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油田蒸汽采隔热油管(一)
氮气隔热油管注汽技术在陈庄油田的应用
氮气隔热油管注汽技术在陈庄油田的应用
【摘要】河口油田稠油油藏主要分布在陈庄油区，对于稠油热采工艺应用比较广泛。而针对稠油油藏的开采，主要应用稠油热采工艺，采用蒸汽吞吐开采，随着稠油油藏多轮次的注气，隔热管注气逐渐显露疲态。随着技术的不断革新，低成本、高效率的工艺被广泛应用，氮气隔热油管注气技术有效解决了作业中遇到的难题，大大较少了占井周期、降低了作业成本，为河口采油厂稠油油藏的开发开采做出应有的贡献。
【关键词】渤南 稠油 作业 氮气隔热
1 概述
陈南稠油热采区块区域构造位置为济阳坳陷陈家庄凸起中部，含油系为上第三系NgX1-5砂层组，属高空、高渗砂岩储层；岩性为中细砂岩，其次为细砂岩、含砾砂岩；胶结疏松，出砂严重；储层无速敏、中等偏强水敏、中等酸敏、弱碱敏、润湿性为亲水型；地面脱气原油粘度12000-60000mPa.s，属超稠油油藏。
常规的稠油蒸汽吞吐开采要经过“注汽→焖井→放喷→洗压井→起注汽管柱→下泵→下杆→开抽”几个过程，转抽过程作业周期长，对稠油开采有诸多不利，主要表现为：一是放喷后不能尽快开抽，缩短高峰产油期；二是作业过程洗、压井等工序易对地层造成冷伤害，影响注汽效果；三是作业工序多，占井周期长，作业成本高；四是工人劳动强度大，并且不利于节能减排。针对这些问题，采用油管一体化工艺技术，将原来的开采工艺缩减为“注汽→焖井→放喷→正压井→下杆式泵→开抽”。大大减少了作业施工工作量，节约了作业成本。
2 稠油热采工艺的应用
2.1 油管一体化工艺管柱设计
对于稠油热采井：
管柱结构为：∮76mmN80油管（带油管扶正器）+杆式泵泵座+∮76mmN80油管（带油管扶正器）+喇叭口。
对于水平井采用∮76mmN80油管（带油管扶正器）+杆式泵泵座+隔热管+喇叭口。
杆柱结构为：空心杆+杆式泵。
杆式泵上部结构：主要由上接头、拉杆、锁帽、限位卡簧、密封轴面组成。
油田蒸汽采隔热油管(二)
氮气隔热油管注汽技术在陈庄油田的应用
【油田蒸汽采隔热油管】
氮气隔热油管注汽技术在陈庄油田的应用
【摘要】河口油田稠油油藏主要分布在陈庄油区，对于稠油热采工艺应用比较广泛。而针对稠油油藏的开采，主要应用稠油热采工艺，采用蒸汽吞吐开采，随着稠油油藏多轮次的注气，隔热管注气逐渐显露疲态。随着技术的不断革新，低成本、高效率的工艺被广泛应用，氮气隔热油管注气技术有效解决了作业中遇到的难题，大大较少了占井周期、降低了作业成本，为河口采油厂稠油油藏的开发开采做出应有的贡献。
【关键词】渤南 稠油 作业 氮气隔热
1 概述
陈南稠油热采区块区域构造位置为济阳坳陷陈家庄凸起中部，含油系为上第三系ngx1-5砂层组，属高空、高渗砂岩储层；岩性为中细砂岩，其次为细砂岩、含砾砂岩；胶结疏松，出砂严重；储层无速敏、中等偏强水敏、中等酸敏、弱碱敏、润湿性为亲水型；地面脱气原油粘度12000-60000mpa.s，属超稠油油藏。
常规的稠油蒸汽吞吐开采要经过“注汽→焖井→放喷→洗压井→起注汽管柱→下泵→下杆→开抽”几个过程，转抽过程作业周期长，对稠油开采有诸多不利，主要表现为：一是放喷后不能尽快开抽，缩短高峰产油期；二是作业过程洗、压井等工序易对地层造成冷伤害，影响注汽效果；三是作业工序多，占井周期长，作业成本高；四是工人劳动强度大，并且不利于节能减排。针对这些问题，采用油管一体化工艺技术，将原来的开采工艺缩减为“注汽→焖井→放
油田蒸汽采隔热油管(三)
油田用隔热油管管料
宝山钢铁股份有限公司企业标准
Q/BQB 234－2003
油田用隔热油管管料 代替 BZJ 234－1998
1范围
本标准规定了油田用隔热油管管料的尺寸、外形、重量、技术要求、试验方法、检验规则、包装、标志和质量证明书。
本标准适用于宝山钢铁股份有限公司生产的用于油田的稠油热采隔热油管。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T 222 钢的化学分析用试样取样方法及成品化学成分允许偏差 GB/T 4336 碳素钢和中低合金钢火花源原子发射光谱分析方法（常规法） GB/T 5777 无缝钢管超声波探伤方法 GB/T 7735 钢管涡流探伤检验方法 GB/T 12606 钢管漏磁探伤方法 API SPEC 5CT 套管和油管规范
3 尺寸及钢级
隔热油管的内层管和外层管均不车螺纹，不带接箍。内层管管端外加厚，外层管为平端管。隔热油管的尺寸规格、钢级和管端形式等应符合表1规定。 表1
基于焊接性能等原因，内、外层管体采用同一材质，且碳当量Ceq<0.6，其计算公式为：【油田蒸汽采隔热油管】
C+Mn (Cr+Mo+V) Ceq=
6
4 尺寸允许偏差
4.1 外径、壁厚和长度允许偏差应符合表2规定。 4.2 内层管外加厚端尺寸及偏差应符合图1规定。 表2
+
5
+
5 Cr+Mo+V)
图1
4.3 内层管和外层管供应长度配比应符合表3规定。 表3
内、外层管均应按表3长度分类并按长度分类配套供应，分类包装。
5 交货状态【油田蒸汽采隔热油管】
内层管、外层管均应以调质状态交货。
6 密实性检验
供方可用涡流探伤或漏磁探伤或超声波探伤等无损探伤方法代替水压试验。无损探伤代替水压试验时，钢管仍应保证达到水压试验所规定的要求。
7 管体标记
钢管喷印标记为：厂标 Q/BQB 234-2003 N80-Q 规格 炉号
8 其它技术条件
其他技术条件应符合API SPEC 5CT的有关规定。
附加说明：
本标准代替BZJ 234－1998。
本标准与BZJ 234－1998相比主要变化如下： ――增加供货规格范围； ――取消接箍料。
本标准由宝山钢铁股份有限公司制造管理部提出。 本标准由宝山钢铁股份有限公司制造管理部起草。 本标准起草人：杨新亮。 本标准于1998年首次发布。
油田蒸汽采隔热油管(四)
油田稠油开采系统热效率研究
摘要：建立了热采注汽系统热效率的计算模型。根据滨南油田数据计算了2个注汽系统的热效率。提出了提高注汽系统热效率的三措施：（1）降低锅炉的过剩空气系数；（2）按最大允许热损失设计地面输汽管线的保温层厚度；（3）使用视导热系数小的隔热油管，按箍增加隔热结构，防止热封隔器的泄漏等。 关键词：注汽系统；热效率；稠油；提高措施
【中图分类号】TE32
前言
注蒸汽开采稠油是一种行之有效的方法，已成为国内外广泛采用的开采稠油、超稠油的常规方法[1，2]。世界上稠油资源极为丰富，随着石油科技的日益发展，世界高凝油藏、稠油油藏不断被发现，全世界稠油的总资源量约为已经探明的常规原油储量的6倍，约为15500×108t。稠油油藏的分布范围十分广泛，世界上各产油国几乎都有稠油资源，目前发现的稠油资源主要集中在美国、加拿大、委内瑞拉和中国。我国的稠油资源也非常丰富，预计储量在80×108t以上，主要分布在松辽、渤海湾、准噶尔等盆地。稠油产量已成为我国原油产量构成的重要组成部分，且逐年增长。
1.稠油井注汽系统热效率的计算
稠油井注蒸汽热效率分析时，常将注汽系统划分成注汽锅炉、地面集输管线和注汽井井筒三大部分，各部分效率分别予以计算，三效率的乘积就是注汽系统总的效率。为分析热损失的构成，提出提高注汽系统热效率行之有效的措施提供依据。
1.1 锅炉热效率
（1）
其中，HB′=G（hB-hw）
式中，η1为注汽锅炉热效率，%；HB′为注汽锅炉有效利用热量，kJ/h；G为蒸汽流量，等于给水流量），kg/h；HB为锅炉出口蒸汽比焓（由出口蒸汽温度和干度求定），kJ/kg；h为锅炉的给水比焓（由给水压力和温度求定），kJ/kg； 为燃料消耗量，kg/h；Qdwy为燃料的应用基低位发热量，kJ/kg；irx为燃料的物理显热，kJ/kg。
1.2水蒸气在地面管线中流动的热效率
η2=1-ηd（2）
其中，ηd=
式中，η2为水蒸气在地面管线中流动的热效率，%；ηd为水蒸气在地面管线中流动的热损失率，%；L为地面管线的长度，m；Qt为锅炉出口蒸汽所携带的总热量，W；QL为单位管长热损失量，W/m。
1.3 水蒸气在井筒中流动的热效率
η3=1-ηj（3）
其中，ηj=
式中，η3为水蒸气在井筒中流动的热效率，%；ηj为水蒸气在井筒中流动的热损失率，%；Qj为井筒中总的散热量，W。
2.提高热效率的主要措施
组成注汽系统的三大部分均有减少热损失、提高热效率的空间，但它们改进的余地和提高的极限是互不相同。依据实测数据，对照各部分极限热效率，就可以提出切实可行的改进措施。下面按三大部分逐一加以分析。
2.1 注汽锅炉
锅炉热损失统统分为四项：
1、排烟损失Q2：降低排烟温度可以降低排烟热损失。但是要降低排烟温度，就要增加锅炉的尾部受热面积，因而增大了锅炉的金属消耗量和烟气流动的阻力；另一方面，由于烟温台地会引起尾部受热面的酸性腐蚀，因而也不允许排烟温度降得过低。减少进入炉膛的过量空气系数可以减小排烟容积，降低排烟损失，但过量空气系数太小，可能空气量供应不充分燃烧不好，因此必须综合考虑。2、化学不完全燃烧损失Q3：是由于烟气中含有残余的可燃气体所造成的。影响烟气中可燃气体含量的主要因素是炉内过量空气系数的大小，此外，炉膛结构及喷燃器布置不合理，炉膛内有死角或燃料在炉内停留时间过短都会使Q3增大。3、机械不完全燃烧损失Q4：是由于锅炉排烟中含有未燃尽的碳所造成的。这项热损失主要存在于燃煤锅炉中，对于燃油和燃气锅炉一般认为此项损失为零。
注汽锅炉热效率有其极限值，一般在80～85%之间，经特殊设计可达到90%。减小排烟热损失是提高注汽锅炉热效率的主要途径。需要通过减小过剩空气系来实现，也就需要关小进风量，这会使炉膛温度提高，炉膛辐射传热量增大，从而使排烟温度有适当降低，现场试验证实了这一分析[3]。
2.2 地面输汽管线
地面输汽管线热损失主要源于保温设计不良、保温层损坏或管线上各种管件的裸露。有关的国家标准对保温良好的管道热损失有明确的规定[4]，在350℃注汽温度下季节运行的保温管道最大允许热损失为[Q]≤308W/m2。
实际上，目前在役的地面输汽管线热损失远远大于上述规定值，保温效果不合格，需要进行保温改造。
2.3 注汽井井筒
注汽井中的热损失主要是蒸汽的热量经隔热油管管柱、油套管环空、套管、水泥环至周围地层的经向散热，这是一种复杂的非稳态传热过程，通常采用数值方法确定。散热量的大小主要取决于隔热油管性能的优劣。但是连接隔热油管的接箍由于没有良好隔热措施，由接箍散失的热量很严重，这在数值计算中未予考虑，因而造成实测蒸汽干度小于计算蒸汽干度。另外。由于热封隔器座封不严，油套管环空形成的回流也会造成注汽井热损失的增大。
具体该井措施：使用视导热系数小的隔热油管，按箍增加隔热结构，防止热封隔器的泄漏等措施都能减小蒸汽在注汽井中的热损失。实施这些改进措施比较困难，费时费钱，定量计算改进效果也不容易。
3.结论
（1）注汽系统热效率注汽系统效率由注汽锅炉热效率η1、地面集输管线热效率η2和注汽井井筒热效率η3三部分组成，注汽系统总的效率为η=η1・η2・η3；
（2）提高注汽系统热效率的措施可以概括为：（1）降低过剩空气系数可提高注汽锅炉热效率；（2）按最大允许热损失设计地面输汽管线的保温层厚度可大幅度提高管线热效率；（3）使用视导热系数小的隔热油管，按箍增加隔热结构，防止热封隔器的泄漏等措施能减小蒸汽在注汽井中的热损失，提高注汽井井筒热效率。
参考文献
[1]徐明《湿蒸汽发生器安全与技术》胜利石油管理安全教育管理中心出版
油田蒸汽采隔热油管(五)
稠油油藏热采新技术及发展方向
摘要：为了探讨特超稠油、活跃边底水稠油、高轮次吞吐稠油等油藏大幅度提高采收率的技术方向，总结了胜利油田近几年在特超稠油开发、蒸汽吞吐加密、低效水驱转热采、水平井等技术的新进展，分析了制约稠油油藏大幅度提高采收率的主要矛盾，指出了大幅度提高采收率的技术方向。 关键词：稠油；热采；新技术；提高采收率
0 引言
胜利油田经过40多年的勘探，先后在单家寺、乐安、孤岛、王庄、陈家庄北坡和孤东等油田发现了稠油，主要分布在新近系东营组、馆陶组、沙河街组及奥陶系、寒武系等油层中，截止2012年底，探明稠油地质储量5.78亿吨。与国内其他油田稠油油藏相比，胜利稠油具有埋藏深、油层厚度薄、储层水敏性强、原油粘度范围和具有活跃的边底水等不利条件。“十五”以来，针对新区薄层、敏感性、超稠油等复杂油藏和老区高含水、低采收率、低采油速度等开发难题，发展完善了一系列稠油热采技术。
1 稠油热采新技术
从1983年开始稠油热采技术攻关，到“九五”末，蒸汽吞吐技术实现了对粘度低于5万mPa・s常规稠油和特稠油的开发，“十五”以来，通过深化稠油渗流机理研究和完善配套注汽工艺，超稠油和特超稠油开发取得突破，解放了一批难动用稠油储量，井网加密和水平井技术的创新应用改善了蒸汽吞吐开发效果。
1.1 超稠油油藏开发技术
超临界锅炉、蒸汽等干度分配和隔热油管等工艺的成功研发，突破了粘度为5～10万mPa・s超稠油油藏开发难题。亚临界锅炉使注汽压力由17MPa提高到21MPa，超临界锅炉又使注汽压力大幅度提高到26MPa，蒸汽等干度分配技术实现了有效均匀配汽，高真空隔热油管使注汽井筒热损失降低到5%以下，并在注汽过程中配套高效驱油降粘、化学剂抑制蒸汽冷凝液等技术，增加了注汽能力和地层吸汽能力，成功开发动用超稠油储量。
1.2 特超稠油油藏开发技术
发展应用深层特超稠油油藏水平井开发技术，即HDCS技术，突破了粘度大于10万mPa・s的特超稠油开发难关。HDCS技术主要借助油溶性降粘剂（Dissolver）、二氧化碳（Carbon dioxide）和蒸汽（Steam）三种物质的复合降粘和传质作用，对水平井井眼周围的特超稠油进行强制降粘，消除死油带和胶质沥青质沉积造成的堵塞，提高近井区域的渗流能力，有效降低注汽启动压力；复合降粘剂与CO2共同作用，继续降粘，进一步提高蒸汽热波及范围。同时配套高压注汽、注采一体化管柱注汽工艺。成功开发了郑411、坨826和单113等特超稠油油藏，应用HDCS技术设计43口水平井，动用399×104t，新建产能12.4×104t。
1.3 蒸汽吞吐井网加密技术
在稠油油藏存在启动压力梯度、蒸汽吞吐加热半径小的新认识指导下，实施稠油井网加密，增加了储量动用程度，改善了高轮次吞吐效果。胜利油田针对稠油热采井距大、加热半径（50～70m）小、井间剩余油富集、吞吐采收率低的矛盾，在数值模拟研究剩余油、钻密闭取心井检验基础上，为满足直井单井产油2900吨的经济极限可采储量，建立了中深层蒸汽吞吐加密筛选标准，原油粘度小于10000mPa・s普通稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于6m，井距由200×283m加密到141×200m；原油粘度小于50000mPa・s特稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于8m，井距由200×283m加密到141×200m；原油粘度小于100000mPa.s超稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于12m，井距由141×200m加密到100×141m。“十五”以来共实施13个单元，新钻井196口，新增能力46×104t，增加可采储量302×104t，提高采收率5.7%。如孤岛油田中二北Ng5稠油环普通稠油油藏（原油粘度5000～10000mPa・s），具有一定的边底水，油层厚度在10～15米，1992年投入注蒸汽吞吐开发，于1997年和2002年对中二北Ng5热采区进行加密，共钻加密井46口井，加密的实施有效遏制了区块产量的递减，增加可采储量82×104t，提高采收率8.1%。
1.4 普通稠油低效水驱转热力开采技术
针对地层原油粘度在200～300mPa・s的普通稠油油藏，水驱开发采油速度低、采收率低的矛盾，开展了普通稠油水驱转热采开发，建立了水驱转热采的技术界限，当有效厚度大于6m、含油饱和度大于0.4时，单井吞吐经济极限产量可达到3100吨。2002年，孤岛油田南区Ng5～6稠油单独作为一套层系，新钻热采井85口，老水井停注，实施低效水驱转蒸汽吞吐开采，取得成功，采收率达到19.7%，提高了12.9个百分点。目前，已在胜利油田28个单元实施低效水驱转蒸汽吞吐，增加可采储量1067万吨，提高采收率11.2%。
1.5 稠油热采水平井工艺技术
水平井裸眼防砂完井一体化技术的完善配套，有效解决了过去应用固井射孔完井和金属棉防砂效果不稳定的问题，满足了出砂油藏大排量生产的需要，大大改善了水平井热采效果。自2007年以来，已在胜利油田成功应用，取得好的效果，降低注汽压力2-3MPa，井底干度达到75%以上，单井日产油量平均提高5.9t。水平井均匀注汽工艺较好地解决了水平井吸汽不均匀问题。依据水平井井段中蒸汽压力的分布，对注汽管柱上的配注器及其上的泄流孔个数进行优化设计，在滨南油田单2块应用11口井，取得好效果，同采用常规注汽工艺相比，平均产液量由18.8t/d上升到55t/d， 平均产油量由6.3t/d上升到20.2t/d。利用水平井单层开发薄层稠油油藏取得成功。集成稠油薄储层精细描述、防砂完井一体化、水平井均衡注汽等技术，高效动用了直井开发低效、无效的3～4米薄层，在单2馆陶、单10馆陶等18个区块动用储量1443万吨，完钻水平井134口，建成产能36.3万吨。
2 稠油热采油藏存在的主要矛盾
稠油油藏地下原油粘度高（1027mPa.s），以热采开发为主（主要是蒸汽吞吐）注水开发为辅，采收率较低，热采单元采收率只有18.2%。目前蒸汽吞吐单元普遍进入高轮次吞吐阶段，稠油蒸汽驱开发难度大，制约稠油油藏大幅度提高采收率的主要矛盾是：普通稠油和特稠油油藏蒸汽吞吐进入高轮次吞吐阶段，含水高，开发效果变差，采收率低；超稠油油藏蒸汽吞吐产量和油汽比下降快，稳产难度大；与国内外典型蒸汽驱油藏相比，适合蒸汽驱油藏油层埋藏深，井底蒸汽干度较低，边底水活跃导致蒸汽驱热效率降低，驱油效果差；特超稠油油藏储层胶结疏松，出砂严重，储层敏感性强，有效厚度薄，发育较强的边底水，开发难度大。
3 稠油热采技术方向
针对稠油油藏存在的问题和潜力，要加大水平井、HDCS、井网加密等技术应用规模，加快水驱转热采、蒸汽驱、热化学蒸汽驱开发方式的转换，大幅度提高稠油油藏的采收率。
对普通稠油和特稠油高轮次吞吐单元，通过优化合理井距，实施井网加密、热化学吞吐、氮气泡沫辅助吞吐，提高储量动用程度和吞吐开发效果。
对新发现的特超稠油油藏，坚持采用水平井均匀注汽、HDCS、注采一体化工艺管柱、双空心抽油杆内循环加热井筒举升等技术，提高特超稠油储量动用率和采收率。
针对储量规模较大的油水过度带和薄层稠油，采用水平井单层开发技术，提高稠油开发质量。
完善配套普通稠油低效水驱转热采技术，开展不同含水、不同温度下水驱、蒸汽驱效率试验、水驱转热采开发技术界限、井网匹配关系及配套工艺技术研究，进一步扩大热采规模。
加强蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术研究，攻关研究提高蒸汽干度、降低井筒热损失、有效降低地层压力等中深层稠油油藏蒸汽驱关键技术，开展高含水油藏泡沫辅助蒸汽驱、超稠油降粘辅助热化学驱、强水敏防膨辅助热化学驱和特超稠油水平井驱泄混合研究，做好重大先导试验，把握开展蒸汽驱的合理时机，适时转入蒸汽驱开发。
参考文献
【1】李阳.中国石化提高采收率工作会议技术论文集（2008）.中国石化出版社，2009
本文来源：http://www.zhuodaoren.com/shenghuo352275/
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