热采工艺范文

热采工艺范文（精选8篇）

热采工艺 第1篇

1 蒸汽驱注汽井口研制

1.1 蒸汽驱注汽井口结构

蒸汽驱注汽井口主要由大四通、异径法兰、隔热管悬挂器及热采闸阀四大部分组成。热采闸阀的阀体材料采用30Cr Mo, 密封圈用螺纹连接在阀体上, 采用楔式钢性单闸板结构设计, 更适用于高温状态, 便于补偿材料热胀冷缩, 使阀门性能可靠、寿命长。

1.2 蒸汽驱注汽井口特点

蒸汽驱注汽井口采用油管悬挂器和异径法兰采用分体式设计, 可实现不压井作业。油管悬挂器与大四通之间采用多级密封。油管悬挂器内堵塞器设计, 可直接从测试阀门下入堵塞器堵头堵住油管悬挂器, 实现蒸汽驱注汽过程中采油树的带压更换。

2 双管注汽井口研制

2.1 双管注汽井口结构

该双管注汽井口主要由大四通、双管四通、隔热管悬挂器及热采闸阀四大部分组成。内外管双流道互不干扰, 在井口处不需采用任何密封件就使两流道有效分割开。

2.2 双管注汽井口特点

双管注汽井口装置是水平井注汽开采地面控制设备的重要组成部分, 是实现水平井段的脚跟和脚尖的均匀注汽的关键技术设备。水平井双管注汽井口在高温、高压注汽过程中具有可靠的长效密封与耐冲击性能, 其结构设计新颖, 体积小, 操作方便, 闸门开关灵活。

3 蒸汽驱采油井口研制

3.1 蒸汽驱采油井口结构

蒸汽驱采油井口由套管法兰、大四通、油管悬挂器、热采闸阀、小四通等零部件组成。其闸阀为手动楔式单闸板双面强制密封闸阀, 具有结构新颖、密封可靠、操作扭矩小等特点。整套井口主要零部件均采用优质合金钢和不锈钢制成, 具有耐高温、耐高压、耐腐蚀、流体阻力小等优点。

3.2 蒸汽驱采油井口特点

蒸汽驱采油井口结构设计新颖, 闸门开关灵活;稳定性、耐冲蚀性及长效密封性能均有大副度提高, 同时可确保不压井更换采油树及井下注汽管柱等高温不压井作业的实施, 避免地下油藏的冷伤害, 提高蒸汽驱开采效果。

4 高温环空测试井口研制

4.1 高温环空测试井口结构

高温环空测试井口主要由套管法兰、大四通、偏心体、热采闸阀、连接主体等零部件组成。其闸阀为手动楔式单闸板密封闸阀, 具有结构新颖、密封可靠、操作扭矩小等特点。整套井口主要零部件均采用优质合金钢和不锈钢制成, 具有耐高温、耐高压、耐腐蚀、流体阻力小等优点。

4.2 蒸汽驱采油井口特点

高温环空测试井口装置是蒸汽驱开采过程中, 采油井地面控制设备的重要组成部分。其结构设计新颖, 闸门开关灵活;稳定性、耐冲蚀性及高温密封性能均可以满足蒸汽驱采油井高温测试要求。

本井口装置连接主体与大四通采用法兰连接, 且连接主体内设计有偏心体, 通过高温轴承坐于连接主体内, 测试时, 当发生测试电缆缠绕管柱时, 可以以套管或油管中心为轴转动管柱解卡。两者之间采用高温氟橡胶密封圈密封, 从而确保了采油过程中高温长效密封。而且生产主阀可以保证采油过程中发生光杆或抽油杆突然断脱时, 及时关闭井口, 防止意外发生。

5 多分支双管采油井口研制

5.1 多分支双管采油井口结构

多分支双管采油井口装置主要由套管法兰、大四通、小四通、油管悬挂器、平板闸阀等零部件组成。井口采用六个闸阀结构设计, 大小四通直接相连, 两个主阀各管一路, 位于小四通上, 主、副两级油管悬挂器分别悬挂于大四通内。

5.2 分支井双管采油井口特点

分支井双管采油井口两个主阀各管一路, 位于小四通上, 主、副两级油管悬挂器分别悬挂于大四通内。能够满足机械、电潜泵两套采油生产作业需求;其次考虑井口的安全性能要求;第三, 井口的通用性, 标准化设计。

6 双管测试井口

6.1 双管测试井口结构

井口主要由1个油管阀和2个套管阀 (均为平板阀) 、测试阀、主阀 (内置式平板闸阀) 、大四通、23/8″油管悬挂器、双管四通、光杆密封器及31/2″油管悬挂器等组成。

双管四通的主阀采用内置式平板闸阀, 在正常生产时处于全开状态。作业时在没有抽油杆的情况下, 关闭主阀可更换平板阀 (油管阀) 或光杆密封器。主体采用四通本体硬密封, 密封性能好, 使用寿命长。主、副油管挂采用镶嵌式一体化设计, 操作简单, 可靠性高。主、副管采用双直结构, 测试仪器可直接垂直下入, 并且主、副管可以独立作业, 互不干扰。

6.2 双管测试井口特点

进行油井产液剖面测试时, 测试仪器较长, 一般双管测试井口无法通过, 并且由于是长期连续测试, 需要主管 (31/2″油管) 副管 (23/8″测试管) 可以独立作业, 互不影响, 可以提高效率及测试的连续性, 所以该井口结构设计考虑了以上特点, 主副管采用双直结构, 测试仪器可以直接垂直下入, 并且主、副管柱可以独立作业, 相互不受影响。既满足测试要求, 又可以实现检泵及更换副管等作业的要求。

7 SAGD注采一体井口

7.1 SAGD注采一体井口结构

SAGD注采一体井口由套管法兰、双管四通、油管悬挂器、三通、热采闸阀等零部件组成。其闸阀为手动楔式单闸板双面强制密封热采闸阀, 具有结构新颖、密封可靠、操作扭矩小等特点。整套井口主要零部件均采用优质合金钢和不锈钢制成, 具有耐高温、耐高压、耐腐蚀、流体阻力小等优点。

7.2 双管测试井口特点

该井口装置是SAGD开采过程中, 地面控制设备的重要组成部分。其结构设计新颖, 闸门开关灵活;稳定性、耐冲蚀性及长效密封性能均有大副度提高, 同时可确保SAGD注汽、采油过程中, 带压更换采油树的作业实施, 不需压井作业, 避免地下油藏的冷伤害, 提高SAGD开采效果。

8 结束语

(1) 高温蒸汽驱井口装置, 密封效果良好, 闸门开关灵活, 可进行带压作业, 不但节约了大量的作业费用, 而且有效地避免了压井液对油层的冷伤害; (2) 双管注汽井口的双管四通分流道设计, 实现了注汽流量的地面调节, 有效提高了水平井段难动用储量的动用程度; (3) 高温环空测试井口和多分支采油井口有效保证了热采区块特种井的测试和生产; (4) 随着稠油开采技术的大规模应用, 特种井口系列必将获得广阔的应用前景, 带来巨大的社会经济效益。

摘要：稠油油藏开采进入中后期, 为了进一步提高原油采收率, 进行了多种新工艺、新技术的现场推广应用, 为了适应新形势的需求, 辽河油田科研人员针对当前开发中应用的蒸汽驱、SAGD、水平井等新技术自主研制了一系列特种井口, 从注汽、生产、测试几个方面, 形成了具有辽河油田特色的工艺技术, 达到了国内领先水平。该系列特种井口的研制成功为蒸汽驱、SAGD、水平井技术的顺利进行提供了技术保障。

注氮气在稠油热采中的应用研究 第2篇

摘要：克拉玛依油田九区稠油油藏由于原油黏度高，埋藏浅，地层温度低，天然能量不足，随热采吞吐轮次增加，采油速度降低，存水率升高，油气比下降。为提高稠油开采效果，由北京中石恒石油技术有限公司承担完成《克拉玛依稠油注氮气辅助蒸汽吞吐效果机理的数值模拟和物理模拟研究》确定油藏物性界限条件、氮气注入方式及合理的注采参数与时机，在九五区，九八区和风城重32井区都开展大量稠油注氮气辅助蒸汽吞吐工作，以j230井区为例在08-09年共实施措施453井次，有效率为85.3%，累计产油7.58x106t，投入产出比1∶3.75，注氮气应用取得了显著效果，为稠油吞吐提高采收率提供了一条有效方法。

关键词：稠油油藏；注氮气辅助蒸汽吞吐；注入参数；提高采收率 九五区地质概况

j230井区齐古组油藏为九五区向东延伸的一部份，区域构造位于克--乌断裂上盘超覆尖灭带上，构造比较单一，底部构造形态为西北向东南缓倾的单斜，地层倾角3°～9°，为一套弱氧化环境下的辨状河流相沉积，油层中部深度420m，油层射开平均厚度9.8m，20度原油黏度在13000万mpa·s左右，该区非均质严重，油层由多个单沙体叠加而成，属大容量，高空隙，高渗透储集层。2 注氮气改善注蒸汽吞吐效果机理

（1）保持地层压力，延长吞吐周期：氮气注入油层后井底压力明显高于没加氮气井底压力，起到了补充油层能量的作用。（2）扩大油层加热带：利用氮气具有渗透性好，膨胀系数大，非凝结性等特点，携带热量进入油层深部，加大了蒸汽波及体积。（3）增加地层弹性能量有利于回采：溶解在原油中的氮气改善原油中的渗流阻力，呈游离状态的氮气形成弹性驱，增加驱动能量。（4）提高回采水率：氮气加蒸汽一起注入油层中，由于注入过程中的热损失，部分蒸汽将冷凝为热水，因氮气膨胀系数大，在回采降压阶段，起助排作用。

（5）增大泡沫油：少量溶解于稠油中的氮气以微气泡的形式存在不易脱出，形成泡沫油，而泡沫油的粘度比稠油粘度低，对稠油开采非常有利。

（6）隔热、降低热损失：油套环空注入氮气，由于氮气的导热系数低，在油套环空中起隔热保护套管的作用；还起到降低井筒中的热损失，提高井底蒸汽干度的作用。3 注氮气辅助蒸汽吞吐参数优化选择 3.1 选井条件

（1）原油黏度在10×104mpa.s左右，油层有效厚度大于8m；（2）油层系数大于0.4，原始含油饱和度大于50%；（3）油层隔层不窜、少出砂、无外围水浸等现象；（4）油层物性好，周期吞吐轮次低的井。3.2 注汽（气）量及速度

根据油井条件（油层厚度、地层压力、油层孔隙度、地下存水量等）确定匹配参数

（1）蒸汽量：蒸汽与氮气的混溶比（蒸汽∶氮气1∶0.7）单位m3；

（2）注气速度：第一、第二周期井注蒸汽速度小于120t/d，第三周期之后随轮次增加注蒸汽速度逐步提高到不大于160t/d。3.3 注入时机

依据注氮数模研究对尚未动用的新油层不宜注氮气，一般选注蒸汽在2～5周期时注氮气为最佳时机，应对高轮吞吐井选用隔轮注氮气方式。3.4 注入方式

（1）混注方式：是按1∶0.7的比例将蒸汽和氮气同时注入油层；（2）段塞注方式：是按一定的注蒸汽量注入地层后再将一定的注氮量注入地层；

（3）本公司采用固定注氮设备摆放在供热站附近，氮气经注汽管线和蒸汽一起经计量站，后分别流向多口措施采油井（混注）。4 注氮气辅助蒸汽（混注）吞吐实施效果 4.1 第一轮注氮气与多轮注蒸汽（混注）生产情况

（1）第一轮注氮气辅助第六轮注蒸汽的12口井与未注氮气同轮注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油192t，增水375t，回采水率提高43.7%，生产天数延长12.4天。

（2）第一轮注氮气辅助第七轮注蒸汽的23口井与未注氮气同轮

注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油240t，增水293t，回采水率提高19.9%，生产天数延长6.3天。

（3）第一轮注氮气辅助第八轮注蒸汽的17口井与未注氮气同轮注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油88t，增水341t，回采水率提高43.3%，生产天数延长5.3天。

（4）第一轮注氮气辅助第九轮注蒸汽的11口井与未注氮气同轮注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油345t，增水532t，回采水率提高34.5%，生产天数延长7.3天。

（5）第一轮注氮气辅助第十轮注蒸汽的4口井与未注氮气同轮注蒸汽邻井周期对比，平均单井增油635t，增水817t，回采水率提高46.4%，生产天数延长45.9天。

4.2 连续两论注氮气与多轮注蒸汽（混注）生产情况

（1）连续两轮注氮气辅助第4～7轮注蒸汽的23口井，平均单井增油254t，增水889t，回采水率提高12.2%，生产天数延长31.3天。

（2）连续两轮注氮气辅助第8～10轮注蒸汽的32口井，平均单井增油148t，增水553t，回采水率提高17.5%，生产天数延长26.7天。注氮气辅助蒸汽（段塞注）实施效果

段塞注的原理：后段注入的氮气推动前段的蒸汽进入油藏深部，在运动和高压作用下氮气与蒸汽充分的混合带动热量进入油层更深部。油井注汽结束后投入生产时，随着地层压力降低，被压缩存

储在地层中的氮气体积会迅速膨胀，产生较大的附加能量，加速驱动地层中的原油及冷凝水迅速排出来。同时在重力分异作用下，氮气会从油层底部向顶部运移，最终聚集在构造的较高部位，形成次生气顶，增加原油附加的弹性气驱能量，驱动原油流动，增大了驱油面积。

对16口段塞井与相邻区块199口混注井的实验，产油量、回采水率、生产天数都比混注方式好。如表1。表1 段赛注与混注对比

` 通过注氮数模研究和现场实践证明段塞注蒸汽波及体积大于混注蒸汽波及体积，段塞注热量利用率也高于混注热量利用率，所以段塞注方式好于混注方式，但受固定注氮设备不能随时移动的影响和井场管网及热注吞吐周期限制，不可能大面积开展段塞注方式，只能采取混注方式，随着市场的需求公司会引进大型车载移动注氮设备，解决当前不能大面积开展段塞注方式的问题。6 结论及认识

（1）通过物模实验研究及现场实践效果分析，克拉玛依浅层稠油油藏注氮气改善开发效果的主要机理为：①泡沫油机理；②增加地层弹性能量，有助于回采；③改善蒸汽体积，④保持地层压力，延长吞吐周期。

（2）通过数值模拟研究及现场应用，确定了九区注氮气辅助蒸汽的各项合理参数；得出当油层注汽（气）速度大于油层吸汽（气）速度易井底憋压、油层压开裂缝是造成油层大通道、井窜、出砂的主要原因。

（3）增加移动（车载式）注氮设备开展大面积段塞注方式注氮，通过油套管环空充氮气起隔热保护套管的作用，也能降低井筒热损失，提高井底蒸汽干度。

（4）稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐可以改善开采效果，为提高油层动用程度，扩大蒸汽波及范围提供了有效手段；为减缓稠油产量递减提供了一条有效途径。参考文献

稠油热采工艺技术研究分析 第3篇

关键词：稠油,热力采油,建议

一、稠油热力采油技术特点

稠油是当前我国原油产量构成的重要组成部分, 因此稠油采油工程技术的发展不仅关系到我国石油开采技术水平也影响着我国经济的发展。

因稠油具有沥青质、胶质含量高、粘度大、流动困难等特征, 常规方式几乎无法开采。上世纪八十年代初, 蒸汽吞吐技术的突破, 开启了我国稠油油藏全面开发的序幕。

热力采油与常规方式采油工艺不同。

热力采油需投入设备比常规开采多, 且热力采油耗能较大, 热采稠油开采成本高于常规开采成本。

热力采油开采过程的各个环节中, 温度与压力都非常高, 因而对采油设备、工具的耐高温、耐高压性能提出了更高要求。

热力采油开采后期, 储层出砂逐渐严重, 井下技术状况逐渐恶劣, 采油工艺难度日益加大。

二、热力采油工程技术

纵观当前我国的热力采油工程技术, 分为蒸汽法和火烧油层两种方法, 而蒸汽法又可以分为蒸汽吞吐和蒸汽驱两种具体方法。

1. 蒸汽吞吐技术

蒸汽吞吐技术是当前国内采油技术发展的较为成熟的一种, 无论是操作过程, 还是出油质量都得到了一定的保障, 被很多采油企业所采用所谓蒸汽吞吐就是向油井注入一定量的蒸汽, 关井一段时间, 待蒸汽的热能向油层扩散后, 再开井生产的开采方法。蒸汽吞吐的开采机理是通过注入蒸汽, 加热近井地带的原油, 稠油温度升高粘度大幅下降, 流向井底的阻力变小;对于油层压力较高的油层, 油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来, 成为驱油能量;对于厚油层, 热原油流向井底时, 除油层压力驱动外, 还受到重力驱动作用。一个完整的吞吐过程应当是包括三个阶段的, 即注蒸汽、焖井和回采, 这三个阶段相辅相成, 缺一不可, 共同组成蒸汽吞吐技术。该技术的优点在于操作简单, 易上手, 但其本身也存在着固有的缺点, 如蒸汽吞吐为单井作业, 依靠天然能量开采, 随着吞吐周期数的增加, 周期产量、油汽比均逐次降低;且蒸汽吞吐作用半径小, 一般为30m左右, 故采收率较低。

2. 蒸汽驱技术

蒸汽驱技术一般是按照开发研究方案, 选择适宜的井网, 通过在连续不断地给注气井注气, 这里注入的气体不仅包括水蒸气, 通常还有含烃蒸汽或者烃气等, 这一气体一经注入会在井的周围形成蒸汽带, 通过形成的蒸汽带该地底下的石油进行加热, 使其逼近到井底附近便于产出。该技术相对于蒸汽吞吐技术来说, 可以被看做是前者的升级, 因为其不仅操作简单, 出油量比前者也多出很多, 蒸汽驱技术通过大量运用热力学原理, 使得原油在受到巨大热作用的情况下, 聚集到井底附近, 更易于开采, 也进一步降低了石油开采的难度, 对于石油开采业来说, 是一个重要的技术突破。

3. 火烧油层技术

所谓火烧油层从字面意思理解就是通过火烧的方式, 使得油层燃烧起来的一种采油技术。具体来说, 就是通过向井下注入气体, 但是这里的气体不同于上述两种技术的气体, 火烧油层技术一般是向井下注入空气、氧气以及富氧气体这些利于燃烧的气体, 气体注入到一定的量后, 由于这些气体本身是可燃性气体, 又加上不断增加的压力, 会促使气体自燃, 进而引起石油的燃烧。实践中, 也有的采油队伍是直接在油井中放入点火装置, 更加直接有效地保证原油燃烧, 燃烧的过程是一个放热的过程, 这种技术的关键就是利用原油燃烧过程中, 释放的大量热能来开采未燃烧的石油。这种技术在操作上并不简单, 最为关键的就是燃烧过程中石油的维持时间问题, 时间太短没有达到燃烧目的, 时间要过长, 就不好采出石油。因此, 该技术仍在不断地完善当中。

三、热力采油过程中存在的问题

注蒸汽开采过程中, 由于储层的非均质性及蒸汽的超覆现象, 汽窜极易发生。

注蒸汽开采过程中, 因蒸汽的反复冲刷, 储层及井下技术状况不断变差, 出砂、套损井逐渐增多, 影响油井正常生产。

热力采油开采成本日益增高, 产量逐年下降。

四、对稠油热采工艺技术发展的建议

近年来, 稠油开采吨油成本不断攀升, 有些石油开采企业, 有意识地降低稠油开采投入以缓解成本紧张的压力, 这样势必造成稠油热采工艺技术研究投入的降低, 不利于稠油热采工艺技术发展, 建议规划部门专设资金用于稠油热采工艺技术研究, 建议研究人员针对降低稠油热采成本及当前热采过程中出现的问题开展研究。

结束语

稠油热采工艺技术在我国的稠油开采中应用广泛, 对我国的石油事业的发展提供了巨大的技术支持。但随着开采的不断深入, 油藏及井下技术状况越来越复杂, 开采难度不断加大, 制约了稠油热采技术的发展, 建议针对目前存在的问题加大研究力度。

参考文献

[1]朱敏.采油工程技术的发展趋势探讨[J].中国化工贸易, 2013, (6) :78-79.

[2]赵黎明.浅谈ANSYS技术在油田地面工程建设中的主要应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, (18) :67-68.

浅薄层稠油热采新工艺关键技术探讨 第4篇

关键词：薄层稠油,热采工艺,技术探讨

稠油开采现状

我国稠油资源多储于胜利油田、辽河油田和新疆油田。随着经济形式变化, 稠油开发越来越占有重要地位, 辽河油田为国内最大之稠油生产基地, 稠油产量达到700万吨以上。

一、稠油热采工艺技术

热力开采主要需降低粘滞性, 通过加热提高温度促使粘性降低, 然后是利用油热弹性释放, 油矿遇热而发生膨胀现象, 从而增加弹性驱动性, 利于稠油的开采[1]。

在稠油热力开采技术中, 注蒸汽技术是目前应用最广泛的, 主要两种表现形式是蒸汽吞吐和蒸汽驱技术。蒸汽吞吐原理是通过提高温度降低稠油粘滞性, 它依仗溶解、重力以及蒸汽的驱升力量等开采稠油。此工艺特点是反应迅速, 地层不必互相连接, 一井可单独吞吐操作, 但当地层压力趋小时, 周期延长, 油井附近油饱和降低, 影响生产能力[2]。

蒸汽驱工艺是通过不间断注入蒸汽, 热能源源不断输送给地层, 连续驱动原油向生产井流动。蒸汽驱工艺技术在提高稠油开采率方面占有大部分比例, 尤其适用超稠与沥青沙油矿开采。蒸汽驱工艺受地层封闭性影响, 有时产生纵向波以及效率低、随热流失油源等现象, 现在一般采取有机胶以及水泥封闭气井深道。

对于3-10mm的浅薄层稠油, 目前我国常用的开采形式是蒸汽吞吐和蒸汽与热力驱, 火烧和电热化学热等技术, 世界范围绝大多数热采油田是以蒸汽作为热力源进行开采的。随着科技进步与石油开采的新形势, 不断有新技术新工艺应用于开发中[3]。

二、稠油热采新工艺技术探讨

在原有稠油热采工艺技术基础上, 经过科研人员的不断研究及实践, 针对不同区块、油层特点, 对工艺技术进行完善、革新, 研发出了许多新的稠油开采技术方法。

1. 整体蒸汽吞吐技术:

近年来, 为了增加传统工艺技术的效果, 开始采取多井整体蒸汽吞吐;利用多井结合注汽、形成井下温度源, 控制汽窜, 降低热量损耗, 增加热利用效率。

2. 添助剂蒸汽吞吐技术:

注蒸汽丙烷技术, 在蒸汽中添加丙烷、CO2等气体添加剂。丙烷作添加剂时, 据试验平均最大压差, 可提高蒸汽注入能力3倍, 油质质量也相应提高;注入氮气辅助蒸汽吞吐, 利用氮气导热系数低的特点, 注蒸汽室在油套环空注入氮气, 可以减少井筒热量损耗, 同时降低套管温度并保护套管。氮气将向上超薄蒸汽与油层顶端的岩层分开, 进而降低覆盖层热损耗。

3. 重力辅助火驱技术:

重力辅助火驱实际上结合了蒸汽驱替、烃混相驱多种驱替工艺, 因而也是采集率相对较高的热采技术, 但由于技术复杂, 投资也高, 对地层条件要求高, 目前应用范围有限。重力辅助火驱技术优势是把火烧油与水平井的特性结合起来, 并很好解决了火驱燃烧慢、持续难、氧气突破、出砂较多等不足。

4. 水平压裂蒸汽驱技术:

近年来发展起来的蒸汽驱新方法, 强调建立注采井的水动力互通, 与油层底部铸成通路, 蒸汽重力分开提高加热能力。此技术除了常规蒸汽驱原理外, 一般分完井、生产吞吐、裂缝预热、传统注汽以及扫油期四个实施阶段。该技术形成较高采收率, 突破了蒸汽驱选井界限、出砂多、多井铺开等不足, 逐个井展开, 节约成本, 增加效益[4]。

三、稠油开采技术展望

随着深层、浅薄层及稠油开采中后期面临的问题, 分层注采、水平井蒸汽吞吐、辅助重力泄油、注入气体溶剂萃取、多井整体吞吐等技术将不断应用于稠油开采过程中。其中重力辅助火驱技术, 突破了火驱技术在开采过程中的局限;SAGP技术和注入气体溶剂萃取技术, 可以降低水能量的需求和依赖。也有的技术已经在油田应用, 如CO2辅助蒸汽吞吐就在辽河油田取得很好的效果。

随着科技进步, 轨迹控制可以达到蒸汽辅助重力泄油技术要求, 在完井和管强度有了进步革新, 其可能成为稠油最好的工艺技术。今后稠油技术方向可能会倾向于水平和复合井, 通过较多的侧向进入油带, 怎样充分利用水平于复合井技术在增加采收率, 是以后热采重要技术方向。

随着SAGD和VAPEX的发展和完善, 结合两者的优势采取新的稠油开采工艺;蒸汽溶剂交替技术, 也即交叉注入蒸汽与熔剂, 作用在于使得开采企业原油能量减至最少。蒸汽溶剂交替的基本井深结构与SAGD技术的井深结构基本相同, 由其发展并相辅相成的SAGP、VAPEX技术, 也具有很好的发展潜力。

蒸汽吞吐开采稠油油层, 到了中后阶段, 如何提高吞吐效果, 应用现代的合理的技术工艺, 与钻进技术结合, 以适应二次热采技术。如何改进某些油层不适合蒸汽驱技术, 考虑诸如热水驱、火烧油层、电磁加热等热采技术, 以及综合利用各技术优势, 增加采收率, 这是未来稠油热采技术今后发展趋势。

结语

由于地质工况不同, 单一的稠油开采技术不可能完美无缺, 都有特定的局限性和适应性。实际工作中, 有赖于科研技术人员针对不同地层、油带及其他情况, 因地制宜, 综合考虑, 制定最为适合本油田、本区块的工艺技术, 以提高稠油采收率为最终目标, 积极开展稠油开采新技术研发与试验, 形成行之有效的新技术新工艺新方法, 服务于稠油开采。

参考文献

[1]王闻.稠油开采工艺[M].北京;石油工业出版社, 1999, 9.

[2]李中文.注蒸汽技术研究[M].北京;石油工业出版社, 2002, 6.

[3]刘丽.薄层稠油开采的实际问题[J].武汉工业大学报, 2006, 8, 10.

热采工艺 第5篇

关键词：井口,原油,天然气,脱硫,PROII

1 概述

随着胜利油田油气藏开发进程的逐步深入, 稠油热采规模的不断扩大, 部分采油厂热采井出现不同程度的硫化氢含量上升趋势, 含硫化氢油井逐渐增多, 浓度逐渐升高。以孤岛采油厂为例, 目前已有16口井天然气中硫化氢含量达到150ppm以上, 由于原油中含硫化氢使的溶液呈酸性, 加速了腐蚀, 另外硫化氢腐蚀可造成碳钢管线的氢脆、断裂和穿孔, 给生产带来很大安全隐患, 硫化氢气体扩散对周围环境造成较大影响, 拉油罐车在运输过程中有硫化氢气体逸出对沿线的人员造成安全隐患。因此开展井口原油和天然气中硫化氢脱除工艺技术的研究势在必行。

2 稠油热采井口采出液特点分析

稠油采出液中硫化氢分布在原油、水、气中, 由于硫元素种类和分布形态的多样化的影响, 给采出液中硫化氢的测试带来较大困难。通过查看现场生产数据, 发现单井中的伴生气较少, 原油含水较多, 气油比大约在1:17.5左右, 含水量在90%以上, 采出温度在40~60℃之间, 采出压力在0.5~0.6MPa之间。通过取样检测油样发现, 使用热采的井口的稠油粘度很高, 一般在5Pas以上, 流动性差。

单井稠油粘度大、气液比小等特点, 使原油中的硫化氢向气相中转移释放困难, 且现场空间资源有限, 无法进行掺稀降黏, 增加了硫化氢脱附难度。

所以对脱硫工艺提出了, 脱硫工艺简单、装备紧凑撬装、体积小, 可以进行整体运输。

3 井口一体化脱硫工艺

原油井口生产设施少, 单井相对独立, 气液比低, 且不具备掺稀降黏因此井口原油脱硫装置要求装置简单, 占地面积少, 配套设施少。基于以上要求提出采用原油气提脱硫+天然气脱硫净化的一体化脱硫工艺。

含硫单井来液通过粗分水后, 原油加热, 从气提脱硫塔第一块塔板进入, 依次经过塔内各层塔板, 与从气提脱硫塔底部进入的净化天然气逆流接触, 原油中的硫化氢通过扩散作用进入到天然气中;分离出来的水从气提脱硫塔下部进入, 依次经过塔内底部塔板, 与从气提脱硫塔底部进入的净化天然气逆流接触, 水中的硫化氢通过扩散作用进入到天然气中;含硫天然气从塔顶进入天然气脱硫塔, 在塔内经过脱硫剂处理将硫化氢脱除, 净化天然气从塔顶出来后经过增压风机增压后进入气提脱硫塔, 气提含硫原油, 重复循环, 剩余的净化天然气与脱硫后的原油在混合器内混合后外输。

4 工艺模拟

工艺流程中脱硫过程分为原油气提脱除硫化氢和天然气中硫化氢的脱除, 其中原油气提脱除硫化氢受到气提气量、气提压力、塔器内部结构、原油温度等关键因素的影响, 而天然气脱硫净化处理目前工艺技术相对成熟, 有诸多的工程实践经验, 对于小气量、低含硫的单井天然气, 其潜硫量相对较低, 采用氧化铁、氧化锌等干法脱硫工艺具有设备少, 流程简单, 配套少, 操作方便等优点, 适合井口脱硫处理。针对原油气提脱硫工艺采用PRO II软件进行了气提气量、压力、塔板数、原油温度的模拟研究, 探索其相互影响规律。通过选取孤岛某口井采出液的物性作为模拟的输入边界条件。

4.1 基础参数

温度:50℃压力:0.6MPa

原油量:4t/d水量:55t/d

原油性质:通过实沸点蒸馏曲线、粘温曲线得到

天然气含硫化氢量:4000ppm

原油组成:

天然气组分:

目标:原油中硫化氢含硫小于60mg/kg

4.2 模拟结果分析

从图中可以看出随着原油温度的增加, 脱硫效果变化明显。考虑到采出液中水含量较多且水的热熔大, 所以采取油水分开加热分别进塔。通过实验表明水中含硫化氢很容易气提, 所以原油从气提塔上部塔板进入, 水从气提塔下部塔板进入, 在保证原油温度、粘度和不影响气提脱硫效果的同时较少能耗。

从图中可以看出, 随着气提塔塔压的升高, 原油脱除硫化氢效果变差。随着压力的升高, 天然气中硫化氢的分压相应升高, 不利于硫化氢向天然气中扩散, 从而造成原油中硫化氢含量升高, 因此, 在实际流程设计时, 在能够满足原油外输和天然气净化处理的条件时, 尽量降低气提压力, 利于原油脱硫效果。

5 结论

为解决原油天然气中由于含有硫化氢对生产和人员而造成的影响, 以原油和天然气脱硫为解决途径, 结合井口生产的特点和输送工艺的不同, 提出了井口原油天然气一体化脱硫工艺, 并针对原油气提脱硫进行了工艺模拟, 研究了气提气量、压力、温度等因素对气提脱硫效果的影响规律和关系。

本文模拟计算为气液完全平衡, 但在实际生产运行中原油黏度, 含水等因素会对气提脱硫效果产生一定影响, 在高含水情况下存在水包油型乳化现象, 低含水状态下存在油包水型乳化现象, 这些都会造成在脱硫塔内无法达到完全的气液平衡, 降低脱硫效果[4], 因此应当进一步开展这方面的相关理论与实验研究, 为工程设计提供可靠地数据参考。

参考文献

[1]冯叔初等.油气技术与矿厂加工[Z].

[2]孔伟等.塔中油田汽提法原油脱硫化氢工艺技术.天然气与石油, 2012 (06) :34-35.

[3]王遇东等.天然气处理原理与工艺[Z].

热采锅炉节能改造 第6篇

近年来, 各油田为降低热采成本、提高重油开发综合经济效益, 加大了注汽锅炉节能技术研究, 推广应用了多种注汽锅炉余热回收技术, 取得了显著经济效益。

从注汽锅炉的烟气回收实际使用的换热技术来看, 主要有使用常规的光管换热器、针型管换热器和翅片换热器, 也有使用热管换热器来实现的。从烟气余热回收利用的方式来看, 根据被加热介质来分, 主要有利用烟气余热预热助燃空气、利用烟气余热预热燃料油, 以及利用烟气余热预热锅炉给水。

烟气余热预热空气、烟气余热预热燃油两种方式的工艺过于复杂, 初期投资较大, 系统操控不方便。而烟气余热预热给水的工艺相对简单, 只要系统参数控制得当, 完全能满足降低锅炉排烟热损失、提高锅炉热效率的要求, 比较适合油田注汽锅炉的实际运行情况。

胜利油田在燃油注汽锅炉上采用针形管换热器利用烟气余热对锅炉给水加热, 将柱塞泵入口的水温实现了25℃的温升, 按照蒸汽吸收的热量相当于提升了4%的热效率, 每台锅炉每月节油29t, 节能效果明显。河南油田利用在燃油注汽锅炉上采用针形管换热器利用烟气余热对锅炉给水加热, 燃油锅炉排烟温度由240℃降至180℃, 锅炉热效率由85.1%上升至88.11%。河南油田发现当采用热管技术进行余热回收时, 由于热管换热技术受烟气温度的影响, 当排烟温度较高时, 热管的寿命较短。

总结各油田烟气余热回收技术的改造效果和工艺难易程度来看, 利用烟气余热对锅炉助燃空气和燃料油预热工艺比较复杂, 操控比较困难, 提升锅炉热效率的空间有限, 利用烟气余热对锅炉给水加热方案比较切实可行, 取得较好的经济效益。

二、冷凝换热余热回收节能技术

上文所叙述的目前常规余热回收技术, 限于酸露点的限制, 只能回收部分烟气中的显热, 烟气中的深度显热和占很大比例的潜热还没有回收。冷凝换热余热回收技术是解决低温腐蚀问题后大幅度利用烟气显热, 并利用烟气中的水蒸气潜热的烟气余热回收技术。

目前, 在锅炉行业中, 由于煤、石油、天然气等燃料中均含有硫, 燃烧时通常会产生硫氧化物, 硫氧化物与水蒸气结合后即形成硫酸蒸汽。当锅炉尾部受热面的金属壁面温度低于硫酸蒸汽的凝结点 (称为酸露点) , 酸蒸汽将凝结在受热面表面, 就会在其表面形成液态硫酸 (称为结露) , 对受热面造成酸性腐蚀。

近年来, 以天然气为燃料的冷凝换热技术已经解决了天然气锅炉的低温腐蚀问题, 为实现深度余热回收, 大幅度提高锅炉热效率提供了可能。以下分析以天然气为燃料的油田注汽锅炉应用冷凝换热技术进行深度余热回收的潜力。

天然气主要成分为甲烷, 燃烧后会产生大量的水蒸气, 根据天然气成分含量不同及混合用空气湿度的不同, 烟气中含水蒸气量有所不同, 水蒸气体积份额最高可达28%, 其燃烧化学方程式为CH4+2O2=2H2O+CO2+热量。由此可知, 每燃烧1m3的天然气大约可得到2m3的水蒸气, 水蒸气的汽化潜热大约为燃气低热值的11%。这意味着当燃气燃烧每提供100kW显热时, 同时也提供了11kW的潜热, 而且这部分热量无论是否被利用总是存在。

在燃料燃烧过程中, 存在两个热值概念, 一个是低位发热量 (在我国使用) , 一个是高位发热量。高位发热量是指燃料完全燃烧后冷却至原始温度时放出的全部热量, 其中包括燃烧产物中水蒸气冷却凝结放出的汽化潜热。而低位发热量为燃料完全燃烧后放出的全部热量中扣除水蒸气的汽化潜热后所得到的热量。而锅炉的热效率, 是指送入锅炉的燃料所产生的热量 (低位发热量) 被锅炉有效利用的百分比。由此可见, 如果能够吸收锅炉烟气中的汽化潜热, 就可以使锅炉的热效率超过100% (按低位发热量来计算) 。

以辽河油田某注汽锅炉上所采集的天然气为例, 其低位发热量为33.24MJ/m3, 高位发热量为37.16MJ/m3, 两者相差为3.92MJ/m3, 占高位发热量的10%以上。水蒸气的冷凝温度取决于排烟中水蒸气分压力的大小, 即与天然气成分和燃烧状况有关。燃用天然气的设备, 排烟中水蒸气容积份额一般为15%~19%, 烟气中水蒸气所携带的热损失占整个排烟热损失的55%~75%。

在天然气利用设备尾部增设烟气冷凝换热装置, 将排烟温度降到烟气露点温度以下, 不仅可以利用排烟显热, 还可利用天然气燃烧时产生的大量水蒸汽凝结时放出的大量潜热, 同时凝结液对烟气中COX、NOX、SOX等污染气体还有一定的吸收作用, 从而节约能源, 并减少有害气体排放。

目前油田使用天然气燃料的注汽锅炉, 运行时排烟温度在180~220℃, 锅炉给水进口水温在20~40℃。如果应用以冷凝换热为核心的深度余热回收技术来预热锅炉给水, 节能潜力在10%~12%以上。

参考文献

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[3]方云.稠油热采注汽锅炉节能降耗技术[J].油气田地面工程, 2008, (3) .

[4]吴畅毅, 叶勇军, 寇广孝, 王汉青.冷凝式供热锅炉的节能特性分析及应用[J].建筑热能通风空调, Aug.2006.60~63Vol.25No.4.

稠油热采单井计量装置 第7篇

1 工艺流程及工作原理

1.1 工艺流程

工艺流程图如图1所示。本工艺利用G L C C多相流量计量装置取代了气液分离器、气液计量仪表等相关设施, 使计量站的流程得到了很大的简化, 提高了汽液测量的精度。

1.2 工作原理

GLCC的工作原理图如图2所示。管柱式旋流气液分离器 (GLCC) 是一个气液两相分离器, 由一个倾角向下的管道从切线方向与一个垂直的管道相连, 无可移动部件和其它内部装置。气体和液体分离后分别从直管的顶部和底部排出, 气液相混合物是由旋流转动产生的离心力以及重力进行分离。密度大一些的液相沿着直管的管壁到了底端。稍轻的气体到了

涡旋的中央, 形成一个倒圆锥型的涡流面, 从顶部分离出来, 从而实现油井产出物的气液分离。旋流分离器按要求具有良好分离效果的关键是:对整个管路系统进行分析、确定其气液流动特性、建立正确的气液分离模型和确定正确的控制方案。

2 室内试验

为确保GLCC多相流计量装置的工作可靠性和稳定性, 进行了多项试验, 图3为实验室的测试流程图。试验条件确定为:实验室提供的气量为0～3.7m3/min可调;水流量为0～11.2m3/h可调;油流量为0～11.2m3/h可调;最大压力为0.8MPa (表) 可调;操作压力0.42MPa (表) 可调;操作温度为20℃。

该实验室可以模拟层流、雾状流、段塞流、泡状流等流型, 并可涵盖辽河油田所有的现场工况。控制系统设定点回路调试:最优化液位压力设定点、PID调节值, 分别在最大/最小气相、液相流量下测试系统各参数的控制情况。

为了直观的观测分离效果, 按照GLCC多相流计量装置中的GLCC分离器图纸, 加工了一个相同尺寸的分离器, 并将该分离器中部换装透明管用作试验研究, 以实时观测液位变化和分离情况。下图为试验中的仪器, 可以很清楚的看到旋流场。根据现场的试验工况, 对控制回路的各个调节参数进行了优化。

(1) 实验室流量测试:针对我油田的现场实际工况, 在实验室进行了现场工况的模拟试验, 在试验中测试了多相流计量系统的误差范围。试验目的:相互检查和校正试验室和GLCC多相流计量装置上所采用的液体质量流量计。试验结果表明, 流量计都处于正常工作状态。

(2) 以水和气混合物作为输入量, 确定G L C C系统的分离效果和系统的测量精度。结果表明:GLCC系统达到预期的分离效果, 即液中含气率1%～2%;水的计量精度可以达到±1～2%;气体的计量精度可以达到±1～3%。入, 确定GLCC系统的分离效果和系统的测量精度。在输入混合物时考虑了不同含水率和不同含气率对计量装置计量精度产生的影响。结果表明:GLCC系统达到预期的分离效果, 即液中含气率1%～2%;油的计量精度可以达到±1～3%;水的计量精度可以达到±1%～3%;气体的计量精度可以达到±1%～3%。

3 现场试验

为了不影响站内的正常生产计量, 采用与站内生产同步进行计量的办法。取每口井30分钟内的气液累积量分别进行比对。在进行计量前, 为了保证所取数据的可靠性, 每测量一口井的数据就要对站内的气液管线进行清扫, 时间大约为20～30分钟。在30分钟的计量过程中, 取得2个液样, 采用人工化验含水率的办法, 计算平均含水率, 与多相流计量装置所测的30分钟内的平均含水率进行对比。所取数据与比对结果如表1。

4 结论

通过对GLCC多相流计量系统分离效果的研究, 研制了一套适合移动式单井计量装置, 通过室内试验和现场试验, 验证了计量装置的实用性, 试验精度3%, 达到理想的预期目标, 为油藏动态管理提供可靠的依据, 最终保证生产的良好运行。

(3) 以油、气、水三相混合物作为输

参考文献

[1]张修刚, 张钦明, 王栋, 林宗虎.应用Coriolis流量计测量油水两相流质量流量和含水率[J].工程热物理学报, 2004, (06)

[2]吕宇玲, 陈振瑜, 崔彬澎, 赵庆军, 杜胜伟, 何利民.多相流相分率测量技术研究进展[J].管道技术与设备, 2002, (05)

[3]王莉田, 王玉田, 史锦珊, 侯培国.原油含水率测量仪的研究[J].传感技术学报, 2000, (01)

热采产出液处理技术新方案 第8篇

2009年底, 中国海上已发现原油地质储量47108m3, 其中稠油达到32.9108m3。目前渤海油田地下原油黏度大于400 m Pas的稠油探明地质储量达2.3108m3, 开发潜力巨大。但是目前的稠油冷采方式整体采收率较低, 以南堡35-2油田南区为例, 采出程度不足2%, 寻求有效的稠油开采方式是稠油开发工作的重中之重。

南堡35-2油田B平台所实施的多元热流体吞吐工艺, 导致油井放喷时产气量增大, 同时产出气体主要成分为氮气。伴注的化学药剂、惰性气体在增加多元热流体体系稳定、增强驱油效果的同时, 存在以下问题:

1) 产出物影响原油破乳脱水效果, 造成生产水不达标, 外输原油含水不合格, 放喷期间生产水含油达到2110-6;返出气体中的大量氮气导致燃气锅炉无法以伴生气为燃料, 以及火炬熄灭。

2) 放喷初期日产气量最高达到16 353 m3 (标态) 左右, 超出计量分离器的处理能力, 无法准确计量, 无法为后续吞吐作业提供有效的数据支持。

3) 随着产液量大大增加, 产液在流程中的停留时间缩短, 导致放喷气体中携带大量液体, 造成冷放空气体携液, 对环境造成影响。

4) 放喷气体通过冷放空时由于高度不够 (冷放空高度41 m) , 气体可能聚集在平台周围, 对平台人员安全和作业安全造成威胁[1]。

针对应用现有流程进行多元热流体吞吐井放喷存在的风险及制约因素, 为了降低安全风险和提高处理能效, 解决放喷期间存在的种种问题和隐患, 通过反复论证和优化, 最终确定了改造方案。

热采放喷产出物经过新增放喷处理流程进行初步气液分离, 气体通过钻机模块天车进行放空, 产液进入原油处理流程, 消除气体对燃气锅炉及火炬的影响;通过药剂优选及对比试验, 提高原油处理效果, 最终达到生产水及原油外输含水合格要求。实际应用过程中此放喷流程经过了热采放喷井的实际检验, 解决了放喷产出物处理难题。

2 处理工艺方案设计

2.1 简述

1) 本次改造增加分液罐1台, 并将套管气通过钻机模块分液罐的6 in (1 in=25.4 mm) 排放口进行脱气处理。

2) 每口多元热流体吞吐井套管出口增加2 in管线去分液罐入口;分液罐入口管线将为后期调整井预留接口。

3) 增加1台分液罐 (位于下甲板计量生产管汇A/B处) , 分液罐具备气相和液相计量功能。

4) 分液罐液相出口管线与闭排系统连接, 并为进海管设置预留口。

5) 分液罐气相出口管线连接:第一段分液罐气相出口引入钻机模块修井机下部, 第二段采用6 in软管 (修井机为移动设备, 软管滑动托架) , 第三段主甲板至下甲板分液罐处。

2.2 设计工艺处理流程 (图1)

计量分离器气相新增管线至分液罐气相出口, 可以满足2口多元热流体吞吐井同时放喷的需求, 1口井利用新改造放喷流程, 另1口井利用计量分离器放喷。

新流程中, 在分液罐的入口安有1个SDV, 当分液罐出现液位高高、低低或压力高高、低低时, 此SDV将会关闭[2]。

2.3 新增工艺处理控制系统及安全设施

2.3.1 新增分液罐压力及液位控制

罐体液相出口选用质量流量计, 将流量信号传到中控显示, 并设有调节阀来控制罐体液位;罐体气相出口管线上选用带有温压补偿的孔板流量计得到气量数据, 并有调节阀调节罐体压力。为保护罐体, 设置2个并联的安全阀, 一用一备, 管线连接到闭排管汇[3]。

2.3.2 新增中控点

新增设备需要增加PCS系统的AI点6个, AO点2个;ESD系统的AI点2个, DO点2个。所有点增加到中控室新增控制柜或卡件中。

2.3.3 新增设备电缆走向

经过现场调研, 由于新增分液罐附近可利用电缆桥架空间有限, 所以考虑在分液罐旁边加1个接线箱, 将罐体上新增仪表设备的电缆接到接线箱, 汇集成1根10PR的HOFR缆和1根5PR的FS缆, 可沿附近电缆桥架进入中控室。

2.3.4 安全

由于分液罐含有可燃气液等介质, 建议增加水喷淋对其进行保护。分液罐位于平台最大火区FZ-11内。经计算, 增加分液罐后, 火区所需水量373.7 m3/h较目前平台消防泵365 m3/h@1200 k Pa (G) 多了8.7 m3/h。根据原厂家的消防泵曲线图, 当消防泵排量达到373.7 m3/h时, 泵扬程和效率下降很小, 变化不大, 仍然在优先工作区内, 因此, 原平台消防泵可以满足改造后水量要求;同时保护该区域的雨淋阀DV-6002及管线也可满足改造水量要求。因此, 只须在雨淋阀DV-6002后增加相应的管线及喷头保护分液罐[4]。

2.4 分液罐

分液罐橇块极限尺寸为2000 mm2000 mm4500 mm, 分液罐选用立式结构, 罐体尺寸为ID1200 mm2800 mm。此种结构的优点是占用空间小, 满足空间布置要求。利用高压软管连接解决了钻机模块钻修井过程中井架移动影响放空的问题。

分液罐设计条件:

◇气体流量:10104m3/d (标态)

◇液体流量:520 m3/d

◇工作压力:1800 k Pa (G)

◇工作温度:90℃

◇流动气体密度:大部分气体为氮气 (相对分子质量:28, 在此温度和压力下密度为18.0 kg/m3) 。

◇流动液体密度:液体密度为900 kg/m3。

按API规范12J《油气分离器规范》, 考虑液体流量, 取罐体直径1.2 m;实际设计中取罐体总高度2.8 m, 满足分离要求。

结合液体停留时间及所选用的丝网除沫器, 分液罐每天气体处理量为55 793 m3。

3 流程改造及药剂评选解决的问题

3.1 增加放喷流程机动性

新流程在放喷时可以和计量分离器互为备用。当分液罐由于某种原因暂停使用时, 放喷可以通过计量分离器进行, 这样保证了放喷作业的连续性。如果2口井同时放喷, 可以满足2口多元热流体吞吐井同时放喷的需求, 1口井利用新改造放喷流程, 另1口井利用计量分离器放喷。

3.2 提高计量准确度

在没有进行放喷流程改造之前, 多元热流体吞吐井放喷时通过平台计量分离器计量, 由于大量气体的冲击影响, 计量液位不容易稳定, 计量结果也不精确, 放喷井通过计量分离器读取的产量数据和闭排罐检尺的核实产量相差较大。目前可以实现二次计量, 提高了计量的精度, 即放喷井液从分液罐液相出口出来后进入计量管汇, 再利用计量分离器计量一次。此时因为大量的气体已经通过分液罐脱出, 所以计量分离器计量数值的准确性大大提高。

表1是B29m井放喷时直接进计量分离器液相读取的计量数据和闭排罐检尺数据, 可以看出检尺的平均产量为计量分离器读取数据的80%, 最大误差时可达70%。

B27H井放喷产液加入消泡剂在新增分液罐沉降一段时间, 然后再进入计量分离器进行二次计量, 由于药剂充分混合发生作用, 气体的影响被大大降低。从表2可以看出, 经过分液罐后进行的二次计量, 误差较小。

3.3 解决原流程放喷存在的问题

1) 大量惰性气体在模块天车上直接排放, 不再通过海管进入CEP平台, 这保证了CEP燃气锅炉的安全运行。

2) 放喷气体通过分液罐气液分离后排空, 减少了气体对混输海管中液相的冲击乳化作用, 减轻了CEP平台的流程处理负担。

3) 新增分液罐流程提高了放喷产气量的计量精度, 改造前放喷气体远远超过了计量分离器的设计处理能力, 无法计量气体产量。准确的计量数据有利于稠油多元热流体吞吐的效果分析和总结。

4) 新增放喷流程, 使分液罐和计量分离器互为备用, 提高了多元热流体吞吐井计量的机动性, 可以满足两口井同时放喷作业的需求。

4 结语

截至目前, 南堡35-2油田WHPB平台共进行多元热流体吞吐八井次, 分别是B14m、B2s、B28h、B29m、B27H、B33H、B36M、B37H井。截至2012年1月21日, 热采井累计产油52 378.12m3。另外, 由于热采放喷流程改造收到预期效果, 放喷期间CEP锅炉不必切换成柴油模式运行 (柴油模式日耗柴油5 m3) , 以每口放喷井放喷20天计算, 锅炉节省柴油100 m3/井, 2012年热采放喷3口井总计节省柴油420 m3。

与此同时南堡35-2WHPB平台录取了热采井大量宝贵数据, 并总结出适合热采作业的经验和安全管理制度, 为多元热流体吞吐提供了珍贵的第一手资料, 为今后的油井热采吞吐作业打下了坚实的技术基础。

参考文献

[1]姚亦华, 蒋官澄, 韩海彬.注聚驱产出液处理技术研究[J].油气储运, 2009, 28 (5) :32-36.

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[3]王海峰.稠油污水回用于热采锅炉处理技术研究[D].青岛:中国海洋大学, 2009.