过热蒸汽注入井下工具及井口耐高温材料的研究

超稠油属难采储量,由于其原油粘度高,开发难度比较大。而通过对地层注入过热蒸汽,可以进一步提高井底蒸汽干度,利用过热蒸汽携带热焓较高、能够更好地加热地层的优势,使超稠油原油粘度进一步降低,增加其流动性,最终改善超稠油的开发效果。     

超稠油油藏蒸汽吞吐参数优选及合理开发界限的确定

应用物理模拟与数值模拟方法研究了超稠油的流体组成、粘温关系和油藏渗流特征 ,分析了超稠油蒸汽吞吐注汽工艺参数对开采效果的影响。在考虑经济效益的前提下 ,建立了蒸汽吞吐开采目标优化函数 ,提出开发超稠油油藏的合理工作制度和技术经济界限。研究结果表明 ,在实施超稠油蒸汽吞吐作业时 ,采取注高温、高干度、高强度的蒸汽和短周期、多周次的工作制度 ,同时在完井方式和注采工艺等方面采取配套措施 ,才能取得较好的经济效益。研究结果为该类油藏的热采开发提供了可靠的依据。     

超稠油油藏蒸汽吞吐参数优选及合理开发界限的确定

应用物理模拟与数值模拟方法研究了超稠油的流体组成、粘-温关系和油藏渗流特征，分析了超稠油蒸汽吞吐注汽工艺参数对开采效果的影响。在考虑经济效益的前提下，建立了蒸汽吞吐开采目标优化函数，提出开发超稠油油藏的合理工作制度和技术经济界限。研究结果表明，在实施超稠油蒸汽吞吐作业时，采取注高温、高干度、高强度的蒸汽和短周期、多周次的工作制度，同时在完井方式和注采工艺等方面采取配套措施，才能取得较好的经济效益。研究结果为该类油藏的热采开发提供了可靠的依据。     

超稠油油藏蒸汽吞吐稳产技术对策研究

以辽河油田曙一区超稠油油藏为例,利用蒸汽吞吐温度场、饱和度场拟合结果及高温吸汽剖面、产液剖面、井温剖面等现场监测资料,分析了超稠油单井常规蒸汽吞吐高周期递减的主要因素。研究表明超稠油单井常规蒸汽吞吐油层动用程度低、油井供液能力下降是高周期递减的主要因素。针对这些因素,强化机理研究,加大室内实验和现场试验力度,提出了多井同步蒸汽吞吐、间歇蒸汽吞吐、高温调剖、一注多采等稳产技术对策。在现场应用后,有效地缓解了超稠油高周期蒸汽吞吐产量递减,周期递减由8.31%下降到3.25%,相同周期产油量高于单井常规蒸汽吞吐200t左右,油汽比提高0.03。     

用物理化学辅助蒸汽吞吐技术改善超稠油开采效果

针对乐安油田超稠油区原油粘度大,注汽困难的开采特点,从超油渗流特征研究着手,采用物理化学辅助蒸汽吴吐技术提高该地区原油采 ,比较了采取不同强化注汽措施前后,采油情况的变化开展了以降粘剂、助排剂、声波助注器为主的物理化学辅助蒸汽吴吐的现场试验,见到了明显的增油效果。     

深层稠油混合高温蒸汽吞吐工艺参数优化研究与实践

为了提高深层超稠油油藏注蒸汽吞吐热采中地层蒸汽干度及其加热降黏效果,提出了混合高温气吞吐热采工艺技术,即在常规蒸汽吞吐过程中,混入氮气、二氧化碳或烟道气(主要由氮气和二氧化碳组成)等非凝析气体,以有效控制注蒸汽过程中的热损失;并根据汽/液两相流体动力学和热力学原理,建立了深层稠油井混合高温蒸汽吞吐过程中井筒温度梯度、井筒压力梯度、混合流体干度及物性参数等的定量计算数学模型,以对注汽井的井筒动态进行系统分析与控制.以胜利油田孤东GO51X11井为例,发现注汽参数的理论计算结果与实际监测结果具有较好的一致性.     

超稠油直井-水平井组合蒸汽辅助重力泄油物理和数值模拟

研究了中深层超稠油油藏在直井蒸汽吞吐中后期,用直井注汽水平井采油的方式转蒸汽辅助重力泄油（steam as-sisted gravity drainage,SAGD）开发的机理。应用高温高压比例物理模拟方法,研究了水平井布于直井斜下方时SAGD蒸汽腔的形成和扩展过程。结果表明,转SAGD的初期以蒸汽驱动作用为主并逐步向重力泄油作用过渡,并可划分为蒸汽吞吐预热、驱替泄油、稳定泄油、衰竭开采4个开采阶段。利用数值模拟优选了布井方式、井网井距、水平井段长度、转SAGD时机和注采参数。该模拟方法在辽河油田杜84块超稠油油藏开发中取得了较好的现场试验效果。     

超稠油直井-水平井组合蒸汽辅助重力泄油物理和数值模拟

研究了中深层超稠油油藏在直井蒸汽吞吐中后期,用直井注汽水平井采油的方式转蒸汽辅助重力泄油(steam as-sisted gravity drainage,SAGD)开发的机理.应用高温高压比例物理模拟方法,研究了水平井布于直井斜下方时SAGD蒸汽腔的形成和扩展过程.结果表明,转SAGD的初期以蒸汽驱动作用为主并逐步向重力泄油作用过渡,并可划分为蒸汽吞吐预热、驱替泄油、稳定泄油、衰竭开采4个开采阶段.利用数值模拟优选了布井方式、井网井距、水平井段长度、转SAGD时机和注采参数.该模拟方法在辽河油田杜84块超稠油油藏开发中取得了较好的现场试验效果.     

注过热蒸汽井热力计算

以蒸汽压力和比焓作为求解变量,根据能量守恒和动量守恒建立井筒注过热蒸汽的热力计算模型,对井筒内分别采用普通油管和隔热油管两种工况进行注汽热力计算,并分析井内蒸汽热力参数分布情况。该模型将注过热蒸汽、湿蒸汽和注热水热力计算统一起来,克服了传统计算方法需要根据蒸汽在井中的相态切换求解变量和微分方程的缺点。结果表明,采用普通油管注过热蒸汽时,井内蒸汽一般会凝结变成气液两相流。计算结果与测试结果和文献结果的对比验证了所建计算模型和方法的可行性。     

段塞驱技术的探索与研究

针对单家寺油田单六块井组蒸汽驱后期暴露出的一系列问题,通过对该区块油藏地质特点和开采现状特征分析,对段塞驱技术进行了研究,从数值模拟研究、蒸汽吞吐阶段历史拟合和注汽参数三方面探索研究。在此基础上,优化了段塞驱相关参数,利用“经济产油量”作为评价指标,确定了段塞驱最优方案。并结合相应的配套工艺技术进行了现场试验,收到了明显的汽驱效果,油汽比由汽驱前平均油汽比0.38上升到0.80,上升了0.42,阶段采注比达到2.08。段塞驱技术能有效改善特超稠油油藏多轮次吞吐后期的开发效果,是治理蒸汽汽窜,增大蒸汽波及面积,提高稠油油藏采收率的有效手段,是单家寺油田今后的主导开发工艺之一。     

掺稀采油在塔河油田的应用研究

塔河油田是中石化在西部的主产油田,该区块具有超深、超稠等特点。针对塔河油田超深层稠油油藏的特点,在对稠油特性及深井举升工艺研究基础上,结合室内掺稀降粘评价,利用多相管流计算方法分析深井稠油掺稀降粘优化设计模型,对掺稀降粘工艺在塔河油田的应用在理论上进行了深入分析和评价。现场运用表明,掺稀降粘工艺是一种适合塔河油田超深层稠油开采的主要采油工艺和增产措施。     

下刚果盆地西北部深水区Albian阶Sendji组原油地球化学特征、成因及分布规律

针对下刚果盆地西北部深水区Albian阶Sendji组原油的特征、成因、来源及分布规律等问题,通过对该区7口钻井15个原油样品的物性参数、稳定碳同位素、生物标志化合物等方面的研究,结果表明,Sendji组原油总体为轻质原油,向陆一侧的3个油田中Sendji组原油具有湖相原油的特征,可能来源于盐下湖相烃源岩;向海一侧超深水区MOHO油田Sendji组原油具有海相原油的特征,可能来源于Likouala组上部海相烃源岩。下刚果盆地海域的湖相原油主要分布在近陆一侧的浅水和部分深水区,而海相原油主要分布在向海一侧的深水及超深水区,中间过渡带分布湖相和海相的混合原油。     

塔河油田深层稠油掺稀降黏技术

针对塔河油田超深层稠油储层地质特点和稠油性质,进行了稠油掺稀降黏室内实验和现场试验.室内实验分析了塔河油田稠油黏度的影响因素(稠油特性、温度、压力、含水、流动状态、溶解气、矿化度).讨论了塔河油田稠油掺稀降黏的原理及降黏规律,并采用2口井的稀油对3口井的稠油进行定温条件下不同掺稀比例的稠油降黏实验.实验结果表明:掺稀比例和稠、稀油黏度差等因素都会影响降黏的效果.当稠油与稀油以体积比1:1混合后,稠油黏度下降幅度较大,降黏率一般大于95%.现场试验表明,各种掺稀降黏工艺管柱及工艺均能适用于塔河油田不同开采方式、不同含水情况下油井的正常生产,工艺的普适性较好.塔河油田深层稠油油藏掺稀降黏效果明显,投入产出比为1:7.     

直燃机重油系统设计探讨

介绍高层建筑中的锅炉房｜制冷站的重油燃烧系统的工艺原理，以及重油供油系统中各主要设备的设计要求方法，并简要介绍了重油储油罐、日用油箱、油泵及其管道的布置。对工民建中重油系统的设计、施工有参考价值。     

冷却方式对特厚钢板淬火温度均匀性的影响

对特厚钢板采用水槽浸入淬火和超快冷连续淬火两种方式,对比分析持续冷却和间歇冷却对特厚钢板心部、近表面冷速以及厚向温度均匀性的影响规律,阐述特厚钢板淬火特有的心部导热和表面换热特征,建立优化的淬火工艺规程.结果表明,相比于持续连续式淬火,间歇连续式淬火能够在保持特厚钢板心部冷速不降低的前提下,显著减缓钢板表面冷速,提高了厚向温度均匀性.当水冷/空冷时间比为14左右时,优化效果最为明显.     

稠油催化水热裂解降黏实验研究

采用高温高压反应釜模拟研究了稠油在开采过程中全温度段(50～300℃)条件下的催化水热裂解降黏反应,利用元素分析仪和高效液相色谱分析了稠油元素组成和族组成变化,利用旋转流变仪测试并分析了稠油黏度变化及黏温特性,初步探讨了200℃以下的稠油催化水热裂解降黏的实质.结果表明:稠油在低温条件下水热裂解反应降黏以破坏弱化学作用力为主,稠油降黏率与重质组分减少密切相关.有催化剂存在时,稠油催化裂解作用的主要温度在150～200℃,反应24 h降黏率可达到80%以上.     

稠油油藏注CO_2吞吐适应性研究

以辽河油田的高升、冷家堡油藏为例 ,运用数值模拟和油藏工程方法对稠油油藏注CO2 吞吐进行了适应性研究 .研究表明 :原油黏度是影响CO2 吞吐效果最敏感的参数 ,随原油黏度增大 ,换油率增大 ,可以选择原油黏度较高的油藏进行CO2 吞吐 ;对于有一定自然产能的油藏来说 ,含油饱和度并非越高越好 ,而是有一定的适应范围 ;对于普通稠油 ,随原油黏度改变 ,合适的含油饱和度、孔隙度范围随之改变 .作出了普通稠油的黏度—含油饱和度图版、黏度—孔隙度图版 ,同时结合油田实际作出了两种不同标准的经济适应性图版 .所得的结果对辽河稠油油藏选择合适的CO2 吞吐井有一定的指导意义     

稠油体系的微观结构及流变性分析

论述了稠油的胶体结构性质.沥青质胶束在体系各种力作用下通过自缔合作用,可形成不同层次的超分子结构,使稠油成为一种多分散的胶体体系.利用透射电子显微镜观察了稠油内部胶团结构的形态,分析了胶质-沥青质的存在状态.利用RS75旋转黏度计测试并分析了稠油的黏温特性及流变特性.结果表明:黏温曲线在测量区间内(20～80℃)较好地符合Arrhenius方程,低温下的活化能高于高温下的活化能;在较低温度下,稠油黏度具有剪切稀释性,并且随压力增大而增大,这是低温下胶质、沥青质结构增强及少量蜡晶析出共同作用的结果.     

沉船舱内重油加热数值分析

采用专业的流体力学软件开展数值模拟工作,研究给定尺度油舱的重油在加热棒加热及热油注入的两种情况下,油舱重油的热扩散问题。采用加热棒加热重油和注入热油的方式进行数值模拟,分析油舱内重油的温度的平均热扩散和空间分布规律。从数值分析结果可以看出：采用加热棒加热油舱内的重油,油舱内温度随时间的变化是显著升高后达到稳定温度,分别经历了重油温度线性增加、升温速度随温度升高而略有减小和稳定段三个阶段,且温度达到稳定时在空间范围内变化不明显;注入热油情况时,油舱内重油温度随时间升高速度大于加热棒加热的温度升高速度,也呈现出明显的三个阶段：线性段温度升高较快、弯曲段升温速度明显变慢和稳定阶段,且注入的热油温度越高,油舱内的重油温度越高,重油温度沿油舱的展向变化也非常小。与加热棒加热重油相对比,注入热油后油舱内重油的温度状况得到明显的改善,采用注入热油的方式对增加油温和油的运动速度具有显著的优势。数值分析结果可为沉船重油回收加热棒布置提供参考,热油注入模拟可以解决油舱内重油流动缓慢、在抽油口难以抽出重油的难题。     

基于FLUENT的水平管道稠油掺稀均质化流场模拟

掺稀降黏输送是常用的稠油管道输送工艺,稀油通过分散和溶解作用降低稠油黏度。然而,稠油黏度较高,稀稠油是否混合均匀将直接影响降黏效果。国内外学者对竖直井筒中稠油掺稀举升的混合方式和效果多有研究,但针对水平管道掺稀方式及入口速度和掺稀比对混合效果的影响却鲜有报道,故本文基于计算流体动力学理论,建立了水平管道稠油掺稀模型,着重分析了稠油入口速度、掺稀比以及加装静态混合器对混合效果的影响,研究结果表明:水平管道稠油掺稀流动过程中,稠油、稀油混合不均匀,形成稠油、混合油、稀油的分层流动形态;稠油进口速度不能改善分层流动现象,对稠油、稀油的混合均匀性影响较小;改变掺稀比不能有效改善稠油、稀油的混合效果;在管道内加装3组SK组件能实现稠油、稀油的最优混合;SK静态混合组件能极大程度地提高混合油品在管道内的湍动能,促进稠油、稀油均匀混合。本文的研究成果对改善稠油水平掺稀的混合均匀性,提高降黏效率有重要意义。