多元热流体不同组成介质耦合作用机理微观实验

多元热流体吞吐是蒸汽吞吐的重要接替方式之一,而现有的研究尚不能清晰解释不同介质之间的耦合作用机理,难以为海上多元热流体开发提供有效措施。利用微观可视化模拟系统,通过非凝析气(CO_(2)、N_(2))和热水的不同组合驱油实验,研究微观条件下多相流动特点,揭示热水、CO_(2)和N_(2)三者之间两两相互影响的耦合作用机理,并定量分析耦合作用机理对波及系数、洗油效率和采收率的影响。研究结果表明:热水与N_(2)相互协同,提高波及系数,在驱替中期,热水加热稠油,降低流动阻力,N_(2)气泡变形膨胀,补充压力,在驱替后期,在主流道形成贾敏效应,驱替范围从主流道向边缘扩展;热水与CO_(2)相互协同,提高洗油效率,热水冲刷CO_(2)驱替过后的膜状剩余油,同时二者降低油气表面张力,将油气段塞式流动变为念珠式流动,消除附加表面张力,动用簇状剩余油,增大体系毛管数;CO_(2)和N_(2)之间相互竞争,N_(2)与CO_(2)分压,阻碍CO_(2)溶解,CO_(2)和N_(2)混合后,补能作用减弱;三种介质耦合作用时,采收率整体提高29%,协同作用效果比竞争作用效果更为显著。利用微观实验厘清多元热流体两两介质之间的耦合作用机理,为后期多元热流体开发稠油油藏提供理论指导。

海上稠油热采插入密封工具研制与试验

为了解决海上稠油热采作业注汽不均匀、油藏局部吸热、开采效率低的问题,通过工艺分析,研制了海上稠油热采插入密封工具。该工具采用导热油吸热膨胀作为坐封动力源,可有效简化工具结构和作业流程。通过对比试验对热膨胀试验油进行了优选,采用专业软件对工具关键部件进行有限元分析,验证了工具结构及选材的合理性,并在室内对工具的性能进行验证。现场测试结果表明:该插入密封工具在经过3个轮次、350和50℃高低温密封测试后,仍可承受2.1×10^(7)Pa压差,在高低温条件下均保持较小的解封力,试验后高温密封组合未发生明显损坏。该工具结构简单,性能可靠,与常规的注汽阀配套使用,可满足海上油田稠油热采分段注汽的要求,具有良好的应用前景。研究成果可为海上油田高效开发提供良好的技术储备。

海上水平井蒸汽驱长效光纤监测技术研究与应用

海上稠油热采工艺已逐渐由单一的吞吐热采向注采一体化、蒸汽驱工艺发展,通过有效的监测手段获取井筒沿程及水平段的温度数据,对于海上蒸汽驱注汽井尤为重要。分布式光纤监测技术是近几年来发展起来的一项井下测试新技术,与传统测试技术相比,具有实时、稳定、长效等特点,具有无可比拟的技术优势。但海上热采井多为水平井且工艺管柱复杂,应用工况恶劣,安全要求高,监测难度大。结合海上热采井特点和蒸汽驱监测工艺,开展了水平井蒸汽驱光纤监测技术研究,并研制了关键配套工具,形成了一套水平井管内外穿越转换光纤监测工艺。该项测监工艺不仅能监测油管环空温度,了解注汽管柱隔热效果,而且能监测水平段的温度,了解水平段吸汽情况。现场应用结果表明,该监测技术具有耐高温、耐高压、实时、长效的特点,能为海上稠油蒸汽驱以及规模化热采开发提供科学依据,具有较好的应用前景。

海上热采井完井封隔器卡瓦结构优化

为满足热采工艺要求,渤海油田稠油开发井普遍采用高钢级生产套管,现场作业中常出现完井封隔器坐封之后因悬挂力不足而定位失败的问题。为此,结合封隔器分瓣式楔形卡瓦结构特点,以卡瓦牙齿面与套管内壁全接触为设计依据,优化设计新型封隔器卡瓦,通过受力分析推导得出封隔器卡瓦咬入套管深度的理论计算模型,结合卡瓦咬入套管深度和卡瓦牙结构,得出新型封隔器卡瓦剪切强度的计算模型。通过理论计算和有限元法对设计卡瓦进行了优化分析,对比分析了卡瓦外径、坐封力和套管钢级对卡瓦悬挂极限载荷的影响。计算分析表明,卡瓦外径是影响卡瓦悬挂力的主要因素,非同心全接触楔形卡瓦可以大幅提升卡瓦悬挂能力。室内测试表明,在坐封力350 kN情况下,新型封隔器卡瓦能够有效锚定TP125H钢级套管,满足现场工况要求,有望解决现场技术难题。

渤海稠油油藏开发现状及热采开发难点与对策

渤海稠油资源丰富,一半以上的探明储量是稠油。经过多年实践,渤海成功建立了蒸汽吞吐、蒸汽驱先导试验区,随着规模化热采的进行,目前面临一些新的问题。总结了渤海稠油资源特点、海上稠油分类、不同类型稠油开发技术现状,重点分析了目前海上稠油热采开发面临的问题与挑战,并提出了相应的技术对策。目前渤海稠油热采面临4个问题:①蒸汽吞吐产能偏低;②大井距水平井蒸汽驱难度大;③薄层边底水稠油油藏热采热损失严重,难以经济有效动用;④普通稠油油藏水驱后仍有大量剩余油富集。针对问题,提出了3项对策:①改进热采设备增加热利用率,通过精细地质油藏研究提高单井产能;②运用热复合化学增效技术提高采收率;③探索超临界多源多元热流体吞吐、火烧及井下热力发生等热采前沿技术,提高薄层边底水储量动用程度。本文研究对推进渤海油田稠油规模化高效开发进程具有重要指导作用。

海上稠油油田热采开发现状与展望

中国海上稠油资源丰富,渤海油田探明储量一半以上为稠油,如何高效开发是目前面临的难题。总结了中国海上稠油油田资源特征、有效开发方式、海上热采开发特点和技术挑战;系统阐述了现阶段中国海油海上稠油热采开发取得的新理论和关键技术,包括海上大井距高强度热采开发理论、高强度注采及长效防砂技术和适应海上稠油热采的平台高度集成技术等;分析了目前渤海4个典型稠油油田热采开发情况;最后为持续推动海上稠油热采向规模化开发迈进,从进一步提高热采采收率、降低热采开发成本和提高稠油热采储量动用率等方面对海上稠油规模化热采上产进行了展望。本文研究对于未来海上稠油油藏大规模热采开发实践具有重要指导意义。

海上稠油油田热采开发工程技术研究与应用

陆上稠油热采技术已相对成熟,但由于海上特殊作业环境,海上稠油开发面临经济门槛高、安全性要求高等难题。针对如何促进海上稠油油田经济有效且安全开发等问题,结合旅大21-2、旅大5-2北(一期)等海上稠油热采项目,对海上稠油热采的相关方案及工程技术展开了研究,主要包括:注热和采油方式选择、蒸汽锅炉选型、蒸汽锅炉水源选择及处理、稠油高效处理与输送、热采伴生气体危害性组分研究及安全与防腐应对、平台形式与井口布置等。研究成果有效支持了旅大21-2和旅大5-2北等稠油油田的热采开发,验证了相关技术的可行性,并为其他海上稠油油田热采开发提供了借鉴。

海上稠油热采平台设计关键技术研究

针对渤海两大稠油油田开发设计的各项技术要求(锅炉形式、平台型式),从安全和经济性角度考虑进行了大量的方案对比和研究分析。热采锅炉采用带汽水分离器的微过热锅炉,同时分析两大稠油油田特点,确定适宜自身油田特性的平台设计型式,为我国海上稠油开发奠定了坚实基础,对后续的渤海稠油规模化热采开发具有重要的指导和借鉴意义。

海上蒸汽热采平台蒸汽泄漏监测系统的设计研发

针对海洋石油热采平台锅炉及相关蒸汽管线泄漏无法及时发现和准确定位的问题,利用红外热成像加分布式光纤测温技术,通过监测蒸汽设备及管线的温度异常变化,对热采平台设备及管线蒸汽泄漏进行实时监测,判断生产流程高温蒸汽是否泄漏。相关成果样机已经安装至旅大某项目并应用,确保了海洋石油热采平台平稳、安全运行,也为后续项目应用积累了相关经验。

海上油田注热蒸汽驱稠油热采安全风险评估

分析了海上稠油热采作业过程中的安全风险,对海上平台注热蒸汽驱热采生产过程中可能存在的安全风险因素进行分类总结,结合预先危险性分析和风险矩阵方法对风险因素可能导致的后果进行评估分级。该评估工作有助于推进热采作业风险辨识与隐患排查治理,该研究成果对构建海上稠油田热采作业双重预防机制具有重要指导意义。

海上稠油热采锅炉给水系统装备开发及应用

针对陆地海水淡化装备不能满足空间、承载受限的海上平台使用的情况,通过抗污染精简工艺开发、小型轻量化撬装设计和低能耗设计,形成海上稠油热采锅炉给水膜处理系统装备技术,在渤海L油田建立海上首套30 m^(3)/h规模化热采示范工程,装备占地面积减小37.9%,质量减轻29.9%,吨水能耗降低32.2%,制备的高纯水氢电导率<0.1μS/cm、硬度≈0、氧含量<7μg/L,满足GB/T 12145标准中>18.3 MPa锅炉进水指标要求。

海上热采井防污染工艺管柱及配套工具

针对海上热采井采用"注、采两趟管柱"导致压井液污染地层的问题,研制了海上热采防污染工艺管柱及配套工具。该工艺管柱主要由热采防污染封隔器、热采防污染井下开关和热采插管密封器组成。热采防污染封隔器坐封、悬挂在井内后,即可通过热采插管的上提、下放,控制井下开关的开启或关闭,从而有效封隔油层和上部空间的通道,避免压井液进入地层。通过配套工具的地面实验、模拟井实验和高温实验,表明该工具坐封、坐卡、丢手动作灵活无卡阻,密封锚定可靠,满足高温、中温、常温多轮次交替变化下的承高压性能,井下开关开启、关闭动作灵活,能够满足海上热采井多轮次注气和采油需要。

NB35-2油田多元热流体热采水处理工艺

海上油田实施多元热流体热采作业,由于受平台空间、水源及经济等方面限制,水源选择、供水流程优化是必须考虑的首要问题。根据海上油田作业环境及注热设备性能特点,选择油田地热水作为热采水源,引进反渗透水处理设备对水源进行淡化处理,使其满足注热设备供水水质要求。同时,优化供水流程,一方面可有效保障水处理设备的安全运行,另一方面提高了多元热流体发生器的供水温度,从而提高多元热流体发生器的注入能力,降低燃料消耗。现场应用表明,水处理流程设计合理,保障了注热设备平稳运行,有效缩短了注热工期、降低了热采作业费用。

海上油田不同开发方式组合模式探讨

海上油田开发投资大、成本高、风险大,为获得较高的经济效益,有必要对不同开发方式进行组合和优化。根据以往水驱、聚合物驱、热力采油等经济技术界限研究成果,以原油黏度为一级决策、渗透率为二级决策、油藏深度为三级决策,建立了海上油田高效开发方式组合多级决策树,确定出适合海上油田高效开发的4大类26套组合模式;通过数值模拟方法得到了各种组合模式的采收率,结合经济评价优化确定了8套不同油藏条件的最优组合模式,并提出了各模式的生产动态典型特征曲线。绥中36-1油田实际区块应用结果表明,优化得到的高效开发组合模式具有较好的实用性,可以为海上油田开发模式优选提供借鉴。

多元热流体返出气增产技术研究

海上油田利用多元热流体热采技术开采稠油取得了较好的效果,但在多元热流体吞吐热采生产期间,大量气体的产出增加了生产流程的负荷,同时这类气体的释放是一种能量的浪费。通过对多元热流体吞吐井的返出气成分进行分析,研究返出气对原油的影响,探索了一套多元热流体综合利用技术。将多元热流体返出气注入到井组中,利用类似烟道气驱替的作用来提高井组的采收率,提升多元热流体技术的经济附加值,发挥多元热流体技术独一无二的技术和经济优势,达到降本增效的目的。

海上特稠油热采SAGD技术方案设计

辅助重力泄油(SAGD)技术是近年来特稠油高效开发的新技术之一,复杂的海上环境对该技术的应用提出更大挑战。结合国内外SAGD技术的开发经验和渤海旅大特稠油油藏实际情况,从注汽工艺、采油工艺和地面工程进行分析,确定了SAGD开发过程:预热、降压和SAGD操作;优化了不同阶段的注汽和举升工艺,注汽井采用同心双管均匀注汽,降压阶段采用气举,SAGD操作阶段采用高温电泵生产;地面采用小型化、橇装化的热采设备,并对其地面流程进行优化。总体论证了SAGD技术在该油田的可实施性,为海上油田进行SAGD先导性试验提供了理论依据和技术支持。

海上油田蒸汽吞吐化学增效技术研究

在海上油田蒸汽吞吐技术的探索与实践过程中,由于部分稠油油田的地质油藏特性、钻完井方式、平台空间及操作成本等因素的制约,导致海上油田蒸汽吞吐的应用难度高于陆上油田。蒸汽吞吐化学增效技术通过在传统蒸汽吞吐注入流体的基础上添加化学增效复合药剂的方式,能够在热采效果的基础上,扩大波及体积、提高热采洗油效率以及降低原油黏度,从而改善稠油油田的蒸汽吞吐开发效果。从化学增效机理、室内物理模拟以及渤海某油田数值模拟实例的角度,探讨并评价了该技术的提高采收率效果和经济性。基于渤海油田某区块矿场试验方案数值模拟计算结果显示,经过7个周期热采化学增效剂吞吐,在常规热采基础上增油幅度达16%,投入产出比达1∶6.3(油价按40美元/桶计)。该技术成果为深入开展海上油田热采技术开发奠定了基础,并为海上稠油高效开发提供了新的思路和方法。

新型热采筛管在海上稠油油田的应用

海上热采井井底温度达300℃,高温热应力加剧了出砂风险,筛管作为最后一道屏障,决定着热采防砂的成败。筛管在高温、腐蚀和强注强采的恶劣环境下易发生损坏,导致油井出砂停产。针对海上热采井生产特点,研发了新型热采筛管。该筛管材质选用热稳定性强、耐腐蚀和强度高的P110H-3Cr钢材;结构优化为7层,内外2层挡砂网精度外大内小,逐层过滤;特殊结构的导流外护套,减少高速流体冲蚀影响。新型热采筛管不仅具备较好的热稳定性能,而且提高了抗腐蚀能力。截至2015年12月,新型热采筛管已成功应用15井次,作业成功率为100%,单井产能提高2~3倍,未发生出砂及筛管损坏情况。该技术满足了海上油田热采防砂要求,为提高热采效果奠定了基础。

多元热流体热采技术在海上探井测试中适应性研究

稠油黏度高,流动性差,常规测试难以正确评价储层的真实产能。随着多元热流体热采技术在海上油田生产平台的成功应用,提出了在探井测试中应用多元热流体热采技术。通过对支撑平台的适应性分析研究,运用数值模拟方法预测多元热流体热采测试的开采效果,并对相应的井口、供给方式等进行了优化研究。。通过现场实施,多元热流体热采测试的日产油量可达常规冷采测试产油量的2倍以上,实际效果与数值模拟的结果基本相当。该技术的应用更能准确反映油田的真实产能,为海上稠油油田的探井测试提供了一个新方法。

南堡35-2海上稠油油田热采初探

南堡35-2油田是迄今为止中海油在已开发油田中所面临的最具挑战性的稠油油田。该油田常规开发,油井产能低,采油速度小,预测采收率低。根据南堡35-2油田地质特点,结合海上开发及目前热采工艺新的突破,提出多元热流体吞吐热采思路,对开发层系、井型、井距、热采参数等进行优化,提出了推荐方案,并预测实施多元热流体吞吐后较依靠天然能量常规开发采出程度有效提高。矿场先导试验证实单井热采高峰日产油相比冷采邻井产能提高三倍。该研究探索出了一条适合海上稠油高效开发的新模式,开创了国内海上稠油热采的先例。