稠油油藏注蒸汽开发后期转火驱技术

通过室内一维、三维物理模拟实验和油藏数值模拟,系统研究了稠油油藏注蒸汽后期转火驱开发的机理和相关油藏工程问题。研究表明:注蒸汽后期地层次生水体的存在会降低火驱燃烧带峰值温度、扩大热前缘波及范围,其干式注气过程同样具有湿式燃烧的机理,由次生水体造成的高含水饱和度对单位体积地层燃料沉积量、氧气消耗量等燃烧指标影响不大。三维物理模拟实验火驱最终采收率可以达到65%,火驱过程中有明显的气体超覆现象,油层最底部存在未发生燃烧的结焦带,但结焦带中大部分原油已被驱扫,剩余油饱和度低于20%。结合稠油油藏注蒸汽后期的储集层特征和现有井网条件,对火驱驱替模式、井网、井距和注气速度等进行了优化,并筛选了点火、举升、防腐等关键工艺技术。研究结果应用于新疆H1井区火驱矿场试验中,目前矿场试验初见成效。

蒸汽沿井筒流动过程数值模拟

蒸汽沿井筒流动过程中,蒸汽参数(压力、温度及干度等)、径向散热损失和垂向压力能损失,均沿流动过程变化。本文运用传热学、热力学及流体力学等学科知识,建立了井筒数值模拟综合计算模型,给出了求解方法,并进行了模拟计算。本文所建模型,综合考虑了蒸汽流动过程中压力、温度、干度和热损与压降的相互影响,给出了更为精确的无因次时间函数的表达式,通过试验确定了接箍对总传热系数的影响,同时也通过试验修正了隔热管性能变化对隔热性能的影响。

超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究

超稠油油藏蒸汽吞吐后期,油汽比低,周期含水量高,开采效果差,注氮气辅助蒸汽吞吐已经成为1种提高超稠油开采效果的有效手段。与常规稠油油藏不同,超稠油对于注氮参数以及筛选条件有更严格的限制。模拟研究得知,超稠油油藏蒸汽吞吐不同时期宜采用不同的注氮模式。因该类型油藏对原油黏度、油层厚度、采出程度敏感性较强,从而确定超稠油油藏选井标准。该研究对同类油藏注氮辅助蒸汽吞吐开采具有指导意义。

海上稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽量优化研究

海上稠油油田蒸汽吞吐开发与陆上油田相比更为复杂,周期注汽量的合理选择已越来越受到重视。以渤海油田某稠油油藏为研究对象,根据海上油田特点建立概念模型,运用数值模拟方法对蒸汽吞吐周期注汽量进行优化研究,首先设计7种方案对各周期注汽段塞进行了定性研究;在此基础上,针对开发效果最好的注汽段塞方案又设计12种方案进行定量细化研究。结果表明,研究区蒸汽吞吐开发时各周期注汽量应随着周期数的增加而增加,且各周期注汽量递增率均为20%时开发效果最好。M油藏实际区块数值模拟结果表明,吞吐10周期后,蒸汽吞吐周期注汽量最优方案比各周期注汽量相同的注汽方式的累积产油量提高4.58×104m3,采出程度提高0.53%。

蒸汽喷射器流场模拟及性能优化分析

对应用于太阳能喷射式制冷系统喷射器的内部流场进行了数值模拟,对其性能进行了优化分析;选用制冷工质为R134a,通过数值模拟,研究了喷射器结构尺寸及工作参数对其性能的影响及其最佳的工作范围。

杜84断块馆陶油藏双水平SAGD优化设计

辽河油田曙一区杜84块馆陶油层为一顶部和四周被水包围的特殊油藏,开发初期按70m井距正方形井网部署直井蒸汽吞吐开发,在油井蒸汽吞吐过程中,射孔井段下部油层动用差,蒸汽超覆现象随周期延长而加剧,带来顶水突破的隐患,同时油藏递减逐渐加大,油藏开发效果逐渐变差。为提高杜84块馆陶超稠油油藏剩余油动用程度,决定采用SAGD开发技术。本文以油藏特点和开发现状为基础,应用STARTS数值模拟软件,采用变深度、不均匀网格进行油藏数值模拟,对双水平井组合的SAGD技术布井方式、水平段长度、水平段在油层中的位置、注采参数等进行了优化设计。实施效果表明,采用双水平井组合SAGD技术,提高超稠油原油采收率是经济可行的。

注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果

蒸汽吞吐后期随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度减少 ,周期含水升高 ,油气比下降 ,开采效益变差。注氮气是改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果的有效途径 ,其主要增产机理是增加蒸汽波及体积 ,补充驱动能量 ,进一步降低残余油饱和度和提高回采水率。模拟研究表明 ,在吞吐后期宜采取先注氮气、后注蒸汽的注入方式 ,并且存在一个优化的周期注氮量。

轻质组分挥发对蒸汽热采稠油影响的数值模拟

针对蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油(SAGD),利用油藏数值模拟研究了轻质组分挥发对注蒸汽热采稠油效率的影响及其作用机制。计算结果表明,在蒸汽注采过程中,蒸汽腔内挥发出来的轻质组分向锋面聚集,从而提高了锋面附近的油相流动性,重力作用使得轻质组分更易聚集在蒸汽腔上半部的锋面附近;轻质组分挥发作用对蒸汽驱影响较大,而对SAGD影响较小;同时对比分析了不同化学成分及其含量的轻质组分挥发对采油效率的影响程度。结果表明,当对轻质组分分子量较大且含量较低的稠油油藏进行数值模拟时,可以简化为三相二组分模型而不考虑轻质组分的挥发。

热采井筒瞬态温度场的数值模拟分析

利用有限元分析软件ANSYS分析了热采井筒的瞬态传热。分析结果表明 ,随着注汽的进行 ,在模型任一位置上的径向热流量均逐渐减小 ,能量损耗随着注汽周期的延长而下降。因此 ,适当延长注汽周期有利于节省能源。如果不能延长注汽时间 ,则可以通过适当地增大单位时间的注汽量来降低能量损失。

注蒸汽燃气轮机燃烧室内部流场特性的三维数值模拟

介绍了适于注蒸汽燃气轮机 ( STIG)燃烧室流场模拟的大湿度燃烧计算模型 ,对三维流场计算的数值方法及特殊处理进行了说明 ,并采用有关文献中的实验数据对燃烧计算程序进行校验 ,最后对某实验用注蒸汽燃烧室的内部流场进行数值模拟 .计算结果表明 ,文中采用的数学模型及计算程序是可信的 ,大湿度燃烧室流场的三维模拟可更贴近实际地描述燃烧室内部各物理量 ,尤其是水蒸汽质量分数的分布情况 .壁面射入的蒸汽流使中心回流区及高温区的轴向分布受到限制 ,起到了类似于掺混空气射流的作用 .

稠油注蒸汽加氮气吞吐试验研究

方法 在室内试验和数模的基础上 ,对注蒸汽和加氮气吞吐进行了研究。目的 提高稠油的开发效果。结果 注蒸汽加氮气吞吐优于单注氮气吞吐和单注蒸汽吞吐 ;注氮气时机最早应在第三周期 ,而第四、五周期注入效果最好 ;影响注氮气最敏感的因素是混注比、地层渗透率、渗透率比值及其原油粘度。结论 现场实施注蒸汽加氮气吞吐 1 6井次 ,措施有效率达 92 3% ,油井生产时率提高 45 %以上 ,周期产油提高 34 6t,油气比提高 0 1 6 ,投入产出比 1∶9,累积增油41 5 8t ,净增产值 395 3× 1 0 4元 ,取得了显著的经济效益。该方法成本低 ,可大规模推广应用。

杜32断块区兴隆台油层蒸汽吞吐参数优化数值模拟研究

方法 利用数值模拟方法研究杜 32块兴隆台油层蒸汽吞吐的主要注采参数及射孔参数。目的 选择合理的注采参数 ,最大限度地改善其蒸汽吞吐开发效果。结果 数值模拟结果表明 :注汽强度以 70～ 80 t/ m为宜 ;注汽速度为 16 0～ 2 0 0t/ d;井底蒸汽干度为 40 % ;焖井时间为 3～ 5 d,可使注入热量得到最大限度的热利用率。为避免出砂 ,采液速度应控制在 40～5 0 t/ d,射孔厚度为 2 0 m,可有效提高热利用率 ;为防止底水锥进 ,渗透层避射底水厚度应大于 15 m,而低渗物性隔层应大于 5m。结论 数值模拟研究得出的注采参数及射孔原则 ,在杜 32块兴隆台油层实施后 ,取得了很好的效果。

预测蒸汽驱后期转接替方式时机的新方法

蒸汽驱开发后期易汽窜,且原油产量呈递减趋势,当汽窜严重时,生产油汽比下降,蒸汽驱开发的效果越来越差。为了取得最佳的采出程度与开发的经济性,确定蒸汽驱后期转接替方式的时机非常重要。通过分析蒸汽驱后期产油量递减曲线,总结出蒸汽驱开发的递减规律;通过对蒸汽驱注采特征方程的推导得出蒸汽驱的采收率表达式,两式联立便可以求出蒸汽驱转接替方式的时机。通过对齐40块某井组的实例分析得出,该井组现阶段虽已出现汽窜,但并不是转接替方式的最佳时机。计算结果表明,2017年1月转汽水交替较为合适。进一步通过数值模拟验证,当蒸汽驱至2017年1月时,蒸汽腔在地层中发育较为成熟,汽窜程度更加严重,此时该区块从蒸汽驱转其他的接替方式较为合适。数值模拟很好的验证了计算结果,能够较好的指导现场开发。

组合式蒸汽吞吐数值模拟优化研究

为改善杜 2 39断块大凌河油藏蒸汽吞吐开发效果 ,应用数值模拟技术对该块组合式吞吐进行优化研究。结果表明 :采用组合式蒸汽吞吐 ,改善了油藏温度场、压力场以及饱和度场的分布 ,提高了油藏开发效果 ,有效减缓了区块的递减趋势 ,可获得比持续蒸汽吞吐高 2 6 %的阶段采收率。同时对组合蒸汽吞吐方式、注汽速度、注汽量。

水平井蒸汽吞吐注汽筛管位置调整时机优化研究

针对稠油油藏水平井蒸汽吞吐吸汽不均导致热效率低的问题,采用数值模拟方法,对非均质储层水平井段吸汽规律进行研究,分析了注汽筛管位置对水平井段吸汽规律的影响,引入温度变异系数对比多个周期水平段吸汽不均的程度,并提出了注汽筛管位置调整时机优化方法,根据温度变异系数先降后升的“V”字形变化规律,对比不同阶段调整注汽筛管位置对蒸汽吞吐采油的影响。结果表明:蒸汽吞吐初期温度变异系数不断下降,依据热力学加和性原理,该阶段吸汽较好的储层比热容升高,证明含水量不断增大,剩余油被大量采出,此时调整筛管位置无法充分动用高渗储层的剩余油;若在蒸汽吞吐后期调整筛管位置,则高渗区的油大量采出后至筛管调整前这一阶段,蒸汽注入后富集于高渗低含油区,热利用效率低;在温度变异系数达到最小值时,说明高渗段油藏体系比热容升至较高值,含水饱和度大,剩余油较少,此时调整筛管位置可改善非均质储层动用不均的问题,因此,温度变异系数达到最小值后越早调整筛管位置效果越好。将研究成果应用于乐安油田,通过温度变异系数方法选择时机调整筛管位置后,吸汽剖面更为均衡,平均日产油由上一周期的0.5 t/d提高至3.4 t/d。研究成果对改善蒸汽吞吐吸汽不均有指导意义。

注蒸汽井套管应力的数值计算与工业应用

在注蒸汽吞吐井的井筒应力模型中引入井筒温度场,利用ANSYS软件对不同约束条件下井筒的应力场进行了计算.结果表明,最大热应力发生在套管内壁,超过了N80套管的弹性屈服极限,最大热膨胀发生在温度过渡区.当套管周围掏空时,热应变远大于材料的弹性极限应变,是诱发热采井套管变形损坏的主要原因.为此提出了相应的套管损坏防治措施,在油田现场采用厚壁合金钢TP120TH套管完井,试验结果验证了防治措施的有效性.

蒸汽加热变模温注射成型数值模拟与结果分析

采用Moldflow软件对变模温注射成型过程进行数值模拟。利用蒸汽加热和冷却水冷却的变模温注塑工艺,研究不同蒸汽加热时间下注塑位置处压力以及制件冷凝层的变化规律,同时分析了制件表面和模具型腔表面的热响应规律。结果表明,相比于传统注射成型工艺过程,变模温注射成型通过提高注塑充填过程中模具温度,使得制件冷凝层出现在充填阶段之后;随着模具加热时间从10、15、25s增加到40s,注塑位置处最大注射压力从87.0608、84.6064、79.6863MPa减小到74.4342MPa,大大提高了熔体注塑充填过程中的充填能力;通过不同的蒸汽加热时间,制件表面和模具型腔表面可以获得不同的温度值,同时通过模拟获得了传热系数对制件表面温度的影响。

提升管反应器气固两相流动反应模型及数值模拟Ⅳ.进料段消除回流的数值模拟

由已建立的催化裂化提升管反应器流动反应模型及其程序对提升管反应器进料段改进操作、优化流动状况等方面进行了数值模拟研究，从气固两相流动机理对提升管进料段内的流动状态进行了分析，从而可定量地掌握这一过程操作改进的实质。结果表明，提高预提升蒸汽量，可改善提升管反应器进料段内的流动状态。优化气固两相的接触，减少回流引起的油气与催化剂的返混，且随着预提升蒸汽量的提高，轻质油收率增加，气体和焦炭产率下降，产物分布得到改善。

注蒸汽吞吐井井筒应力的数值计算方法

将注蒸汽吞吐井井筒温度场的计算结果引入井筒应力分析模型中,利用有限元分析软件ANSYS计算了不同约束条件下的井筒应力。计算结果表明,最大热应力都发生在套管内壁,且超过了N80套管的热弹性屈服极限;最大热膨胀都发生在温度变化过渡区,当套管周围掏空时,其热应变达到了2%,远远超过材料弹性极限应变值(0 3%),这是导致热采井套管变形损坏的主要原因。

稠油注蒸汽热采中热-流-变形耦合模拟分析

针对稠油热采开发过程中高温蒸汽注入引起的岩层骨架应力、储层压力、温度耦合变化问题,应用连续介质力学和能量守恒理论,建立了稠油注蒸汽热采开发的热-流-变形耦合分析模型,采用有限元数值模拟技术并开发相应程序对耦合模型求解,定量分析近井壁区域储层温度、压力、岩层骨架变形等参数变化。计算结果表明:注蒸汽开发过程中热-流-变形耦合效应显著,造成近井壁区域地层抬升,岩层骨架有效应力由孔隙流体压力和地层温度的变化共同决定,不同加热时间、沿井径方向变化规律不同。