瓦斯蓄热氧化井筒加热系统智能化研究

针对瓦斯蓄热氧化井筒加热系统存在的智能化水平落后于实际生产需求,影响生产效率和生产安全的问题,在原瓦斯蓄热氧化井筒加热控制系统初步具备远程控制的基础上,开展了智能化相关研究。介绍了瓦斯蓄热氧化井筒加热系统的工艺单元结构,重点分析了系统监控远程化、调控智能化、故障诊断智能化等方面的研究。某煤矿瓦斯蓄热氧化井筒加热系统智能化改造的应用案例表明:改造后的系统实现了远程监测及控制、故障智能化诊断及智能化调控功能,提高了装置运行安全性和经济性。

超稠油双管泵下掺蒸汽井筒加热降粘举升工艺

根据传热学和两相流原理，建立了超稠油双管泵下掺蒸汽井筒加热降粘举升过程中蒸汽与产液沿井筒传热与流动的热力学模型。计算了蒸汽与产液沿井筒的温度分布和压力分布，进行了抽油杆柱受力分析与抽油杆柱设计。运用该模型对辽河油田一口井的超稠油双管泵下掺蒸汽井筒加热降粘效果进行了分析计算，结果表明，只要加大掺汽量或提高蒸汽干度，该项工艺可用于超稠油开采。这一结果为避免抽油杆柱的断脱提供了分析依据。

用连续管循环导热介质的井筒加热法

提出了一种以井筒加热为目的的稠油开采工艺。用连续管和空心抽油杆组成的导热介质的循环回路对油管中的流体进行加热 ,降低流体流动阻力。对两种不同的导热介质在普通连续管及隔热管在油管中和空气中的传热情况进行了研究 ,认为 :使用隔热管可对油管中的流体进行有效的加热 ;在导热介质的入口温度要求不是太高的情况下 ,水也可作为导热介质 ,而且可能获得比使用高温导热油作为导热介质更佳的效果。用连续管循环导热介质的井筒加热工艺的设计应在保证油管中流体温度处处高于该井稠油的拐点温度的前提下 ,选择尽量短的隔热管以减小地面循环泵的负荷。

低浓度瓦斯蓄热氧化井筒加热技术试验研究

为有效解决当前燃煤热风炉的大气污染物超标问题,采用低浓度瓦斯蓄热氧化系统替代燃煤锅炉为煤矿供热,介绍了低浓度瓦斯蓄热氧化井筒加热技术工艺流程及阳煤五矿低浓度瓦斯蓄热氧化井筒加热示范工程。通过现场试验运行,考察环境温度、抽采瓦斯浓度及流量、进风井进风量等参数对井筒加热效果的影响规律,为优化系统工艺提供控制参数选取依据,为提高系统运行安全性和稳定性提供理论支撑。试验结果表明,环境温度和进风井进风量主要影响系统热量需求,应改变低浓度瓦斯蓄热氧化装置的热能输出以适应热量需求的变化;抽采瓦斯浓度和抽采瓦斯流量主要影响系统热量生产,应调整低浓度瓦斯蓄热氧化装置的运行参数,以适应热量生产工况的变化。同时,在调整蓄热氧化装置的运行参数或热能输出时均需满足系统运行的安全性、协调性及稳定性要求。

矿井低浓度瓦斯蓄热氧化井筒加热技术探究

对低浓度瓦斯蓄热氧化井筒加热技术探究,通过对其作业原理、关键技术、运行工艺和安全控制四个方面的综合分析,对其在矿井井筒加热中的有效使用作出总结,希望能为其他矿井相似工程的开展实施提供保障。

井筒加热技术在哈拉哈塘油田超深稠油井的应用

稠油在油藏条件下具有较好的流动性,但是在进入井筒后的垂直流动过程中随着井筒温度的降低,原油粘度增大,流动性变差,使油井无法投产和维持生产。为了增加原油在井筒中的流动性,降低原油粘度,提高原油举升能力和降低掺稀油的用量,在塔里木油田选取1口稠油井开展井筒加热技术降粘提产提效先导性试验,结果表明井筒加热技术在提高稠油井井筒温度、降低原油黏度方面有极大优势,作为稠油开采掺稀工艺的辅助手段,可明显提高稠油开采效果,经济效益显著。

重力热管式抽油杆柱加热井筒技术现场试验

目前蒸汽吞吐井采用的电加热及热流体循环工艺,存在能耗大、运行成本高及井下作业复杂等问题。依据热管原理,将机抽井中的空心抽油杆经过加工处理,改制成具有高效传热功能的重力热管,并形成了利用抽油杆柱吸收地热加热井筒新技术。介绍了油井现场制造重力热管式抽油杆柱的操作工艺,依据辽河油区3口试验井资料,分析了该技术的适用条件及影响因素。结果表明:对于油层深度低于1 300 m、油层流体温度为100～120℃、油层条件下原油黏度小于10 000 mPa.s、周期注汽量不低于2 000 m3及产液量不低于15 m3/d(最好在20 m3/d以上)的蒸汽吞吐井,应用该技术可取得加热井筒的好效果。

瓦斯蓄热氧化加热井筒方法研究

针对煤矿井筒加热系统使用燃煤锅炉或燃煤热风炉时烟尘排放污染严重且能耗较高的问题,设计了一种瓦斯蓄热氧化后烟气加热井筒的工艺方法,替代燃煤锅炉或燃煤热风炉,满足煤矿井筒加热的需求。介绍了井筒加热系统的工作原理及主要组成,围绕系统安全进行了专项设计,对氧化后烟气热量的分配及随负荷变化的调节过程进行了分析,并对应用效果进行了评价。研究表明,瓦斯蓄热氧化加热井筒方法可有效解决煤矿井筒加热的需求,并通过处理难以利用的低浓度抽采瓦斯,促进煤矿安全生产,实现温室气体减排及提供煤炭企业转型升级新模式,具有广阔的推广应用前景。

重力热管式抽油杆柱吸收地热加热井筒技术

针对目前蒸气吞吐井采用的电加热及热流体循环工艺存在的能耗大、运行成本高及井下作业复杂等问题,依据热管原理,将机抽井中的空心抽油杆经过加工处理改制成具有高效传热功能的重力热管,形成利用抽油杆柱吸收地热加热井筒新技术;介绍油井现场制造重力热管式抽油杆柱的操作工艺;依据辽河油田3口试验井资料分析加热井筒新技术适用条件及影响因素.结果表明:对于油层深度<1300m、油层流体温度为100～120℃、油层条件下原油黏度<10Pa·s、周期注气量≥2000m3及产液量≥15m3/d,在产液量20m3/d以上的蒸气吞吐井应用这种新技术可以取得加热井筒的好效果.

乳化稠油电加热井筒举升边界条件研究

井筒电加热降黏技术在国内的各大油田应用非常广泛,随着胜利油田现河采油厂特超稠油井的开发,井筒电加热配套井数也逐渐增多,为解决采油厂井筒电加热配套井数增多,造成能耗过大的问题,以胜利油田现河采油厂稠油为研究对象,开展稠油乳状液黏度-温度-含水变化规律研究,总结出了现河采油厂稠油的黏温特性以及拐点温度、含水分布等规律。以拐点温度作为临界温度,确定乳化稠油电加热井筒举升的黏度边界为110 000mPa·s,低于此黏度的稠油乳状液无需开启电加热就能顺利从井筒举升到地面。最终根据黏度边界制定出乳化稠油井筒举升优化图版,以指导稠油高效节能开采。

渤海稠油油田井筒电加热技术可行性分析

文中分析了原油黏度的主要影响因素,统计了渤海海域主要稠油油田的流体性质、黏温试验数据、油藏压力、温度及生产数据。经过深入分析,总结出了渤海海域稠油油田的原油黏温特性及拐点温度、含水分布等规律。随后,按照这一分布规律,同时考虑井筒电加热技术的特性,选取S油田某稠油生产井,模拟了井筒电加热的效果,并对相应的能耗及电潜泵系统的运行参数进行了分析。结果发现,采用电加热技术有利于电潜泵机组的运行,电潜泵的排量和效率随着加热温度的升高相应提高,而功率则随之减小,可以有效地降低平台的用电负荷。在此基础上,对渤海海域6个主要稠油油田进行了井筒电加热模拟,并根据模拟结果深入分析了井筒电加热技术在这些油田的适用性。

基于瓦斯氧化技术的井筒加热系统

设计了基于瓦斯氧化技术的井筒加热系统,系统通过将乏风瓦斯与低浓度抽采瓦斯进行掺混,送入氧化装置,氧化后热量用于加热井筒,解决了煤矿排空瓦斯造成的浪费和对环境污染问题。详细介绍了系统各部分的设计。

海上井筒电加热清防蜡工艺研究

渤海油田很多油气井都存在井筒结蜡导致井筒堵塞、油井产量降低甚至停产的问题,针对海上油气井进行快速清防蜡和长期低成本高效清蜡的要求,本文从海上油井工程施工和电加热工艺参数优化两个方面开展研究,优选了电加热方式和设备,设计了适用于海上油井的井筒电加热管柱结构,同时结合稳态传热分析了不同举升方式下井筒电加热工艺参数计算模型,从而得出适合于海上油田的井筒电加热清防蜡工艺。

渤海稠油油田井筒电加热技术可行性分析

文章对于影响原油黏度的原因进行了简要地论述与探索,并对渤海海域的稠油油田的各类数据进行了相应地分析,在总结出渤海海域稠油油田的规律特点之后,模拟了井筒电加热技术,得出利用电加热技术能够有效地提升电潜泵机组的稳定性与效率性。

井筒重力热管室内实验与矿场试验研究

利用重力热管的高效传热特性,将其应用在井筒流体加热过程中,分析了重力热管加热效果的外部影响因素。结果表明,重力热管在不消耗额外能量的条件下,利用深部流体能量提高井筒上部流体的温度,能起到均衡井筒温度场的作用,进而改善井筒温度分布剖面。室内实验表明:工质类型、工质充液率、真空度对重力热管的传热效果有很大影响。矿场试验表明:在适当的条件下,能够将原油温度加热到原油凝点以上,降低原油粘度,改善原油流动性,井底抽油杆载荷,满足生产实际的要求;重力热管加热过程受井底温度、热管下入深度、油井产液量以及原油物性等因素的影响,随着井底温度、热管下入深度、油井产液量的增加,重力热管的传热效果变好。

连续油管电缆加热新技术研究

本文针对油气井生产过程中井筒结蜡问题,进行了连续油管电缆加热工艺及配套装置研究,通过在井下生产管柱中下入连续管缆,利用集肤效应进行电缆加热,提高井筒温度,使得井筒温度高于井筒流体结蜡温度,避免结蜡。同时,为满足气井井口密封性要求,开发出了专用管缆悬挂装置,并通过了密封试验,耐压等级满足设计要求。现场试验表明,该工艺达到了设计预期,具有良好的应用效果。

油井结蜡影响因素及电加热管柱下入深度优化

渤海JX油田2D井区原油具有含蜡量较高的特点,6口采油井长期受结蜡问题困扰,油井均不能正常生产,产能和流压波动大,生产时率低,采油速度和采出程度均较低,开发效果较差,有必要开展油井井筒结蜡影响因素及治理对策研究。通过井筒垢样检测和与相邻区块对比分析,蜡质质量分数高是井筒易结蜡的内在因素,而油井产液量低、井斜大是井筒堵塞的直接诱因。为更准确地研究产液速度和井斜对实际油井结蜡的影响规律,创新引入油藏和井筒耦合的数值模拟技术,分别得出了不同油井产液量和井斜下的井筒流体温度剖面。根据井筒流体温度剖面研究结果,提出了更换电加热管柱防蜡对策,并开展井筒电加热管柱下入深度优化研究,实现全井筒流体温度高于析蜡点,从而起到防蜡的效果。该技术应用到JX油田2D井区结蜡井治理研究后,有效地指导了现场工艺实施,油井生产时率由50%提高到95%以上。

稠油油田注热增效研究及实践

稠油油田地层原油黏度大的先天条件决定了采收率较稀油油田低,加热降黏是稠油油田水驱后改善开发效果的潜在方法之一。通过油藏工程、数值模拟方法对旅大油田注热增效的可行性及关键参数进行了论证,确定了旅大油田水驱后转热水驱的最佳注热水温度和最佳注热时机。根据研究成果,在旅大油田选区、选井分别进行注热水、油井井筒注热降黏矿场试验;矿场试验初步结果表明对于普通水驱稠油油田通过油井端井筒注热增效、水井端注热水增效都是可行及有效的。

小型煤矿超低浓度瓦斯蓄热氧化供热技术研究

为利用陕西韩城矿区某小型煤矿抽采的含甲烷体积分数低于8%的低浓度瓦斯,采用现场调研、热量平衡计算相结合的方法,对小型煤矿超低浓度瓦斯蓄热氧化供热技术进行了研究,提出了超低浓度瓦斯蓄热氧化替代燃煤热风炉的技术方案,并分析了该方案的可行性。研究表明:该方案可满足煤矿井筒加热和建筑物供热需求,节省了燃煤燃烧消耗,每年可利用纯瓦斯259万m^(3),产生195万元的经济效益,减排CO_(2)(当量)3.6万t。

降低东庄油田电力消耗

通过优化井筒加热工艺、优化地面伴热工艺和强化生产管理等技术措施,有效地降低了东庄油田用电量,节约了开发成本,提高了油田开发效益。