施碰泵共308井次, 有效229井次, 累积增油322t。

4 结论

(1) 减少了汽窜的安全隐患及蒸汽浪费, 同时提高了注汽效率。

(2) 对锅炉参数的优化, 提高了稠油井的注汽效率。

(3) 减轻了出砂卡泵及对底层的进一步破坏, 改善了地层生产环境。

(4) 周期碰泵与异常碰泵结合, 提高泵效。

参考文献

[1]张金芝.提高稠油油藏注汽效率技术研究[D].长江大学, 2012

[2]曾玉强, 任勇, 张锦良, 王琴, 骆骥.稠油出砂冷采技术研究综述[J].新疆石油地质;2006, (03)

超稠油提压注汽实践及认识 第7篇

一、油田概况

红山油田位于准噶尔盆地西北缘, 油藏北部与红浅1井区相连, 区内南部区域冲沟、山丘较发育, 北部区域较平坦, 地面海拔282m, 地表以戈壁砾石和黄泥为主。红山油田清水河组为超稠油油藏, 地面原油密度平均0.9620g/cm3, 50℃地面脱气原油粘度平均6239m Pas, 折算20℃时地面脱气原油平均粘度418437m Pas。实施提压注汽的区域在油藏的南部区域, 于2011年采用丛式井整体开发, 共有油井238口, 采用5台23t/h的常规注汽锅炉进行热采生产。

该区域自2011年6月开始投产, 当年投产井238口, 截止2013年11月底, 累积产油45.9968万吨, 累积产水146.8132万吨, 含水76.14%, 累积注汽168.9128万方, 油汽比0.27, 平均轮次4.5轮, 平均单井日产油1.5t, 日注汽水平1800m3/d。

二、存在问题

1. 含水上升快, 油藏递减大

研究区域投产井初期生产效果较好, 含水也比较低, 但是投产后含水上升幅度快, 至2012年底只有一年时间含水便由初期的55%上升至83.2%, 高液量高含水井增多。月产油递减达到了4.89%, 折算年产量递减达到45.2%, 远高于普通稠油的递减率[2]。

2. 注汽速度低

区块投产初期, 各注汽站之间仅有单条管线相连, 不同锅炉之间汽量无法有效调配, 时常出现不同站点之间汽量的需求矛盾, 注汽速度也无法提高, 仅有70m3/d左右, 也导致了注汽效果不佳, 影响了区块的开发效果[3]。

三、提压注汽的实施情况

2013年对研究区域进行了注汽环网改造, 新增了4条管线, 改造后每两个相邻注汽站都成为一个环网, 整个区域又形成一个大的环网, 各站之间的汽量调配问题得以解决, 具备了对整个区块提压注汽的条件, 因此, 2013年开始对整个研究区域开始进行提压注汽的矿场实验, 实施以后注汽压力和注汽速度均有了明显的提高。

四、取得的效果

1. 含水上升得到控制, 区块递减减小

2013年实施提压注汽后, 区块的含水上升速度得到了明显的控制, 2012年12月至2013年11月含水上升率仅有1.4%;从近两年递减规律可以看出, 在2013年注汽压力提高后, 递减明显减缓, 月度递减由2012年的4.89%降至2013年的3.04%, 截止2013年11月, 年产油递减仅有12.9%, 远低于普通稠油投产初期的年递减率[2]。

2. 注汽速度有了明显提升

2013年实施提压注汽后, 注汽速度由2013年前的80m3/d以下提高至2013年的120m3/d, 注汽速度提高了40m3/d, 注汽速度的提高使蒸汽的热损失减小, 注入油层的蒸汽干度越高[4]。

3. 周期间递减减小

2013年实施提压注汽后, 主要转轮周期为三轮以上的油井, 提压周期结束的共有101口井, 其中三轮18口, 四轮57口, 五轮26口, 从实施提压注汽的油井周期间生产效果对比可以明显看出, 实施提压注汽后周期间递减减小, 周期间生产效果得到了明显的改善。

4. 排水期缩短

实施提压注汽的油井和未实施提压注汽的油井相同周期的排水期也有不同程度的缩短 (表1) , 这也从侧面反映了注汽质量的提高。

5. 汽窜干扰影响减小

稠油生产不可避免的会出现汽窜干扰现象, 本次研究区域同样存在, 研究区域的地层破裂压力梯度为1.78, 折算油藏中部500m破裂压力为8.9MPa, 由此可见, 提压注汽前的井口压力已经超过地层破裂压力, 汽窜干扰现象已经不可避免, 实施提压注汽反而减少了注汽开井数, 降低了造成汽窜干扰的几率。

结论

从红山油田超稠油提压注汽的现场实践看, 提压注汽取得了明显的效果, 说明了稠油生产最主要的还是要靠注汽, 注汽质量是稠油生产的生命线, 尤其是对超稠油来说, 注汽质量的影响更加明显, 提压注汽可以说是一种最简单直接且有效的提高注汽质量的方式, 该项措施在红山油田的成功实施可以为其他类似的稠油区块高效开发提供依据。

摘要：超稠油如何有效开发已经积累了大量的先进技术, 但大部分存在成本高、难以大规模实施等问题, 本文以红山油田超稠油油藏为例, 运用了一种简单有效的办法—提压注汽来解决含水上升快、递减大、注汽速度低等问题, 提压注汽以后油藏的开发效果得到改善, 递减明显减缓, 这项实践在红山油田超稠油上的成功实施, 可以为其他类似的油藏开发提供借鉴。

关键词：超稠油,开发,注汽速度,递减

参考文献

[1]刘文章.特稠油、超稠油油藏热采开发模式综述[J].特种油气藏, 1998, 5 (3) :1-7.

[2]刘强, 杨洪, 姜平, 等.浅薄层普通稠油油藏递减规律研究[J].西部探矿工程, 2011, 8:41-45.

[3]凌建军, 黄鹂, 王远明, 等.注汽速度对蒸汽驱开采效果的影响[J].石油勘探与开发, 1996, 23 (1) :66-68.