蒸汽驱后期

蒸汽驱后期（精选九篇）

蒸汽驱后期 篇1

本文中主要对预测蒸汽驱后期的转接替换方式进行的探讨, 并对最佳时机进行计算, 从而总结新经验及新方法。

1 蒸汽驱的后期生产特征

1.1 汽窜问题

运用蒸汽驱进行油藏开发时, 整个设备的使用过程主要分为三个步骤。

首先, 将设备与油井进行连接, 即连接阶段, 在随后的蒸汽驱阶段, 蒸汽驱的能够大幅度提升采油量, 在随后的3到4个小时后, 蒸汽驱的采油能力发挥到最大, 进入到第三个步骤, 即达到了一个突破阶段, 这个环节的采油率达到最高, 这三个阶段中蒸汽驱的汽窜现象并不是很严重, 能够采取一定的措施进行控制。而到了后期, 蒸汽驱设备与油井的连通不断加深, 蒸汽腔与油井地层出现碰撞, 如果这个阶段没有减缓设备的运转速度, 而是继续注入蒸汽就会产生严重的汽窜现象, 同时也极大地降低了采油率。

1.2 产量递减

蒸汽驱采油环节的运转后期, 待达到突破阶段后, 采油率逐渐呈现递减的趋势, 通过线性计算, 其曲线图的表达方式主要有三种, 分别是指数递减、双曲线递减及调和递减。

这里主要介绍的是第一种递减方式, 通过其公式可计算该种形式的表达规律。

指数递减的表达公式为:

根据该公式, 可推算出符合指数递减曲线油藏的累积产油量, 设生产时间为n, 总体原油产量的计算公式为:

通过该公式, 导入时间点进行计算, 可绘制指数曲线, 进而观察原油开采的递减规律。

1.3 注采特征

相关参考文献中对蒸汽驱的采油情况进行了线性分析, 主要的关系量为油藏的累积产油量与累积的注气量, 线性关系的确定是在井网相对稳定的前提下进行计算的。反映注气量与产油量关系的曲线称之为注采特征曲线, 具体的公式为:

运用该公式进行指数求导, 将时间系数输入公式计算, 即可得到蒸汽驱注气量与原有开采量之间的线性关系。

2 数值模拟研究

2.1 地质建模

根据计算得到的蒸汽驱注气量与石油开采率之间的关系, 进行地质建模, 主要是在研究区进行试验。首先要对研究区块的石油储层厚度进程测量, 采取多处测量结果后, 计算其平均厚度, 接着进行孔隙度的测量计算, 同样也需计算出其平均值, 在此基础上进行平均渗透率的计算。

在统计完上述数值后, 参考井组的实际地质参数来进行地质建模。通过对地质模型的观察, 在符合实际参数的情况下, 才可以开展后续的数值模拟研究。

2.2 历史拟合

进行数值模拟研究时, 本文主要运用的是CMG中的STAR软件进行计算, 通过对实验区块的数据收集及计算, 来绘制注气量与采油率之间的线性曲线。其曲线所反映的关系主要是累积产液量、累积产油量及累积产水量之间强弱对比, 进而分析三者之间的历史拟合程度 (图1) 。

2.3 生产预测及转接替换方式时机

在进行数值建模后, 分别对蒸汽腔的分布及温度进行统计, 在最开始的相同时间点上, 蒸汽驱的运转涉及区域较狭小, 而在后期的某个时间点上, 蒸汽驱存在的问题较为严重。

首先是蒸汽腔在油田区块中的数量及范围增大, 而且汽窜现象也较为严重, 尤其在地层上部的高倾角部位, 蒸汽超覆程度严重。后一时间点的地层温度明显高于前一时间点的。分析蒸汽腔和温度场分布发现, 前一时间点有部分井汽窜, 但是地层温度较低, 蒸汽腔发育不成熟, 无法进行下一步的转接替方式, 而当蒸汽驱至后一时间点时, 温度升高, 蒸汽腔发育较为成熟, 汽窜井数增加, 应当将蒸汽驱转为其它的开发方式, 以减轻汽窜, 有利于原油的进一步开发。

3 结论

文章结合实践分析了蒸汽驱采油量的变化情况及汽窜问题的产生规律, 主要是利用指数曲线及线性关系曲线进行计算并绘制曲线关系图, 进而得出蒸汽驱在运转的三个阶段中采油量的峰值, 以及计算在递减阶段转接替换的时机, 并通过数值模拟实验, 验证了蒸汽驱设备各个环节操作要点, 进而提升油藏采油的整体效率。

参考文献

[1]张弦.中深层稠油油藏改善蒸汽驱效果技术及其机理研究[D].大庆:东北石油大学, 2011.

[2]张兴文.齐40块蒸汽驱综合调控技术研究与应用[D].大庆:东北石油大学, 2013.

蒸汽驱后期 篇2

关键词：辽河油田;蒸汽驱;吞吐;可行性;经济效益

1 蒸汽吞吐加热半径计算方法

利用矿场实际生产周期数据和Max-Langenheim加热半径计算公式对某区块各层系井目前的平均加热半径进行了计算，计算方法为：

A（t）=■（e■erft■+2■-1）

式中：A——加热面积;is——蒸汽注入速率;hm——饱和蒸汽的焓;MR——油层的热容量;tD——无因次时间;rh——加热半径;h—油层厚度;erft——误差补偿函数;ED——波及系数;λ■——顶底层岩石导热系数;αs——顶底层岩石热扩散系数;ΔT——蒸汽与油层的温差。计算结果表明：截止到目前，某区块各层系最大平均加热半径为36～65m。其中于楼油层的加热半径为36～40m，井间有36～40m的未加热区;兴隆台油层加热半径为52～65m。

2 井网井距适应性

考虑到正方形井网具有易于调整的优点，再加上将来转换开发方式对采注比的要求，本次调整将继续采用正方形的井网形式。

井距优选的综合研究结果表明：某区块除于Ⅰ组井距在合理井距的上限值以外，其他三套层系目前所采用的118m井距基本已经接近极限井距的下限值，其具体依据如下：

应用经济效益法计算合理井距：油藏采收率与油砂体分布的特点以及不同井距条件下的钻遇砂体的概率有关：油田总投资近似看成与井数成正比，即：

M=n·b=■·b

因为采收率、总产值、总投资额随井距变化而变化，当总产值与油田总投资额差值为最大时其开采经济效益最优，此时：

■=0

其中，N——油田地质储量;ED——驱油效率;λ——砂体驱替控制程度;ε——注采井数比;Co*——与砂体有关的常数;N——井數;F——油田总开发面积;Co——原油售价;ER——采收率;d——注采井距;？渍——面积校正系数;b——平均单井总投资。

求解上述方程即可得出在不同油价下的合理井距，当井距超出合理值时其总体经济效益将急剧下滑。某区块在油价为$20时，各层系的合理井距分别为106m、140m、119m和132m。

3 各层系吞吐及汽驱极限油汽比的确定

对于稠油注蒸汽热采开发，其原油成本中固定成本将大幅度提高，并且可变成本所占的比例也将升高，因此对其开采中的经济极限问题应格外关注。而油汽比是矿场常用的一项评价稠油开发盈亏的技术指标。当周期总产值与总成本持衡时，开采总收益为零，此时所对应的油汽比即为周期极限油汽比。

当Mp=0时，便可得出极限油汽比为：

OSR极=■

式中Mp——净收益;Roc——原油商品率; Rs——蒸汽成本;Cf——单井生产成本中平均每天分摊的固定成本费用;Cwn——与井网有关的费用;Rdef——折算到日的固定资产折旧率;Pv——产值;Pr——原油售价;qo——平均单井日产油;Iuw——分摊到单井的固定资产投资;Cwd——成本;qs——平均单井日注汽;Ro——与产油有关的费用;OSR——油汽比。应用上述公式某区块各层系吞吐及蒸汽驱方式的极限油汽比进行计算。加密井的生产周期油汽比达到上述油汽比指标时，开发才能取得一定的经济效益。

4 加密井吞吐极限产油量

运用经济盈亏平衡法对某区块各层系新井的经济极限产量进行了计算。

Np=■

其中Np——极限产量;Cd——钻井进尺成本;h——完钻井深;Cw——单井地面建设费;Cr——单井锅炉使用费;Pr——原油售价;x——税率;Cp——操作成本;F——管理费。

从各层系吞吐及汽驱方式下的经济极限产油量计算结果可以看出，于I组油层吞吐和汽驱方式下的经济极限产油量分别为3961t和5016t;于II组油层吞吐和汽驱方式下的经济极限产油量分别为4084t和5203t;兴I组油层吞吐和非混相驱方式下的经济极限产油量分别为4207t和5477t;兴II组油层吞吐和非混相驱方式下的经济极限产油量分别为4330t和5684t。

5 单井极限控制剩余储量、剩余可采储量

拥有足够的剩余单控储量是保证加密有效的物质基础。利用本次研究采收率的预测结果，对剩余单控地质储量为0.5×104t～6×104t的油井在不同开发方式下进行了剩余可采储量预算。

结合前叙所确定的单井经济极限产量和极限油汽比，便不难得出在不同开发方式下加密调整的技术界限。对于于I组油层，在剩余单控地质储量大于4.0×104t的区域加密吞吐仍可取得较好的经济效益，但若采用上返式吞吐开采，则每次上返至少应增加可采储量0.06×104t;汽驱开发采收率高，要求剩余单控地质储量大于2.0×104t。

参考文献：

[1]闫斐，刘卫芝，闫森，张勇，张金岗.孤气9封闭性断块蒸汽驱技术研究与应用[J].石油天然气学报，2011（06）.

作者简介：

蒸汽驱后期 篇3

关键词：蒸汽驱,油层厚度,原油黏度,构造倾角,沉积韵律,含油饱和度

1 地质概况

齐40块构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡上台阶中段,四周为断层所包围,构造面积8.5km2。该块主要发育沙河街组沙一+二段的兴隆台油层和沙三段的莲花油层,其开发目的层为莲花油层,油藏埋深-625m～-1050m,属于高孔、高渗储层。截止2006年底探明含油面积7.9km2,探明石油地质储量3774×104t。

沉积环境为扇三角洲前缘相沉积,主要发育水下分流河道、河口砂坝、分流间及前缘薄层砂四种微相类型。断块内地层总体上由北西向南东倾没。北部地层较陡,地层倾角一般为10°～25°;南部逐渐趋缓,地层倾角一般4°～12°。

原始地层压力8MPa-11MPa,压力系数0.996。莲花油层温度在36℃～43.6℃之间。莲花油层原油属高密度、高黏度、低凝固点稠油。总体来看,齐40块为断层所遮挡的岩性-构造、边水中～厚层稠油油藏。

2 开发历程

齐40块自1987年采用蒸汽吞吐方式开采至今,共经历五个阶段:蒸汽吞吐上产阶段,产量递减阶段,综合调整阶段,转换方式准备阶段,工业化规模实施阶段。目前全块蒸汽驱井组达到150个,实现了齐40块蒸汽驱工业化实施。

3 蒸汽驱开发效果敏感性分析

影响蒸汽驱开发效果的因素有很多,包括地质因素、注汽工艺等。应用cmost软件对影响齐40蒸汽驱开发效果的各参数进行了分析。得出:注入蒸汽干度和油藏构造倾角对蒸汽驱开发效果影响较大。

4 不同地质体单元合理注汽强度研究

(1)油层厚度

模拟了油层厚度分别为10m、15m、20m、25m条件下蒸汽吞吐6周期转蒸汽驱的注汽速度。模拟结果表明,油层厚度为10m和15m的情况下,注汽速度80m3/d,油汽比最高,当油层厚度为20m和25m注汽速度在70m3/d,油汽比最高。油层厚度越薄,注入蒸汽过程中热损失越大,,高汽强度能有效改善薄层稠油油藏蒸汽驱开发效果。因此合理注汽速度区间在70～80m3/d。

(2)原油黏度

通过模拟地面50℃条件下原油黏度分别为1690MPa·s、4393MPa·s、8786MPa·s、16900MPa·s条件下的注汽速度。原油黏度越低,蒸汽超覆遇到的垂向流动阻力越小,因此,蒸汽更易超覆到油层顶部;而当原油黏度很大的时候,蒸汽超覆受到的垂向原油阻力更大,超覆速度慢,蒸汽容易沿着局部高渗透条带直接突破生产井井底,因此注汽速度不宜过大。当原油黏度为1690MPa·s时,注汽速度90m3/d时油汽比最高,当原油黏度为4393MPa·s时,注汽速度80和90m3/d时油汽比最高,当原油黏度为8786MPa·s时,注汽速度80m3/d时油汽比最高,当原油黏度为16900MPa·s时,注汽速度70m3/d时油汽比最高,因此随着原油黏度的增加,注汽速度应适当降低。

(3)油藏倾角

由于外力的大小及作用方向千差万别,因此变形后岩层的构造形态多种多样。一般来说,岩层的倾斜方向及倾角大小将强烈地影响着流体的运动。在倾斜平缓的岩层中,蒸汽有沿上倾方向运移的趋势,但也有沿沉积条件所形成的高渗透通道运移的趋势,也就是说,被驱替的油可能向上倾方向运动,也可能向下倾方向或横向运动。在陡峭的倾斜地层中,蒸汽将强烈地向上倾方向运动,而在重力驱动下,把受热的油驱向下倾方向。蒸汽驱井位部署应根据油藏的构造形态来优化。

齐40块注蒸汽试验区北部油藏倾角10°～25°,西部油藏倾角30°～40°,南部油藏倾角4°～15°,因此模拟了油藏倾角在5°～40°之间变化时的注汽速度。模拟结果表明,当油藏倾角小于15°时,最优注汽速度为70～80m3/d,随着构造倾角增大,构造高部位油井汽窜风险越来越大,汽窜时间越来越早,因此注汽速度不宜过大,当构造倾角在20°～40°之间时,最优注汽速度为60m3/d。

(4)沉积韵律

为了分析不同沉积韵律油藏合理注汽强度,分别模拟了正韵律油层、反韵律油层和复合韵律油层条件下的注汽速度。

模拟结果表明,不同沉积韵律油藏,注汽强度存在一定差异。对于蒸汽驱开发方式而言,由于存在蒸汽超覆,若沉积模式为正韵律,即下部储层物性好,上部储层物性差,注蒸汽时上、下吸汽相对均匀,蒸汽腔在油层顶部的直进现象受到遏制,蒸汽腔纵向发育较为均匀,蒸汽驱结束时刻纵向储量动用好,最优注汽速度为80m3/d。而其它两种沉积韵律,由于油层上部渗透性好,蒸汽超覆现象明显,受到蒸汽超覆影响的储层下部储量动用相对较差,最优注汽速度为90m3/d。

(5)含油饱和度

为了分析不同含油饱和度油藏合理注汽强度,分别模拟了原始含油饱和60%、70%,、80%条件下的注汽速度。模拟结果表明,不同含油饱和度油藏,注汽速度差别很小,最优注汽速度均为70～80m3/d。

5 结语

蒸汽驱后期 篇4

蒸汽驱；气体示踪；井间监测技术；井组地质建模

齐40块构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡上台阶中段，该块开发目的层为莲花油层，原油属高密度、高粘度、低凝固点稠油。该块目前主要的开采方式为蒸汽驱。本文意在通过对该井组监测所取得的认识，为该块工业化转驱整体评价提供一定的指导意义，同时也为稠油的蒸汽驱开采技术积累一些经验。

1.监测井组概况

齐40-17-028井组位于齐40块中部偏西北方向，本次监测包括1口示踪剂注入井和周围16口对应的一二线监测油井，其中包括齐40-16-028、齐40-17-028、齐40-18-028、齐40-16-281C等井为汽驱注汽井，开发层位为莲2。生产井段位于743.4～884m之间，厚度（m）/层数区间为16.6/6～37.9/19。

2.井间示踪监测原理

井间示踪技术的基本原理是参照测试井组的有关动静态资料，设计测试方案，选择、制备合适的示踪剂，在测试井组的注入井中投加示踪剂，按照制定的取样制度，在周围生产井中取样、制样，在实验室进行示踪剂分析，获取样品中的示蹤剂含量；同时，绘制出生产井的示踪剂采出曲线，即示踪剂随时间采出的变化曲线。建立测试井组的地质模型，将测试井组的示踪剂采出曲线和动静态资料等相关资料输入计算机软件，通过拟合计算和分析，最终得到注入流体的运动方向、推进速度、波及情况、储层非均质性以及剩余油饱和度等信息资料。这项技术的实质是将示踪实测资料与模拟技术相结合，获得注入流体地下运动规律，求解地质参数和地下流体饱和度信息等资料，为工艺措施及方案调整提供依据。

3.示踪剂的选择与用量计算

示踪剂的选择原则。目前，用于油田的示踪剂种类很多，主要有化学示踪剂、放射性示踪剂、同位素示踪剂，固体、液体、气体示踪剂等等，其适用范围也各不一样。但在具体的应用过程中，一般选择示踪剂应满足以下几个原则：

地层中的背景浓度低，表面吸附量小，弥散系数很小；与地层矿物不反应，与所示踪的流体相溶；易检测、灵敏度高；操作简便，化学稳定性和生物稳定性好；无毒、无放射性，安全；来源可靠、成本能够接受；符合HSE标准，对人体无任何伤害；对其它工艺技术的开展无任何影响，不污染环境。

示踪剂的用量计算。示踪剂的注入量，从根本上来讲，取决于被跟踪储层的体积和分析仪器的最低检测限，当本底数值较大时，示踪剂的注入量主要由能否掩盖本底数值来决定。Brigham等在假设按五点法布井、均质地层、注采比为1∶1，注入流体和地层流体的流度比为1的条件下，考虑面积扫及的影响及示踪剂段塞前后的稀释作用，结合现场突破和弥散资料，利用Fick扩散方程推导出预测水示踪剂用量的计算公式。现场应用表明，Brigham-Smith公式具有一定的准确性，而且适用于对气体示踪剂用量的估算，但分散常数须通过实验重新求出。对气体示踪剂，Brigham-Smith公式为：Gc=14.4h SgCp 0.265L1.735

4.监测内容

本次气体示踪剂监测的目的，是为了解齐40-17-028井组汽驱动态及周边对应油井的受效情况，定量研究油层的非均质性，了解汽驱的波及情况，同时运用气体示踪监测资料跟踪评价汽驱效果。研究内容如下：

通过气体示踪监测确定汽驱井齐40-17-028井组注汽层段的注入蒸汽在油层平面和纵向上的推进速度及方向；分析油层连通情况；对层间非均质性进行描述；确定注入蒸汽的波及情况；对齐40-17-028井组汽驱效果进行评价，为下步措施及方案调整提供依据。

5.综合分析解释

地质建模。在该井组地质建模中，平面上选取以测试井组为中心的一个矩形范围为研究范围，从平面上来看，所选的矩形区域左右长度为354.2m，上下长度为359.3m，研究区域平面上共0.127km2。针对齐40-17-028井组的示踪剂测试进行了分析，对示踪剂产出曲线进行了拟合，在产出浓度曲线符合较好的情况下得到了地层参数（大孔道）分布情况。

平面上注汽状况分析。在本次示踪监测期间，共有12口监测井检测到示踪剂产出，四口井未检测到示踪剂产出。从注汽推进速度来看，各井之间差异很大，最快的齐40-18-28井，推进速度达到了18m/d，而齐40-19-291井，只有6.17m/d，多数井的蒸汽推进速度在10-16m/d之间。分析其原因，可能是由于热的传播规律造成：热汽往往向高处推进，注入的蒸汽也一样，井组的北部及西北部，构造相对较高，东南部构造位置较低，因此，蒸汽注入后，主要向北部及西北部方向推进，速度也比较快，形成了北部见效比较明显，南部见效较差的现象。

纵向上注汽状况分析。第1层：该层在齐40-17-028井的测井划分中对应11号小层，该层的相对吸汽量只有2.76%，吸汽量很小，只有东部和南部的4口井存在注汽流线，并且只是一种趋势，目前来看，还难以形成注汽见效。压力分布上来看，井组北部的压力相对比较低。

第2层：该层在齐40-17-028井的测井划分中对应13号小层，与第一层一样，该层的吸汽量也很小，只有6.11%，难以形成注汽见效；除了西北角的三口井和南部四口井外，该层其它井都存在蒸汽流线趋势，如果增加该层的注汽量，这些井将容易见到注汽效果；该层压力分布呈现齐40-17-028井周围压力较高，向四周逐渐均匀降低的现象。

第3层：该层在17-028井的测井划分中对应16、17、18号小层，该层的厚度较大，整体上平面分布也相对稳定，流线分布上，除了距离较远的齐40-19-291井外，其它15口监测井都存在蒸汽流线；其相对吸汽量为24.95%，但从目前的情况来看，还没有形成蒸汽突破，如果适当增加该层的注汽量，该层将最容易见效。压力分布方面，该层在注入井齐40-17-028井周围用力较高，其它部位由注入井向四周均匀下降，下降的幅度不是很大。

第4层：对应齐40-17-028井的第19号小层，该层分布范围广且比较稳定，厚度大，渗透率高，其相对吸汽量达到了57.96%，占了全井吸汽量的近五分之三，从拟合的结果来看，本次示踪剂突破的12口井，都是在该层突破的。由于该层渗透率高，连通性好，注入的蒸汽在大孔道中快速突破到一线生产井，甚至到达了二线的生产井。一方面，可以使各井注汽见效，提高油井产量；另一方面，蒸汽快速突破，产生汽窜，也容易降低蒸汽的驱替效率。

第5层：对应齐40-17-028井的第20号小层，该层在监测区域内，射开生产的油井不是很多，主要集中在南部，因此，蒸汽流线波及到6口井，从吸汽剖面上看，该层相对吸汽量也只有8.22%，与第一、二层一样，吸气量较少，目前也没有蒸汽突破井。压力分布上，该层注入井周围压力较高，南部压力相对来说较高，北部压力较低。

6.结论与建议

在本次齐40-17-028井组的井间气体示踪监测中，16口监测井有12口井见到了示踪剂显示，为进一步开展汽驱动态分析及措施调整提供了理论依据，实现了示踪监测的目的。因此，建议如下：

目前齐40-17-028井约三分之二的注入蒸汽都流入了19号小层，使该层蒸汽突破较快，大部分井都产生了汽窜现象，一方面影响了注入蒸汽的效率，另一方面，纵向上其它层因吸汽量较少，特别是第一、二、五这三层，很难实现注汽见效，第三层目前虽然有一定的吸汽量，但还没有见到蒸汽突破，因此，建议对17-028井实施分层注汽，加强第一、二、五层的注汽量，适当增加第三层注汽量，控制第四层注汽量，以实现纵向上均衡开发。

从本次示踪的结果来看，蒸汽构造高处流动有一定规律，因此，建议对比一下其它注汽井的情况，在今后选定注汽井的时候，尽量选择构造低点，让蒸汽向高处推进，可以实现更多井注汽见效。

[1][美]K.C.洪.蒸汽驱油藏管理（P8-P10）.北京：石油工业出版社，1996.06

[2]张义堂等.热力采油提高采收率技术（P167-P177）.北京：石油工业出版社，2006.05

蒸汽驱开采期油气集输工艺优化 篇5

一、蒸汽驱开发的特点

蒸汽驱主要工作原理为通过注汽井往井底注入干度不低于70%的高温蒸汽, 通过高温蒸汽改变油藏流体流动性, 提高采收率。

蒸汽驱采出液特点:

1.温度高:在高温蒸汽的作用下, 在蒸汽驱热连通阶段单井产液温度:35~50℃, 而到全面驱替阶段后, 井口采出液温度能达到70~80℃。

2.含水率高:采用蒸汽驱开采的油藏已经进入到了稠油开发中后期, 进入

到高含水期阶段, 含水率能达到85%以上。

3.油气比低:油气比约为10m3/t。

二、集输工艺优化的必要性

目前常用稠油集输工艺为井口加热单管集输工艺和井口掺液输送双管集输工艺。

井口加热单管工艺流程为:

1.井场

套管气

采油井口 油 单井管线 计量接转站

井口掺液 (稀油或水)

2.计量接转站

(1) 稠油生产流程:

单井来油气→计量间→油气分离缓冲罐→外输泵→计量→外输加热炉→集输管线→联合站

(2) 掺稀油流程:

稀油干线来稀油→加热→总计量→稀油分配阀组→单井计量→掺稀油管线→井口

(3) 天然气流程:

油气分离缓冲罐→立式分离器→空冷器→计量→加热炉燃气

站外来套管气

站外来天然气→计量

井口掺液输送双管工艺流程为:

3.井场

套管气

采油井口 油 单井加热炉 单井管线计量接转站

4.计量接转站

(1) 稠油生产流程:

单井来油气→计量间→油气分离缓冲罐→外输泵→计量→外输加热炉→集输管线→联合站

(2) 天然气流程:

油气分离缓冲罐→立式分离器→空冷器→计量→加热炉燃气

站外来套管气

站外来天然气→计量

目前该两种流程均存在着能耗高的弊端, 井口加热单管工艺流程所需井口加热炉多, 且布置分散, 不易管理;井口掺液输送双管流程需在计量接转站内布置掺液缓冲罐、掺水加热炉、掺水泵、掺水阀组等一系列设施, 占地大, 能耗高, 投资高。

结合蒸汽驱开采的采出液温度高、含水率高等特点, 需对地面油气集输的工艺进行优化。

三、井口不加热单井串接集油工艺描述

在蒸汽驱区块采用井口不加热单井串接集油工艺, 该工艺特点为充分利用采出液温度不加热集输进站, 单井采出液计量采用井口计量方式, 各站所辖井按照区域位置分布, 分成若干井组平台, 采用串接集油方式将采出液输送至就近计量接转站。

含水原油表观粘度变化曲线为原油表观粘度的变化先经历一个上升区:随之含水率的增大而升高, 到拐点后原油表观粘度开始进入到下降区, 拐点含水率一般为45%~60%, 这时表观粘度达到最大值, 随后开始下降, 下降至80%左右进入到平缓区, 进入该区后, 含水油表观粘度随之含水率的升高变化微小。

本文论述的油品含水率达到85%以上, 表观粘度已进入平缓区, 且远远低于纯油粘度, 为井口不加热单井串接集油工艺提供了有力条件。

井口不加热单井串接集油工艺流程为:

1.井场流程

单井来液→单井智能计量器

单井来液→单井智能计量器 计量接转站

单井来液单井智能计量器

2.接转站内流程:

四、井口不加热单井串接集油工艺优势

1.蒸汽驱开发生产参数适合采用井口不加热单井串接集油工艺

蒸汽驱开采井口产出液综合含水达到85%以上, 全面汽驱阶段井口出油温度能达到70~80℃, 井口回压要求为0.5MPa, 根据现场参数及工艺计算结果, 可以实现井口产出液不加热串接进计量接转站, 利用计量接转站外输加热炉一级加热保证含水原油外输温度70℃输送至联合站。

2.井口不加热单井串接集油工艺能耗低

井口不加热单井串接集油工艺取消了井口加热, 掺水升温升压等能耗, 且单井采出液串接集油后, 管线沿程温降小, 该工艺综合能耗相比井口加热单管工艺流程降低约17%, 相比井口掺液输送双管降低约23%。

3.井口不加热单井串接集油工艺投资成本低

用井口不加热单井串接集油工艺, 可减少井口加热炉、掺液泵、掺液加热炉、掺液管线等设施, 年运行费用及生产成本大大降低。

结束语

稠油开发进入到蒸汽驱开发后, 采出液温度高, 含水率高, 油品表观粘度远远低于纯油粘度, 可将集输工艺优化为井口不加热单井串接集油工艺, 使用该工艺可以取消计量站、有条件的取消接转站, 简化地面工艺流程, 大大降低地面工程投资、降低系统能耗、减少定员, 从而节省生产单位综合成本, 达到对地面集输工艺的总体优化, 具有具有广阔的推广空间。

摘要：稠油采用蒸汽开发驱后, 井口采出液温度高, 含水率高, 通过对地面集输工艺改造为井口不加热单井串接集油工艺后, 可取消井口加热炉、站内掺液炉、掺液泵, 简化了工艺流程, 降低了系统运行成本, 具有广泛的应用空间。

热采蒸汽驱技术在扶余油田的应用 篇6

扶余油田2006-2007年度在扶余东区开展了121口井130口井次的蒸汽吞吐试验及23口井29井次的混合气吞吐试验, 整体效果较好, 达到提高单井产能的目的, 同时也见到了一定的驱油效果。直井新井蒸汽吞吐产能大大提高, 是常规开采井产能的2~3倍;水平井热采受油藏条件、注汽参数、注汽工艺等影响, 热采效果不理想, 但也取得一定的增油效果。

2 探40区块蒸汽驱试验

2.1 区块油藏特征

探40蒸汽驱试验区位于扶余油田III号构造东北部, 泉四段顶面构造形态是被一条南北向正断层和一条东向断层切割形成的相对独立的半封闭构造。试验区内部受断层影响较小, 构造较为完整, 顶面构造形态为自西向东倾斜的遮挡构造, 高点海拔-230m。开发目的层为扶余油层, 油层埋深427-495m, 储集层为三角洲分流平原相沉积, 分布比较稳定, 是一套由泥岩、粉砂质泥岩, 粉砂岩, 细砂岩和灰质粉砂岩组成的正旋回。根据其沉积旋回性, 将扶余油层划分为4个砂组13个小层, 热采主力油层为3、6号小层。储层中发育着东西向垂直裂缝, 平均砂岩厚度40.9m, 平均有效厚度7.3m, 平均孔隙度25%, 平均渗透率223×10-3μm2。油藏类型属于构造油藏, 具有统一的油水界面, 油水界面为海拔-350m。

2.2 注入方式的选择

要求4口注汽井在汽驱前, 首先开展一轮蒸汽吞吐工作, 目的是吞吐引效, 预热油层, 降低油层压力, 更有利于下步蒸汽驱时, 蒸汽的注入工作, 采用两段分注, 连续注汽的注入方式, 如果在汽驱过程中发生汽窜或地层压力持续上升的情况时, 后期考虑采用改变为间歇注汽的方式进行注入。

3 扶余油田蒸汽驱试验效果评价

3.1 总体效果

T40区块气驱之后首先解决的问题是弥补由于热采吞吐之后所产生的地层亏空, 从生产状况来看以及吞吐之后的递减和气驱之后的递减规律来看, 08年12月份气驱开始后, 09年3月末开始整体见到了效果, 表现为日产液上升、日产油上升;09年4月北排发生汽窜, 12月份南排发生汽窜。连续测压资料与动态反映一致, 地层压力上升。

3.2 见效特点

(1) 吞吐注气期间与注气井发生气窜的井, 最先见到注气效果, 见效特点为:日产液大幅上升、日产油先升后降。

气窜井初期见效原因分析:在注气刚开始时由于在吞吐期间已经形成了气窜通道, 在气驱期间, 蒸汽前缘将沿着气窜通道流动, 但是刚开始由于P注入P地层时, 开始发生气窜日产液、含水大幅上升。

(2) 吞吐注气期间发生气窜的井, 在蒸汽驱阶段, 增液效果与距离成正相关, 增油与距离成负相关关系。

(3) 沉积微相较好部位及油层发育好部位见效特点差异明显北部辫状分流河道发育区, 油层发育好, 油井普遍见到汽驱效果;东南部油层发育差, 汽驱效果不明显。见效井日产油由初期的平均0.4t/d, 增加到1.3t/d, 日产增加3倍。

4 扶余油田蒸汽驱存在问题及下步安排

4.1 储层条件不适应蒸汽驱要求

扶余油田储层以正韵律沉积复合韵律为主, 多为薄的交互层, 层内非均质严重, 东西向人工和天然裂缝普遍发育, 如果达到蒸汽驱操作条件的要求, 会造成严重的汽窜现象的发生, 而完善的配套调堵技术没有形成。

4.2 现有地面流程不适应蒸汽驱要求

扶余现有工艺流程是按照水驱建设的, 当蒸汽驱后温度明显上升时, 流程不适应高温流体。注入管网需要重新构架, 建注汽站, 油井更换高压井口, 如果达到采注比1.2的要求, 还要考虑中转站、联合站的液量处理能力。

4.3 现有汽驱技术不适应蒸汽驱要求

井间蒸汽的分配、层间的分注、汽驱的注入参数、油藏对汽驱的敏感程度、目前认识和处理汽驱的能力和手段等诸多问题, 与汽驱的推广不相适应。

4.4 安全环保问题难以保证蒸汽驱

汽驱同水驱相比, 推进速度、方向掌控难度大, 扶余油田储层物性、流体性质使难度加剧, 长期的汽驱势必造成大量的汽窜井的产生, 而一但产生强烈汽窜, 高温高压难以控制, 安全隐患大。

5 结论

5.1 扶余东区蒸汽吞吐具有第一轮效果

显着, 二轮效果变差的生产特征, 转为蒸汽驱是提高东区采收率的根本途径。

5.2 扶余东区储层存在东西向裂缝, 因

此注汽过程中要严格控制注汽压力, 防止超破裂压力注汽, 导致汽窜现象的发生, 但也要根据现场注汽情况, 做适当调整。

5.3 从实验状况来看, 水平井注直井采

区块形成蒸汽腔较大, 效果较好;直井注直井采区块个别单井受到效果, 整体区块反映不明显;直井注水平井采区块突破较快, 区块水平井和直井都没有明显反映, 处于能量恢复阶段。

5.4 储层物性参数是决定效果的根本原因, 储层好见效快。

5.5 保证现场注入参数是取得汽驱效果的根本保证。

参考文献

[1]岳湘安, 王尤富, 王克亮.提高石油采收率.第二版.北京:石油工业出版社, 2008。[1]岳湘安, 王尤富, 王克亮.提高石油采收率.第二版.北京:石油工业出版社, 2008。

[2]怀特PD, 莫斯JT.热采方法.新疆石油管理局油田工艺研究所译.北京:石油工业出版社, 1988。[2]怀特PD, 莫斯JT.热采方法.新疆石油管理局油田工艺研究所译.北京:石油工业出版社, 1988。

[3]帕拉茨.热力采油.王弥康等译.北京:石油工业出版社, 1989。[3]帕拉茨.热力采油.王弥康等译.北京:石油工业出版社, 1989。

[4]张义堂.热力采油提高采收率技术.北京:石油工业出版社, 2006。[4]张义堂.热力采油提高采收率技术.北京:石油工业出版社, 2006。

[5]巴伊巴科夫等.热采法在油田开发中的应用.蔡天成等译.北京:石油工业出版社.1992。[5]巴伊巴科夫等.热采法在油田开发中的应用.蔡天成等译.北京:石油工业出版社.1992。

蒸汽驱等干度分配与计量技术 篇7

计量技术与等干度分配的主要组成部件是蒸汽等干度分配器与流量调节器。旋流器、混相器、等干度分配室共同构成了蒸汽等干度分配器。蒸汽在旋流器的作用下发生旋转, 从而使蒸汽里的汽相与水相初步融合;蒸汽然后进入混相器, 蒸汽里的水相与汽相充分融合, 达到蒸汽的均匀混相;接着快速进入等干度分配室, 在等干度分配室里出现干度的平均分配。蒸汽在流量调节阀的监控下, 对进入各个井的蒸汽量进行调节。

旋流器、混相器、等干度分配室构成了蒸汽等干度分配器;注汽锅炉通过注汽管线把蒸汽输送到等干度分配及注汽参数实时监测、传输系统的入口处, 首先进入水平放置的旋流器, 它是由包含若干个结构相同但互不相通的通道, 通道可以绕等干度分配器轴线旋转, 旋流器的目的是使蒸汽旋转的一个部件, 蒸汽通过旋流器后, 蒸汽中的汽相和水相达到初步的混合。

蒸汽通过旋流器后, 到达混相器, 混相器是由若干个雾化喷嘴沿轴线水平面均匀分布;蒸汽通过与连续变小的雾化线体相切和碰撞后, 变成很细小液滴喷出。

蒸汽经过充分混合进入等干度分配室, 等干度分配室是在同一水平面连接两条或三条去井的注汽管线的有一定空间的蒸汽分配室, 经过等干度分配室, 蒸汽完成了等干度的分配。蒸汽在调节阀的控制之下, 实现到达各井的蒸汽流量的调节。

阀体、阀杆、阀芯、传动和密封设备构成了流量调节阀。流量调节阀的关键装置阀芯是由多个节流环于一个定位环焊接而成, 每个节流环内装置2-12个沿圆周方向均部的小空流道, 小空流道由1-2层且每层具有2-12个沿圆周方向均布的轴向孔和1-3排且每排中心孔位于同一圆周上的2-12个沿圆周方向均布的径向孔组成, 轴向孔和径向孔钻通。各个截流环的内圆装置1-2个迷宫槽。多个截流环和定位环对齐后进行焊接, 组成整体式结构。每个节流环里的2-12个对称均布的小孔道一起组成阀芯的阶梯状曲折流道, 曲折流道的孔径随流体流动方向渐变。阀杆和阀芯是迷宫式密封结构, 阀杆端部是弧形锥状曲面, 杆身是圆柱状。

当阀杆插入截流环内并堵住节流环时, 阀门处于截止状态, 当阀杆后退时, 蒸汽流入阀芯, 流量由零逐步增大, 流体经过节流环中的几个转弯后流出节流环, 并进入下一个节流环, 流体经过节流环中的几个转弯后流出节流环, 并进入下一个节流环, 如此这般, 流体经过寄到节流环后, 自定位环流出阀体, 由于流体的运动路线曲曲折折, 以此流体压力降低;当阀杆进一步退后时, 流量由小逐渐变大, 当阀杆部退到定位环时, 阀门处于全开状态。经过以上几个状态, 即可实现精确调节流量大小的目的。

2 技术特点

(1) 等干度分配器的分配效果好, 保证各井的注汽干度相同。

(2) 两相流计量结构简单而且重量小。

(3) 调节阀便于操作, 而且调节稳定、线性良好。

(4) 整个装置安装简便、操作方便, 运用刻能够活动的撬装结构。

3 技术指标

(1) 干度测量范围是百分之三十至九十。

(2) 干度测量误差是≤±5%。

(3) 流量测量范围是3-23t/h。

(4) 流量测量误差是≤±5%。

(5) 流量调节误差是±2%。

(6) 数据传输距离是移动网络覆盖区域。

4 现场应用

在欢喜岭采油厂杜813-32-41井、杜813-31-40井两口井安装一分二的等干度分配器, (装置距井10米) 现场采用井口干度取样分析测量结果, 两口井的干度实测值与干度取样值之间偏差3~4, 从实验结果看, (化验时间间隔30分钟) 达到了设计要求 (如表1所示) 。

摘要：辽河油田是我国最大的稠油高凝油生产基地, 稠油主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驱的开采方式。稠油热采在蒸汽吞吐末期一般转蒸汽驱开发, 蒸汽驱现场往往存在一台锅炉同时向2-3口井注汽, 或多台注汽锅炉为整个注汽管网供汽的现象, 存在干度分配的偏差, 为此提出以下一种新的等干度分配技术, 保证了一台或多台注汽锅炉在同时注多口井时的注汽干度相同、注汽速度相同。

关键词：计量技术,等干度分配,蒸汽驱

参考文献

[1]马强.称重式油井自控计量器研制与应用[J].石油矿场机械, 2010, 39 (2) :52-54

[2]马强.倾斜管道内油/水层流的稳定性分析[J].国外油田工程, 2009, 25 (3) :48-51

蒸汽驱后期 篇8

1 项目组织管理

1.1 勘察设计、施工企业、无损检测、监理单位的选择

施工单位资质经过监理工程师、建设单位、基建工程部的严格审查, 具有与其所承担施工任务相应的资质和建设能力。勘察设计单位:中油辽河工程有限公司。施工单位:主要是辽河石油勘探局油田建设工程一公司、二公司。无损检测单位:盘锦辽河油田澳维检测工程有限公司。监理单位:辽宁辽河石油工程建设监理有限公司。

1.2 项目建设的指导思想和工作原则

履行基建程序, 采用限额设计, 控制工程投资;优化设计方案, 以可靠、实用、低耗、节能、自动化适中、效益好为设计指导思想;实行全面质量管理, 创建优质工程。

2 项目建设管理

2.1 项目经理责任制

项目经理是该项工程的领导核心, 在整个项目的运行过程中具有计划、组织、协调和控制的职责与权限, 通过项目部的组织形式形成项目建设的保证体系, 保证项目目标的实现。项目经理履行工作职责时, 坚持“三项纪律、八项原则”。

2.2 建设项目招投标

该项目采取各单项工程分别招标和计划配置相结合的承包方式承建, 由于油田地面建设工程有其一定的区域特殊性, 设计、监理等由辽河油田相关主体企业承担。

2.3 全面推进合同管理制

推行项目管理, 运用经济合同手段管理项目, 依据《中华人民共和国合同法》、《建筑法》、《建设工程质量管理条例》订立项目合同。履行建设程序, 所有单项建设内容的各个相关单位在先办理合同的前提下, 所有合同项目经联合验收后按合同结算。

3 项目设计管理

中油辽河工程有限公司于2005年6月, 完成了《辽河欢喜岭油田齐40块转蒸汽驱开发方案 (地面工程部分) 》可行性研究报告的编制。2007年11月, 中油辽河工程有限公司完成了《辽河欢喜岭油田齐40块转蒸汽驱开发补充方案 (地面工程) 》可行性研究报告的编制。设计人员充分与建设单位结合和现场勘察, 克服地域环境困难, 完成了勘察、设计任务, 为设计深度打下基础。

4项目施工管理

在保证建设施工质量上, 建设单位、齐40项目管理部、施工单位、监理单位齐抓共管, 保安全、保质量, 抓文明施工。各施工单位建立了创优质量保证体系, 严格项目实施各阶段的质量管理。在现场施工中, 始终把安全管理放在首位, 项目部建立健全HSE管理体系, 认真组织安全员及生产骨干根据现场实际情况进行风险识别, 编制项目作业计划书、项目作业指导书及现场检查表。

5 无损检测

邀请具有无损检测资质的单位进行招标, 与盘锦辽河油田澳维检测工程有限公司签订承揽合同, 负责站场、管线无损检测探伤。检测进度随主体工程建设进度, 及时进行无损检测作业, 由监理工程师按照设计及相关规范要求的检测比例进行现场抽检焊口, 检测不合格的由监理工程师负责通知施工单位返修后再次检验, 或按规定进行扩探, 直至达到合格, 投产验收前完成了报告的整理汇编工作。

6 项目工程监理

2006年3月至2008年底, 辽宁辽河石油工程建设监理有限公司承接了欢喜岭采油厂齐40块转蒸汽驱地面建设工程的监理任务, 对该工程土建、工艺、电气、仪表、管道等专业的工程进行现场监理, 负责对工程质量、进度、安全、投资的有效控制。

7 生产准备及运行

7.1 生产组织

为全面提高齐40块蒸汽驱日常管理工作, 欢喜岭采油厂生产管理科、热注管理科、2个热注作业区、1个采油作业区健全管理系统, 明确职能, 并开展岗前培训, 满足了齐40块蒸汽驱注汽开采需要。

7.2 技术准备

注汽站投产前, 油田公司专门成立了齐40蒸汽驱工程投产领导小组, 承包商编制了该工程单机试运、管线试压、管线吹扫等方案及该工程的《蒸汽锅炉试运和注汽计量运转方案》。为防止突发性重大事故发生, 结合生产实际, 制定突发事件应急救援措施。编制完善作业区总体应急方案、作业区专项应急方案、基层队应急措施手册、班站应急处置程序。

7.3 规章制度的建立健全

结合人员素质、生产现场和生产设施等, 对原有的管理制度进行了补充、修订和完善, 完善了《蒸汽驱注汽管理制度》、《蒸汽驱采油井管理制度》等符合生产实际的管理制度。

7.4 生产运行

注汽质量及汽驱井误差率全部控制在要求范围内, 实际生产成本控制在指标范围内。从建设投产运行到目前为止, 所有工程未发生质量事故, 运行平稳, 满足生产需要。

7.5 建成效果

该工程建设总投资40 740.99万元, 节约投资409万元。地面工程开工时间为2006年4月12日, 竣工时间2008年12月30日, 提前4个月完工, 共完成新建、扩建热注站14座、注汽管线29km、计转站扩建8座、井网管线140km。原油日产量从转驱初期1 209t上升到目前的2 242t, 采收率在蒸汽吞吐的基础上提高20%以上, 可采储量增加926多万t, 从辽河油田稠油总量计算相当于增加可采储量0.8亿t~1亿t, 对辽河油田实现长期稳产具有重要意义, 经济效益与社会效益显著。

8 项目建设经验总结

蒸汽驱高温长效隔热注汽技术应用 篇9

1 隔热方式的选择

由于汽驱注入井的井况不同, 决定了采用不同的隔热方式。如果是新井或井况较好的井, 采用真空隔热管+封隔器隔热的方式;套管状况较差的井, 采用环空注氮气隔热的方式。模拟计算表明, 两种方式隔热效果均比较好。补氮时机根据油套压的变化确定, 当油套压差大于0.5MPa时进行补氮。

2 汽驱注汽管柱

该管柱主要由真空隔热管、隔热型接箍、压力补偿式隔热型蒸汽驱伸缩管、Y441强制解封蒸汽驱封隔器、高温单流阀、多级长效汽驱密封器等工具组成。

2.1 工艺特点

管柱适用于井径为157~160mm的中深层和深层蒸汽驱注汽管柱。管柱采取投球液压座封上提一次解封, 选用真空隔热管和接箍, 内外材质均为N80, 提高隔热和抗温能力。采用多级长效汽驱密封器和Y441强制解封蒸汽驱封隔器联合密封。管柱为环空注氮隔热, 耐温360℃, 耐压17MPa, 使用寿命达到3年。

2.2 主要结构

Y441强制解封蒸汽驱封隔器为水力座封, 双向卡瓦锚定, 上提解封。主要包括密封、锚定、液动座封锁紧、解封、补偿机构五部分组成。

3 工作原理及技术指标

3.1 强制解封封隔器

当封隔器随管柱下到预定位置, 从井口投球憋压, 高压液沿中心管上的液压孔进入液缸, 使活塞产生强大的推力, 推动密封件、上锥体下移, 迫使卡瓦在上下锥体的斜面上相对移动, 向外张开, 最后锚定于套管内壁, 产生下死点, 此时活塞推动力继续压缩密封件, 使之膨胀至套管内壁, 并且由锁紧机构锁紧, 不能弹回。与此同时弹性机构被压实储能, 对密封及锚定进行压力补偿, 保证密封及锚定的可靠性。上提解封时依靠卡瓦与套管间的锚定力剪断解封剪钉, 内中心管带动爪簧一起上移, 使锁块失去支撑, 然后再带动外中心管、上锥体上移, 同时下锥体在弹性机构产生的下推力作用下强制弹出下移, 卡瓦收回, 封隔器解封。该封隔器采用了独特的密封件设计, 两端防突, 耐温长效, 并且实现弹性密封补偿。

总长为1 4 0 0 m m, 刚体最大外径152mm, 通径62mm, 初封压力8MPa, 球座初封压力20~22MPa, 耐上下压差20MPa, 解封载荷50~60KN, 适用温度≤360℃, 两端联结螺纹为27/8TBG, 适用套管内径157~160mm。

3.2 蒸汽驱伸缩管

压力补偿隔热型蒸汽驱伸缩管主要由保温型内管、隔热型外管、密封、补偿机构、除垢装置等五大部分组成。其工作原理是按管柱联结方式入井封隔器座封开始注汽后, 由于温度变化造成管柱受热伸长, 但下部由封隔器锚定, 因此其变形量由伸缩管承担, 使其内外管产生相对移动, 来补偿其热伸长量。由于引入了高压蒸汽作原动力, 能够通过作用补偿体对密封件产生相应的随压力变化的压紧力, 从而变化的补偿密封件的损耗, 来保证伸缩管的活动密封效果。刚体最大外径146mm, 内通径62mm, 总长根据管柱长度进行确定, 密封压力20MPa, 适用温度≤360℃, 两端联结螺纹为41/2隔热管螺纹, 适用套管内径157~160mm。

3.3 多级长效汽驱密封器

多级长效汽驱密封器主要由中心管、多级膨胀腔、液体扩张剂、支撑隔环等四部分组成。工作原理是封隔器座封注汽后, 初始密封由封隔器的密封件来完成, 随着温度的变化, 膨胀腔内的扩张剂开始膨胀, 迫使金属腔的外皮扩张, 直至与套管壁接触并密封, 封住油套环形空间。同时由于膨胀腔体间的软金属支撑受到挤压而变形, 加强了多级长效密封器的隔热密封效果。解封时, 采取上提泄压的方式, 减少解封负荷。该密封器由于采用全金属密封, 并采用独特的软金属密封填充, 因此密封效果更好更长效。总长为500mm, 最大刚体外径152mm, 内通径62mm, 初封温度200℃, 最小扩张压力8 MPa, 耐上下压差25 MPa, 适用温度≤360℃, 泄压后解封负荷50KN, 两端联结螺纹为27/8TBG, 适用套管内径157~160mm。

高温单流主要由中心管、弹簧、阀球、阀座四部分组成。工作原理是高温单流阀靠压差开启, 在正常注汽时, 隔热管内压力大于环空压力, 球阀始终处于关闭状态。当需要环空注氮隔热或注高温压井液压井时, 环空压力就高于隔热管柱内部压力, 此时球阀开启, 使环空注入介质进入隔热管柱内, 实现预期的工艺要求。技术指标有总长为600m m, 最大外径140m m, 内通径62m m, 耐内压30 MPa, 外打开压力2 MPa, 适用温度360℃, 两端联结螺纹为41/2隔热管螺纹 (母) 和27/8TBG (公) , 适用套管内径157~160mm。

3.4 隔热管接箍密封器

隔热管接箍密封器主要由内滑套、隔热密封接头组成。工作原理是该隔热型油管接箍在下管柱时装入, 在隔热管上紧过程中, 内滑套与隔热管内管扩孔部位接触, 并且不断挤压隔热密封接头, 迫使其变形充满在接箍部位建立起来的密闭环行空间。正常注汽时由于温度升高, 内滑套扩张系数大于隔热管内管, 使其紧紧贴合在一起。因此密闭环行空间的高温密封接头即起到隔热作用又起到密封弹性补偿作用, 减少接箍部位热量散失, 降低管柱的热损失。技术指标有长度230m m, 外径105m m, 内通径62m m, 耐温360℃, 使用年限3年。

4 应用效果

高温长效隔热注汽管柱在辽河油田高升采油厂和齐40汽驱井上使用, 密封良好, 井筒隔热效果提高显著, 900m井深蒸汽干度可达50%以上, 满足了蒸汽驱开采长期可靠连续注汽的需要, 并达到了国际领先水平。现场跟踪测试了齐40块7口注汽井的井下蒸汽干度, 在设计的注汽参数下, 井底蒸汽干度基本能达到50%以上, 完全满足汽驱要求。

参考文献

[1]马强.长输管道外防腐层的检测与评价[J].承德石油高等专科学校学报, 2009, 11 (3) :26-29、37