热/化学采油

热/化学采油（精选三篇）

热/化学采油 篇1

一、热/化学复合采油技术

热/化学复合采油技术的分类可以根据注入的化学剂和化学剂的作用的不同来分。

1.1、蒸汽/表面活性剂复台驱采油技术

蒸汽/表面活性剂复合驱采油技术具体的分为两类, 一个是蒸汽/泡沫剂复台驱采油技术, 另一个是蒸汽/驱油剂复合驱采油技术。前者是注入同时注入蒸汽和泡沫剂, 还要注入一些非凝析气体以便在小孔洞内形成泡沫, 该技术产生的气泡在流通岩石孔隙的时候可减低蒸汽流度, 进而改善蒸汽分配, 提高采收率。后者则是注入驱油剂来改变岩石, 原油以及水体系的界面性质, 降低界面张力和残余油的饱和度。

1.2、蒸汽/膜扩散剂复合驱采油技术

薄膜扩散剂属于表面活性剂, 但与一般的表面活性剂相比又有其独特的优点。它是非离子型, 分子量又较高, 所以及其容易形成界面薄膜, 膜厚一般都小于2rim, 这层薄膜相比原先沥青和胶质结合形成的厚膜来说, 有很大的优点, 不仅可以凝集破乳水滴, 还可以增加岩石润湿性, 提高油层渗透, 使原油得到增产。

1.3、热/碱复合驱采油技术

80年代初形成了热碱复合驱技术, 但是其提高原油率的机理仍存在争论。目前最容易接受的解释是:碱可以结合原油中的有机酸, 生成的皂, 即表面活性剂可以降低水油的界面张力, 进而提高采油率。

1.4、热/聚合物复合驱采油技术

热/聚合物复合驱采油的技术原理, 是大分子聚合物可以调整地层吸汽剖面, 进而通过完善注汽效果而提高采油率。

二、热/化学复合采油技术室内研究进展

2.1、热/化学复合采油技术机理

表面活性剂可以促使油水界面以及岩石表面的定向排列, 降低油水的界面张力或改变岩石表面的物理性质。所以热/化学复合采油技术利用活性剂的以上作用来降低油藏中流体的界面以及岩石的物理特征, 促进稠油剥离岩石表面而容易采出。热化学复合采油技术机理有以下几个研究成果:第一, 表面活性剂通过降低油滴粘附在岩石表面的力量, 极大的提高了洗油能力。第二, 活性剂降低油水界面的张力, 增加岩石的润湿度, 极大的提高了采油率。第三, 降低了界面张力, 稠油就容易形成乳状液, 进而使稠油流动阻力减小。第四, 降低了界面张力促进油藏中产生泡沫, 可减低蒸汽流度, 进而改善蒸汽分配, 提高采收率。

2.2、温度对表面活性作用效果的影响

经过专家的研究发现, 高温容易使活性剂沉淀, 活性剂沉淀后浓度降低, 而且非离子活性剂在高温时吸附力下降, 所以温度是一个重要的影响表面活性剂作用的因素。温度严重影响着活性剂吸的一些性能, 比如稳定性, 溶解性和流变性等。有实验者对磺酸盐类活性剂的高温界面张力进行了测量, 高温导致活性剂的表面活性和吸附能力都大大降低。此外还有学者研究高温下泡沫的特性, 发现高温下降低活性剂稳定性, 但是可以通过增加活性剂浓度来提高泡沫稳定性。

三、热/化学复合采油技术研究的进展

热/化学复合采油技术有很多的影响因素, 在进行现场试验时可能会受一些外界复杂因素的制约, 所以必要时应该采用数学模拟来研究。该采油技术涉及的范围很广, 包括热力采油技术和化学采油技术等等, 作用机理有些都不很清楚, 而且数学模型也必须要进一步完善。现在介绍一些研究的进展:1989年, Shell公司研制出蒸汽/泡沫复合驱在数值上的模拟, 利用热力采油软件修改一些参数模拟蒸汽/泡沫驱油, 但是该模型收外界环境的影响很大, 实用性差。1991设计出了最优的数学模型, 它是改造了常规的数学模型, 增加了活性剂和泡沫的守恒方程, 采用了能量守恒方程进行求解。在国内, 也有对热/化学数值模拟进行了一些研究工作。1994年, 羊争鸣等人共通建立了我国第一个该技术的数学模型, 这个模型利用了多组分蒸汽驱模型软件, 进而增加了一部分功能。1997年, 崔传智等人以黑油模型为研究基础, 利用了质量守恒方程和能量守恒方程。

四、结论

热/化学复合采油技术是一种新的稠油开采, 它解决了蒸汽采油中的一些问题, 通过克服蒸汽的重力超覆等现象, 提高蒸汽波及范围和驱油效率, 该技术在现场实践中展现出了极好的发展前景。但是仍有有几个方面需要进一步改进:第一是温度和水油的界面张力影响油层渗透率, 在高温和低界面张力下, 建立油层的渗透率模型对渗透率进行研究。第二是高温下对表面活性剂的损失研究, 高温使吸附剂的吸附功能有较高的影响, 而对于该技术发展, 最重要的一个因素是成本高, 所以要研究对该成本的降低。第三是如何完善该技术数值软件。

参考文献

[1]羊争鸣.一个宴用的注蒸汽加泡沫过程的油藏数值模型[J]石油学报, 1994, 15 (2) :99-100.

降低采油站伴热系统燃气量探析 篇2

1 造成加热炉热能浪费的原因分析

1.1 无生产井的平台始终投送伴热

43#、47#、49#、50#平台的油井大部分转为SAGD注汽井,还有一部分为防窜井、长停井、观察井,目前已经没有生产井,没有再投送伴热的必要(表1)。

1.2 伴热流程不合理

对距离加热炉较近的平台,和偏远平台的伴热回流温度进行比较,发现回流温度相差10℃,比较偏远的49#平台的回流温度只有67℃,导热油偏流现象严重。

1.3 外输泵低效运行,伴热始终投送

由于三站产液量较低,外输泵只能在低频率下运行,泵没有充分发挥作用,在这一年里外输泵发生两次维修费用。在外输温度较低的情况下,为保证泵正常运行,高架罐、外输泵必须投送伴热。

2 降低加热炉燃气量相关措施

2.1 停止无生产井平台的伴热

对没有生产井的4个平台(43#、47#、49#、50#)的混输、计量管线进行扫线后留作备用并停止伴热。

2.2 优化伴热流程

油井生产是动态变化的,考虑到无生产井的平台,将来可能有老井要复产,所以它的伴热流程不能完全舍弃。具体实施(图1)。

(1)把站内采暖、43#、47#、50#平台的伴热流程从原51#平台的加热炉上摘除,改接到60#台的燃煤炉上。

(2)49#台属于边远平台,这个平台距离二站外输泵房的距离只有200m,因此这个平台如果有老井复产时就由二站来负责伴热。流程改造后,我们对距离加热炉较远的52#平台的伴热回流温度进行了对比,回流温度上升12℃,伴热效果较好。

2.3 外输泵停运

三站与八站外输泵房的直线距离只有400m,三站的液量通过两站之间的外输连络管线由八站来完成外输。由于三站外输液量较少,所以不会对八站的外输造成较大影响。这样外输泵和高架罐的伴热就可以不投送了。

通过以上三项对策的实施后,51#平台加热炉所负担的伴热分支已全部停运,所以51#平台的两台加热炉就可以完全取消了。这样两套伴热流程就合并成一套流程了。

3 结语

通过伴热工艺流程的优化,其伴热系统由4台加热炉减少到2台加热炉就可以满足生产需要,有效提高了热能利用率,加热炉的年燃气量由27.3万方下降到14.1万方,燃气费用节约了27.9万元。开发方式转换后,大部分采油站的伴热系统存在这种现象,可以借鉴推广。

摘要：由于超稠油工艺流程的特殊性,采油生产现场采用燃气加热炉通过伴热管线对生产流程进行伴热,伴热温度达到80℃以上,才可以使原油正常流动。由于开发方式的转换(SAGD),许多生产井改为SAGD注汽井,伴热工艺流程没有相应调整,造成热能浪费的现象。

热/化学采油 篇3

本研究将地层条件下自生热增压体系引入到常规压裂液中, 得到自生热增能压裂液。其在地层条件下能自动放出热量, 改善压裂液低温破胶效果, 同时生成大量惰性气体, 使压裂液冻胶就地泡沫化, 从而降低了压裂液的滤失性, 并且气体的增压助排作用使压裂液返排能量增加, 减小了压裂液对储层的伤害。该压裂液具备了地层条件下低温破胶、类泡沫结构、增压助排、降低滤失性的特点, 满足了低压低渗透油气藏对压裂液的要求。

针对陕北地区储层的地质特征, 为了寻求压裂液防水锁低伤害、高效返排的综合解决方法, 本研究提出了一种采用化学工艺方法进行的自生热压裂技术。压裂液的性能是决定压裂效果的主要因素。因此, 自生热压裂技术的先进性在于压裂液的配制与性能。该技术原理是将自生热处理体系引入到胍胶压裂液体系中, 当两种自生热药剂混合后, 在活化剂的控制下发生化学反应, 放出大量的热能和气体。反应方程式如下:

反应在油层进行时, 热能通过径向和垂向传导作用, 加热储层的近井地带, 使其温度大幅度升高, 有利于压裂液在低温储层的破胶。反应放出的大量高温气体能进入液体进不去的孔隙, 破坏毛细管阻力, 解放出油气孔隙, 从而提高渗流能力, 提高油气井产能;放出的惰性气体均匀地分散在压裂液中, 形成泡沫压裂液, 大大降低了压裂液的滤失性, 同时增大压裂液返排能力。因此, 低伤害自生热压裂液从机理上不是以压裂液的彻底破胶为手段, 而是通过对压裂液的泡沫化降低滤失、增压助排、达到提高压裂残液返排率, 降低伤害, 提高油井产能的目的, 从根本上满足了低压低渗透油藏对压裂液的要求。

2 自生热压裂技术在七里村采油厂的应用

2.1 压裂目的及设计原则

2.1.1 压裂目的

郭659-5井为七里村采油厂的一口生产井, 通过自生热增能水力加砂压裂, 获取长支撑裂缝和消除储层污染为主要目的, 尽可能改善储层导流能力, 提高油井产能, 最大限度地提高改造后的效果, 并达到认识储层、求取油层产能的目的。

2.1.2 设计原则

最大限度地降低储层伤害和裂缝伤害;最大限度地控制裂缝高度和提高压开程度;最大限度地提高裂缝在目的层内的有效支撑缝长;现场具可操作性;满足HSE要求。

2.2 设计思路

该井是一口生产井, 为获取油层产能进行压裂试油。由于埋藏深度较浅, 形成水平缝的概率较大, 因此需要较大的加砂规模, 提高油层动用率。并把自生热增能体系引入到羟丙基胍尔胶水基冻胶压裂液体系中, 当两种自生热药剂混合后, 在活化剂的控制下发生化学反应, 放出大量的热能和气体, 提高压裂液的破胶效率和返排速度, 降低储层伤害, 最大限度地提高改造后的效果。

2.3 施工步骤及要求

2.3.1 压裂施工工序

通井→洗井→试压→替入射孔液→射孔→下入管柱→泵注施工→放喷及排液→起压裂管柱→下管柱探砂面冲砂→抽吸→求产

2.3.2 通井、洗井

下Φ7 3 m m N 8 0平式油管带Φ118mm×2.0m通井规, 通井至人工井底, 并实探人工井底深度, 中途遇阻加压不得超过20KN。以不小于500L/min的排量循环洗井至进出口水质一致;全井筒套管试压15MPa, 30分钟压降小于0.5MPa为合格.

2.3.3 射孔

采用电缆复合射孔, 102枪127弹, 16孔/m, 对设计井段进行射孔, 要求射孔效率大于95%。

2.3.4 下压裂管柱

用1.0%KCL+0.4%破乳助排剂溶液以不小于500L/min的排量循环洗井至进出口水质一致, 按设计要求完成压裂施工管柱, 坐井口。

2.3.5 压裂施工

(1) 按设计要求及配比配好施工液体;

(2) 摆好车辆, 连接好地面高、低压管线及防喷管线, 高压管线试压55MPa无刺漏;

(3) 泵注施工:按设计泵注程序施工;

(4) 应急措施

(1) 施工过程中泵压波动较大或连续上升, 现场视情况调整施工排量或施工砂比。

(2) 施工限压50MPa。

(3) 如果压裂时出现砂堵, 立即停泵返洗, 返洗1.5倍的油管容积, 放喷排液, 如果洗不通, 起管作业, 处理井筒。

2.3.6 压后放喷和排液

(1) 施工结束后, 20-40分钟开井, 放喷初期采用Ф3-8mm油嘴控制放喷, 排量100-200-300L/m i n, 根据压力变化情况用针形阀控制逐渐放大放喷。放喷排液时套管闸门关闭。准确记录油管压力和套管压力, 计量排出液量。

(2) 压裂液返排开始的0.5小时、0.5小时、0.5小时、0.5小时、1小时、1小时、1小时、1小时、1小时、1小时、2小时、2小时、2小时分别取样检测返排液的p H值、粘度及CL-含量。

2.3.7 压裂施工中应急预案

(1) 破裂压力异常高而无法达到设计排量:根据现场具体情况减小加砂规模及降低砂比、或不加砂。

(2) 压力上升过快:降低砂比或停止加砂。

(3) 井口或地面管线漏:立即停泵, 关井口闸门, 管线卸压。整改后, 如是注前置液阶段, 前置液量要重新计算;如是加砂初期阶段, 现场指挥可根据施工压力情况试启泵, 观察压力, 如压力正常, 可继续施工。如压力不正常, 则开始顶替, 如已无法顶替, 开井放喷, 如放喷不出, 反洗井。如是加砂后期阶段, 现场指挥可根据施工压力情况试启泵, 进行顶替, 如已无法顶替, 开井放喷, 如放喷不出, 反洗井。

(4) 施工砂堵的处理:立即停泵, 开井放喷, 如放喷不出, 反洗井, 洗净井筒砂液, 关井。

3 结果分析

(1) 自生热反应能产生高压气体和热量, 这种高温高压有一部分作用于岩石体系及孔隙, 有一部分则对进入裂缝内的压裂液形成反顶作用, 当施工结束开启井口时, 这种反顶作用会使压裂液返排到地面的时间延长, 返排液量增多, 减少压裂液对油层的污染。

(2) 自生热反应放出大量热能, 加热裂缝附近地带微小孔隙中的残余油和有机物堵塞, 提高裂缝导流能力, 提高渗流能力, 提高产能。

可以看出, 自生热压裂过程中热化学反应放出的热量和产生的气体达到了解除堵塞, 降低原油粘度, 提高基岩渗透率和裂缝导流能力的目的。该工艺技术适合于储层自然产能低、压力低、渗透率低、原油粘度高、含蜡量、凝固点高, 有堵塞的油井。该技术为这类油井寻找到了新的增效压裂改造技术。

参考文献

[1]自生热增能压裂工艺技术在七里村采油厂的应用.西安石油大学, 2011, 10, 26[1]自生热增能压裂工艺技术在七里村采油厂的应用.西安石油大学, 2011, 10, 26

[2]郭598-8井自生热压裂设计.陕西延长石油 (集团) 有限责任公司七里村采油厂, 2011, 10, 14[2]郭598-8井自生热压裂设计.陕西延长石油 (集团) 有限责任公司七里村采油厂, 2011, 10, 14