辅助蒸汽系统

2024-10-10

辅助蒸汽系统（精选7篇）

辅助蒸汽系统篇1

海洋平台是用于海上油气资源勘探、开发的移动式、固定式平台等的统称, 由上部结构、设施与设备、支承结构等组成。近年来, 蒸汽系统被广泛应用于海洋平台及辅助船舶。

蒸汽在管道中输送时, 由于环境散热导致部分蒸汽冷凝, 如果这些冷凝水不能及时排除, 将会对系统产生如下影响: (1) 导致管道、阀门冲蚀, 严重时发生水锤, 造成安全隐患; (2) 蒸汽水滴将使蒸汽潮湿, 降低换热潜力; (3) 冷凝水积聚在管道内, 导致管道有效横截面减小, 蒸汽流速增加, 进而使管道压损增加。因此, 蒸汽输送系统必须合理布置疏水点, 及时排除冷凝水。

布置疏水点, 对管道膨胀补偿时, 应注意几个方面的问题。

1. 蒸汽管道疏水点的间距

蒸汽管道疏水点之间的间距应不超过30~50m (见图1) 。蒸汽管道总长度150~200m时, 应在主管道上置安装4~5个疏水点, 蒸汽主管路在布置时应有倾斜度。

2. 蒸汽管道疏水点的位置

蒸汽管道疏水点应尽可能选择在蒸汽上升管的底部, 因为这里是冷凝水天然的聚集点 (见图2) 。

3. 蒸汽管道疏水点的布置方式

布置疏水点时应设计合理的集水槽, 这样可以有效地收集冷凝水。有无集水槽的对比效果如图3所示。推荐的疏水点集水槽的尺寸如表1所示。从中可以看到: (1) 没有布置集水槽的疏水点, 无法收集并排除大多数冷凝水, 因而是无效的。 (2) 不同口径的管道, 其集水槽尺寸不同。

4. 蒸汽分支管道的连接

蒸汽分支管道的连接应考虑从主管道的上方取蒸汽, 这样可以得到最干燥的蒸汽。如果从侧面或者是从主管底部取汽, 蒸汽会携带从蒸汽主管而来的冷凝水和管道杂质进入支管。潮湿、肮脏的蒸汽进入设备, 会影响到设备短期和长期的工作性能。

2种不同的取汽效果如图4所示。

如受到现场空间限制, 无法更改为从管道上方取汽, 则应该采取补救措施, 即在后端的下降管低点布置疏水点, 安装疏水阀组。

图2疏水点位置示意

5. 蒸汽下降管的疏水

蒸汽的分支管道从取汽点至用汽设备之间还可能存在低点, 最常见的是下降管连接至设备的控制阀或截止阀。但由于蒸汽控制阀门并不一直开启, 这样就使得冷凝水会聚集在关闭的控制阀之前, 当阀门再次打开时, 冷凝水会被蒸汽携带通过控制阀进入换热设备。湿蒸汽会在设备内形成水膜, 降低设备的换热效率;同时, 被蒸汽携带的冷凝水会以蒸汽的速度通过阀门, 最高可达音速, 对阀门的阀芯阀座密封面造成冲蚀, 产生拉丝现象 (即密封面被冲蚀成一道道沟槽, 从而失去密封性能) , 从而造成控制阀过早损坏。另外, 冷凝水聚积在管道低点, 当阀门开启时会对后端的阀门、管道、设备造成冲击, 严重时发生水锤, 导致管道连接处松动、漏水, 或设备损坏。因此, 在布置蒸汽管路时, 必须在控制阀之前的管道低点安装疏水点。在安装Y-型过滤器时, 应水平侧向安装, 避免冷凝水的集聚和水锤问题, 同时可以充分利用过滤网的面积。

6. 蒸汽系统膨胀补偿

蒸汽管道需要设置合理的补偿方式来抵消管道的膨胀量, 避免由于受热膨胀应力造成损坏。

热力管道常用的补偿方式有自然补偿和补偿器补偿2种方式。

(1) 自然补偿。

自然补偿是利用管道本身所具有的自然弯曲弹性来吸收管道的热变形。管道弹性是指管道在应力作用下产生弹性变形, 几何形状发生改变, 应力消失后又能恢复原状的能力。实践证明, 当弯管角度大于30°时, 能用作自然补偿, 管子弯曲角度小于30°时, 不能用作自然补偿。自然补偿的管道长度一般为15~25m, 弯曲应力[σbw]不应超过80MPa。管道工程中常用的自然补偿有L型补偿和Z型补偿。

(2) 补偿器补偿。

若自然补偿不能满足热力管道热变形量, 应在管路上加设补偿器。补偿器是设置在管道上吸收管道热胀冷缩和其他位移的元件, 常用的有方形补偿器、波纹管补偿器、套筒补偿器和球形补偿器。

7. 蒸汽系统管道流速

应根据设备的设计流量确定管子尺寸。对于饱和蒸汽管道, 最大流速不超过40m/s, 建议的正常流速不超过25m/s。

8. 小结

本文讨论了海洋平台蒸汽系统疏水点布置要求及膨胀补偿问题, 阐明了海洋平台蒸汽疏水管道疏水点的间距、位置及布置方式、蒸汽分管道的连接、蒸汽下降管的疏水和蒸汽管道的补偿方式, 并在此基础上对某型海洋平台 (海工辅助船舶-穿梭油轮项目) 蒸汽系统疏水点布置及膨胀补偿进行了仿真和优化。结果表明, 不仅保障了设备的工作性能, 延长了管路附件的使用寿命, 还有效避免了蒸汽的热量损失, 节约了锅炉的耗油量。

参考文献

[1]王荣刚.谈免维护旋转补偿器在供热管网中的应用[J].山西建筑, 2012 (12) .

[2]佟玉军.海洋深水平台的建造与安装[J].科技传播, 2011 (2) .

[3]王国新, 夏正兴, 何跃平, 等.海上采油平台测控技术浅谈[G].第十四届中国科协年会第5分会场:绿色船舶与海洋装备创新发展及产业化论坛论文集, 2012-09-08.

蒸汽辅助成型技术篇2

1 蒸汽辅助技术的特点

蒸汽辅助注塑成型技术的原理, 是透过特别的三维无溶接痕模具设计, 通过将型腔背面进行加工和对应的背面接合面配合起来形成水管, 解决热传导的均匀性, 可短时间内提高或降低模具的表面温度。在冷热成型过程中, 蒸汽加速控制系统连接着注塑机的模具, 并在小型锅炉和冷却塔的配合下, 控制着注塑过程的温度, 以改善成型效果, 该系统会在每次注塑周期初段, 迅速把模具加热至合适温度, 然后进行射出和保压;冷却过程开始后, 该系统会迅速把模具降温, 直至取出注塑件, 并展开下一次注塑周期。

在一个成型的生产周期内, 树脂的充填、补缩、冷却均是处于较理想的状态下进行, 科学合理的控制注射生产的各个环节以便得到更为符合理想成型条件的产品, 是一种划时代的塑料精密注射成型的理想解决方案。

2 对注塑产品生产和质量的提升

应用传统的注塑技术, 熔融与模具表面接触后, 模温一般会降至90℃以下, 并令熔融表层开始冷却凝固, 因此当不同方向的熔融相遇时, 会在制品表面形成深6μm至13μm的溶接痕;而应用新研发的蒸汽辅助注模技术, 熔融与模具表面接触后, 模温一般仍会维持在130℃至150℃, 以尽量避免熔融表层冷却凝固, 从而减轻不同方向的熔融相遇时, 冷却时间也可缩短, 可消除产品表面溶接线、溶接痕、波纹及银丝纹, 彻底解决塑料产品的表面缩水现象。而且溶接痕的深度一般都少于0.5μm, 使产品表面光洁度达到镜面水平。

与普通模具生产技术相比, 由于最大限度的增加了其模具内部的冷却和加热的管路, 使得模具的温度可以快速升温到树脂的热成型温度以上, 这样, 树脂在充填到型腔的过程中, 就不会因为在流道或模具表面的急速降温而形成附着在模壁上的固化层, 从而可以更为方便进行顺序充填。

(上接50页)

蒸汽辅助注塑成型新技术亦适合加工玻璃纤维增强的工程塑料, 或加入发泡剂的一般塑料, 制品的表面相当光滑, 故无需喷涂, 对降低成本和及早交货有利。另一方面, 新技术亦可发挥模内装饰的作用, 清晰将质感凹凸纹理转移至制品表面。

蒸汽辅助注塑成型新技术能够提升产品质量和强度之外, 同时亦有助缩短交货期和节省生产成本。利用蒸汽辅助进行厚壁注塑或可生物降解塑料成型, 成型周期可显著降低逾70%。由于模具任何位置也可设立水口, 有助平衡内部压力, 能避免制品弯曲变形, 从而降低流动分析的重要性蒸汽辅助注模技术克服了树脂加工成型中的各种问题, 是一种可大幅度缩短交货及制造成本的先进的制造技

3 各领域的应用现状

蒸汽辅助注塑成型技术主要的应用范围有:

(1) 汽车等厚外壳及外观零件。

(2) 办公自动化设备、弱电、家电产品的外壳或机壳。

(3) 大型LCD用透光板、大口径塑性镜头等光学仪器用的零件。

(4) 簿壁的外壳注塑品。

(5) 精密质量要求的注塑品。

在现阶段国内对蒸汽辅助技术的应用基本还局限于液晶显示器面框类产品上, 原因之一是:PHLIPS公司帅先采用蒸汽辅助技术应用于液晶显示器面框类产品上, 应用ABS或ABS+PC等普通树脂生产出超大面积的超薄面框类产品, 其完美的高光效果以及毫无瑕疵的制品外观, 已渐渐成了液晶显示器面框类产品的行业的标准。使得国内的相关配套厂不得不争相采用。

在国外, 蒸汽辅助技术, 还广泛应用在需要添加玻璃纤维, 或其他填充材料的外观类产品上, 利用蒸汽辅助技术带来的高温, 使得混合的树脂材料在密度差的影响下, 进行自由扩散, 得到产品外观细腻光亮, 而其韧性、强度都非常好。

现在市场上有很多类似的产品, 比如采用电热管进行模温控制的模温机、采用高温油进行控制的油温机, 运用高温高压水的水温机, 以及运用热空气的热空气模温机。但是从效果上评估无疑是蒸汽辅助技术最为经济和实用。无论从成型周期的缩短上、还是从产品的稳定性上、或者从产品成品的变形量上等各项指标进行衡量, 蒸汽辅助技术都有非常大的优势。

蒸汽辅助重力泄油数学模型篇3

稠油重力泄油对石油工业是非常有意义的。因为稠油非常黏, 几乎不流动, 采收机理要求降低原油黏度, 使其能够容易地流到生产井。传统的热采过程, 如蒸汽吞吐和蒸汽辅助重力泄油 (SAGD) 都是建立在降低热力黏度基础之上的。蒸汽吞吐结合了热力膨胀驱动增强作用。另一方面, SAGD是建立在水平井和最大化利用重力基础之上的。理想的SAGD过程中, 在水平注入管周围形成一个增长的蒸汽腔, 蒸汽不断地流到蒸汽腔周围冷凝和加热周围的原油。在重力泄油过程中, 冷油的有效初始加热对蒸汽腔的形成是很重要的。热量以传导、对流和蒸汽潜热的形式传输。加热的原油流到油藏底部注入井以下的水平生产井。

基于上述观点, Butler等人 (1981) 得出了方程 (1) 的假设:蒸汽压力在蒸汽腔中是定值, 蒸汽腔中仅仅蒸汽流到, 油饱和度是剩余值, 在蒸汽腔形成之前传输给冷油的热量仅仅通过传导。以上方法的物理类比就是在一个平行的水平生产井之上放置一个水平的电加热元。

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式中, L是井水平段的长;ϕ是孔隙度;ΔSo是原始含油饱和度和残余油饱和度的差值;k是油流动的有效渗透率;g是重力加速度;α是热力扩散系数;h是油藏厚度;m是3～5之间的常数;νs是蒸汽温度下原油运动黏度。温度纵剖面图假设温度是独立的, 距离按指数律递减。

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式中, U是蒸汽区界面的局部速度;ξ是垂直于蒸汽和原油接触面的坐标。这个理论有3个主要的结论:①蒸汽腔的增长对原油的生产是必要的, 并且只要注入蒸汽原油就会产出;②原油流量随蒸汽温度的增长而增长;③对于一个给定的蒸汽温度, 最低黏度的原油显示出了最大的产量。

此前, 模型最主要的问题是文献中所记录观察到的实验产油量同Butler模型预测的顺序相同, 但是略低于实验值。Butler把观察的产量偏差同方程中没有认识到的偏差结合起来, 例如, 因为沉淀作用和一些热量用来使流动的油横向传输到固定井引起有效蒸汽腔高度的改变 (变得比油藏高度低) 。

此后, Reiss建议用经验无量纲温度系数a=0.4[见方程 (3) ]和最大速度, 而不用更真实描述实验数据的界面速度。他用一些文献数据记录了成功的匹配。

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可以看出, 以前的两个模型都没有包含蒸汽分馏作用和沥青质沉淀的影响。因为脱沥青作用引起强有力的黏度降低, 产量随沥青质沉淀而增加。本文通过结合与黏度相关的沥青质含量来修正现有模型。首先, 讨论包括沥青质沉淀的一些黏度模型;其次, 这些模型将与重力泄油理论耦合。最后, 用文献中记录的实验数据来测试考虑沥青质沉淀作用的已开发重力泄油模型。

2 原油-沥青质悬浮液黏度

分析中的关键是随着原油沥青质含量的增加原油黏度也增加 (例如, 油溶剂混合物黏度随溶剂含量增加而增加) 。大部分已经发布的模型 (把组成与黏度相关) 要求混合物成分的关键参数信息。当原始含量高于分馏物时, 如胶质和沥青质, 这些参数不能被评估或没有物理意义。对于低沥青质含量, Pfeiffer建议用Einstein的方程来计算苯-沥青质黏度:

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式中, ηr是相对黏度;Φasph 是混合物中悬浮沥青质体积馏分。因为以前的方程对黏度估计不足, 他建议使用Eiler方程计算高沥青质含量。

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移积的悬浮液包含相同半径无形变的球状颗粒, 这个方程高估了沥青质溶液的测量黏度。

Werner等人综合研究推导了原油沥青质含量与黏度的关系。建议的模型 (W3BH) 建立在考虑了与压力和温度相关的组分信息和Kanti等人模型混合规则基础之上。

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式中, p是压力;T是温度;角标o表示一个参考状态。参数β和D包含在其中是黏度的函数, μ在参考条件中用下面的方程:

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使用的4个主要组分:气体 (CO2和烃类气体) 、C6～C20 (轻烃和中间型组分烃) 、C20+[饱和烃、芳香族化合物和胶质 (SAR) ]和沥青质。混合的原则如下:

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为了计算给定原油的黏度, 首先需要构建流体的组分。然后用方程 (11) 和表1中给定的参数来获得一个35 MPa、100 ℃下的参考黏度。在要求的温度和压力下用方程 (6) 对黏度进行校正。注意, 如果流体的组分未知, 但是参考的黏度在给定的温度和压力下可以得到, 那么方程 (6) 就能用来直接计算一定温度和压力下的黏度。当压力间隔小 (如限制在70 MPa) 或温度在蒸汽辅助重力泄油中升高, 方程 (6) 可以写成:

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3 蒸汽辅助重力泄油模型

下面的推导效仿Reiss的推导。从水平井注入蒸汽的过程中, 随着原油的排出蒸汽区沿着原油/蒸汽界面向水平生产井方向横向增长。随着蒸汽区的宽度接近于上覆岩层, 蒸汽区跨越部分类似于一个倒三角 (图1) 。假设这个区域表面的温度是一个定值, 以恒定速度向岩石中传递的热量可以从下面的方程获得:

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初始温度等于油藏温度, 当运移开始时, TR骤变为蒸汽注入温度Ts。当原油排出很长一段时间, 方程 (13) 接近于方程 (2) 。蒸汽前面沥青质的黏度可以用下面的方程来表示:

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上面的黏温关系使得用数学方法操作非常容易。

蒸汽辅助重力泄油单相产油量沿蒸汽/原油界面遵循达西定律:

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用运动黏度替换表达式, 沿蒸汽区的一边从ξ等于0到无穷大积分所得的方程, 得到泄油量:

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考虑蒸汽区界面物质平衡, 可得到下面表达式:

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替代蒸汽区宽度时间导数, 合并方程 (15) 和 (16) , 得到泄油量:

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对时间积分, 上面的方程得到沿水平井每单元长度累积产油量:

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同文献中出现的其他方法相反, 以上推导的一个主要不同是上面的方程不包括任何经验常数。

为了把蒸汽分馏作用和脱沥青质作用对原油的影响也考虑在上面的SAGD模型中, 进行了以下程序:

◇ 应用沥青质沉淀模型或实验观察值, 如果需要则使用三次样条;

◇ 在任何时间下用方程 (11) 计算黏度;

◇ 用方程 (12) 校正压力;

◇ 用方程 (19) 计算累积产量。

4 结果和讨论

为了测试和评估建议的模型, 使用Canbolat等人和Butler等人两组不同的实验数据。

在Canbolat等人的相似实验中, 用粉碎的石灰石 (筛孔大小0.5～1.4 mm) 创建一个多孔介质。石灰石/水的泥浆与原油混合使油和水的饱和度达到75%和25%。整个实验过程中原始饱和度保持常值。从Bati Raman油田取的黏性原油重度为12.4°API。图2给出油的黏度与温度的关系。在初始实验温度下黏度大约是600 cP (1 cP=1 mPa5s) 。产出的油和水在注入压力和产出压力下测量。此外, 效仿Kokal等人建议的方法采用滴定实验测量产出油中沥青质含量。

这个模型用两组不同的实验进行测试, 实验中记录了原油沥青质含量 (图3) 。在这些实验中, 注入井和采出井的井距不同。原油沥青质含量为原油初始沥青质含量, 约占质量的35%。在两种情况中产出油的沥青质含量都低于产出物初始沥青质含量。沥青质含量的降低表明, 经过在石灰石基质上沥青质的沉淀, 产出油部分得到改质。随着蒸汽腔的发展沥青质含量有所增加, 但是仍稍低于初始值。这表明沥青质的吸收或沉淀持续了一段时间。随着蒸汽腔的持续增长产出油沥青质含量的增加表明了沥青质的流动性。这些沥青质可能再次溶解到热油当中或者作为固体沉淀移动。在两井之间沥青质含量达到最小、峰值和再次开始下降的时间不同。

用表2中的实验参数测试建议的SAGD模型。首先, 产出油沥青质含量用三次样条函数来表示。因为Canbolat等人没有说明油的初始组分, 用蒸汽温度下原油黏度作为起始点。用记录的沥青质含量作为油组分的限制直到匹配上为止。实验过程用死油, 实验气体分数设置为0。沥青质含量的改变在SAR、轻质油和半成品油中百分数相等。黏度的计算用方程 (11) , 并且校正记录的实验压力 (实验1和2的压力为316 kPa和350 kPa) 。用方程 (19) 计算累积产量。图4给出产量结果曲线。可以看到, 产量曲线与沥青质含量的趋势非常接近, 与实验产出数据匹配得很好。这表明推荐模型正确地模拟了蒸汽的蒸馏作用和脱沥青作用对SAGD过程的影响。

为了对比, 对实验黏度模型也进行了评价。因为原油沥青质含量相当高, 所以选择Eiler模型。方程 (5) 用来获得黏度值, 方程 (19) 计算累积产油量。模型成功地预测了实验过程达220 min, 此后, 实验数据与理论数据开始出现偏差 (图4) 。此时, 沥青质移动或作为固体沉淀物移动, 或在热油中再溶解。这些影响在Eiler方程中不能获得。而且, 此前已经显示出Eiler方程低估了黏度。由此得出结论, 在建议的SAGD模型中, W3BH模型比黏度模型好, 因为W3BH模型考虑了组分的相关性。而且, 从数学方面来看, 同简单的Eiler模型相比, W3BH模型是一个高阶模型。

Reiss、Butler和Stephens建议的模型也用来模拟相同的实验数据。这些模型都依赖经验常值来匹配实验数据。类似于建议模型中Eiler方程的使用, 这些模型能够描述实验数据达到某一确定的点, 沥青质组分没有太多改变。随蒸汽蒸馏作用的影响开始占主导以及组分开始发生改变, 这些模型不能描述实验数据 (图4) 。可知, Reiss建议的模型是两个对比模型中较好的

同以前Canbolat等人记录的实验井距相比, 更小的注入产出井距可以得到类似的结果。用沥青质组分选择模型和表2中出现的数据来尝试匹配实验数据。同第一个实验对比原油组分的改变更明显, 不匹配程度更大, 约150 min (图5) 。数学模型总体上与实验相匹配, 但是匹配的不像以前那么好。与以前的情况类似, Eiler方程在SAGD模型中的使用导致了平稳的改变。然而, 这一次匹配得很好。Reiss、Butler和Stephens建议的模型显示出一个类似的特性:它们都在一定程度上描述了实验数据。

最后一个例子的数据来自于Butler等人。在实验开始原油饱和度是100% (表2) , 系统的渗透率比以前实验的渗透率小。沥青质的组分再一次没有记录, 蒸汽温度下原油黏度作为起始点。因为沥青质沉淀数据不可用, 所以使用了Canbolat等人给出的数据。这样可以假设一个类似的蒸汽分馏作用和沥青质沉淀机理。因为SAGD模型成功地描述了实验数据 (图6) , 所以可以得出结论:沥青质沉淀特性可以在SAGD模拟中获得。Eiler方程也可以用于上述情况。其他的分析模型在后期高估了累积产量。Butler和Reiss记录了类似的观察。Butler把这个偏差归因于模型对偏差因素的不可识别。例如, 因为沉淀随时间推移蒸汽腔有效高度变得比h低, 并且一些热量引起排出流体横向传输到固定井。在方程 (1) 的平方根中他用常值1.5取代了2.0。同样, Reiss用常值0.4达到匹配。但是像Canbolat等人指出的那样, 蒸汽区的大小在后期没有改变。然而达到一个常值大小的时间随注入产出井井距的改变和系统中非凝结气的出现而改变。因此, 得出结论:在SAGD过程中占主要地位的是后期蒸汽分馏作用和沥青质沉淀作用, 而不是蒸汽区的大小和横向热传导。

5 结论

提出了一个在稠油油藏和沥青砂层中以线性几何形态注蒸汽的重力泄油数学模型。用组分黏度模型考虑与稠油黏度相关的温度、压力和沥青质含量。不像以前的模型, 通过有效地模拟蒸汽分馏和沥青质沉淀作用的影响, 模型能预测原油总产量。同改变蒸汽区的高度和排出流体横向传输到固定井相比, 蒸汽分馏和沥青质沉淀作用的影响在SAGD过程中占主导地位。

摘要：在稠油油藏和沥青砂层中, 建议使用以线性几何形态注蒸汽的重力泄油数学模型。这个数学模型建立在实验观察基础之上, 蒸汽区形状是一个角点固定在生产井底的倒三角形, 模型考虑了与稠油黏度相关的温度和沥青质含量。开发的模型已经被文献中的实验数据所验证。稠油的产量同以前发表的数据相符合, 这些数据覆盖了稠油和沥青砂重力泄油的很大范围。

多元热流体辅助蒸汽驱研究与应用篇4

1 设备工作原理

多元热流体发生器是利用高压燃烧喷射机理, 将注入的燃料 (柴油或天然气) 和氧化剂 (空气) 在燃烧室中燃烧, 依靠产生的高温高压燃气将混合掺入的水汽化, 产生复合热载体的专用设备。复合热载体的主要成分是氮气、水蒸汽、二氧化碳, 在必要时添加化学剂 (起泡剂或降粘剂) 形成多元热流体, 将所形成的混合物一并注入油层, 依靠热能、气体、化学剂的驱油机理提高原油采收率[2]。

2 关键参数设计

通过对三类气体驱油机理的研究, 从理论上看, 合理调配三种气体质量比可针对以下三类问题进行试验:

2.1 注采连通好 (连通系数>0.88) 且注采井距小 (注采井距<70m) 汽驱成熟度较高 (PV>0.8) 井组。此类井组主要依靠高干度蒸汽携带热量优化井组注汽速度, 从而达到减缓汽窜同时在地层内维持蒸汽腔的作用。

2.2 大倾角区域, 蒸汽超覆较为严重井组 (超覆系数>0.8) 。此类井组主要依靠氮气调剖作用, 增加井组纵向动用程度。

2.3 注汽间歇或外围吞吐区域。此类井组地层温度较低 (地层温度<100℃) , 油层压力高 (地层压力>3MPa) , 油层条件较适合二氧化碳溶解[8], 形成混相驱降粘增压。

利用CMG软件, 对第1类井组在采油井蒸汽全面突破之前进行数值模拟, 将水蒸汽、氮气、二氧化碳质量之比设置为5:4:1、3:6:1、2:7:1与常规汽驱进行对比 (图1) , 可以看出前两种质量比配汽对缓解井组汽窜均能取得较好效果, 而常规汽驱则在蒸汽突破后产量下降较快, 而质量比为2:7:1时因无法维持井组汽腔, 导致产量下降速度最快。

利用CMG软件, 对第2类井组在采油井蒸汽全面突破之前进行数值模拟, 得出油层因未注入化学剂, 氮气纵向调剖作用较小。

利用CMG软件, 对第3类井组在采油井蒸汽全面突破之前进行数值模拟, 将水蒸汽、氮气、二氧化碳质量之比设置为5:4:1、3:6:1 与常规汽驱进行对比 (图2) , 可以看出, 5:4:1 方案因注入较多超干度蒸汽, 效果比常规间歇井组要好, 而3:6:1方案因注入蒸汽量不足, 无法有效降低油层粘度, 初期产量相较于常规汽驱大幅降低, 待注入充足CO2以及地层温降后日产油逐步增长, 但整体效果相较常规汽驱偏差。

3 结语

3.1 稠油蒸汽驱注多元热流体泡沫控制窜流可提高蒸汽驱采收率。

3.2 该技术对汽驱成熟度高井组以及间歇井组效果较好, 现场适用性较强。

3.3 通过注入参数优化研究, 确定出不同条件下井组最优气-汽比。

3.4 该技术适应性强、措施效果较好, 但受资金投入等限制, 实施井组少, 适合辅助蒸汽驱, 今后将开展段塞式辅助汽驱试验。

摘要：Q40块稠油油藏于2007年工业化转驱, 大部分注汽锅炉采用燃油 (气) 湿蒸汽发生器, 但经过7年汽驱开发, 地面注汽系统面临两方面问题:一是设备老化导致出现注汽管线热损失大、井底注汽干度低等问题, 注汽设备无法满足蒸汽驱后期开发调控需求;二是单一注入蒸汽, 只能从注入蒸汽量来控制蒸汽波及速率, 无法对纵向油层动用进行有效调剖。针对上述问题, 通过利用多元热流体发生器装置产生过饱和蒸汽和烟道气同时注入油层, 既保证了井底注入蒸汽干度, 极大地提高了蒸汽热利用率, 同时也改善了蒸汽驱后期井组平面、纵向蒸汽波及不均, 指进、超覆现象较为严重等开发问题。

关键词：高干度蒸汽,蒸汽驱,热利用率,纵向调剖,采收率

参考文献

[1]张芳礼, 赵洪岩.辽河油田稠油注入蒸汽开发技术[M].北京:石油工业出版社, 2007:104-105.

[2]张毅.铸造工艺 (CAD) 及其应用[M], 北京:机械工业出版社, 1994, 14-15.

辅助蒸汽系统篇5

1 注空气机理研究

1.1 氧化机理研究

开展高温高压反应釜、填砂管模型等实验, 采用色谱/质谱和核磁共振等分析手段, 详细测定注空气低温氧化过程中的油气及储层的变化:反应温度及放出热量、反应后的产物、反应对原油和储层的影响。

稠油低温氧化反应温度及放热量:采取热重法、差示扫描量热法研究, 认为稠油低温氧化反应温度为100-300℃。稠油低温氧化反应热为30-100KJ/mol (O2)

反应后的油样:用高分辨率离子回旋共振质谱仪分析低温氧化前后油样, 初步推断:氧化后主要产物为酮、醛和酯等化合物。主要是低温氧化反应。

反应后的气样:氧化的气相产物中除了未反应的N2外, 主要是余O2、CO2和CO, 并有少量烃气、SO2和H2S生成。反应消耗大量氧气, 不同温度和压力下, 空气与稠油反应120小时后, 氧气浓度均低于4%。

反应对原油的影响:组分变化:稠油低温氧化后具有胶质含量降低, 沥青质含量增大的特征。重质组分增大了3-5%:胶质含量降低2-5%;沥青质含量增大了5-10%, 未产生焦炭。粘度变化:0.25MPa、温度在50-120℃时, 氧化油粘度增大10%-30%。

反应对储层的影响:氧化反应后填砂模型的平均渗透率降低了4%, 残余油增加了0.68%。

1.2 增产机理研究

气体增压助排作用:增压效果明显, 对不同压力的模型, 注入等量空气后, 可提高模型压力5%—100%, 随着实验压力降低, 模型增压幅度增大。

助排效果明显:采油速度提高42.7%、回采水率提高7.2%。气体提高热效率作用:加热腔和高压区体积分别为单独注蒸汽的4.1倍和3.2倍;提高高渗透层启动压力。

调整剖面:空气抑制蒸汽超覆, 提高热效率。气体微观重力驱油作用:空气+蒸汽与稠油之间存在重力差异, 对倾斜油藏起到重力驱油作用。

石油气爆炸极限研究:甲烷爆炸上限:16.95%, 甲烷爆炸下限:4.76%, 临界氧含量:12.35%。考虑稠油区块气窜因素, 为确保安全生产, 确定预警氧含量为5%。现场试验由单井试验逐步向井组区域性试验乃至区块整体试验发展。平面上, 选择采出程度高、地层压力低的区域整体实施;纵向上, 根据油层发育情况, 选择潜力较大油层实施。

1.3 技术适用条件

结合室内实验结果和现场试验效果, 总结归纳出曙光油田目前的技术适用条件:依据室内实验, 注气强度一般设计为3000Nm3/m。为优选注气强度, 进行注气强度调整试验。试验结果表明:提高注气强度, 注汽压力明显升高, 单井平均增产幅度增大。建议注气强度在2000-3000Nm3/m左右较好, 根据措施井的储层发育、地层压力等情况, 可以做适当调整。在大量现场试验中, 相关油井尾气均未检测到氧气。因此, 进行了催化剂减量试验, 催化剂减少30-50%。仅在个别邻井尾气中明显见到氧气 (含量<2%) , 其余试验井的相关油井均未发现氧含量异常

2 注空气现场管理

2.1 空压机

润滑油闪点低, 在汽化、积碳后, 高温导致爆炸。管线腐蚀, 连接不实, 导致空气泄漏, 高压伤人。润滑油必须经过国家权威部门检测合格方可使用 (闪点在148.3℃以上) , 定期排污。b、管线试压15MPa, 不刺不漏, 每2小时巡检一次。

2.2 注气 (汽) 井

高温、高压伤人。井下油气回流与空气混合引起爆炸。a、井口安装压力表, 悬挂警示牌。b、现场操作人员定时巡检, 按时录取压力资料。c、加装单流阀, 防止油气回流。

2.3 相关的监测油井

井现场施工中安全值定为5%以下, 警戒值为3%。

4 结语

(1) 加深相关机理研究, 研发并形成适合不同油藏特性的系列催化剂配方体系;

(2) 不断进行技术攻关, 形成以保压增能为主, 以防砂、防气 (汽) 窜、化学辅助驱油、举升等为辅的技术体系;

(3) 进一步完善安全保障措施, 实现氧含量实时监测全覆盖和工业化应用后, 尾气集中无害化处理;

(4) 扩大技术应用范围, 逐步应用到稀油压水锥、水平井泡沫调剖等复合工艺中。

参考文献

水平井辅助蒸汽驱技术研究与应用篇6

齐40块位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段,欢曙上台阶。通过近两年综合治理,采注比、注汽干度、油层压力、注汽速度等操作指标逐步趋于合理。但是,受构造、沉积相等因素影响,高部位汽腔突进,低部位汽驱受效差,目前仍处于热水驱替阶段,造成汽腔波及不均,平面动用不均。纵向上受层间非均质性影响,厚度大、物性好的油层动用程度高,但受蒸汽超覆作用影响,厚层下部动用差。

根据监测资料统计,目前区块平面动用程度72%,纵向动用程度67%,动用程度较低。为此,开展了蒸汽驱水平井技术应用研究,以提高区块动用程度。

2 水平井技术应用研究

齐40块转工业化蒸汽驱试验后,开展了蒸汽驱水平井应用试验。应用后,取得了好的效果,单井日产油10吨左右,约为区块直井产量的2.8倍。

由于下倾方向液量大幅增加,牵引蒸汽向下倾部位波及。使上倾部位蒸汽波及减少,地层温度不变,汽腔突进得到抑制,汽窜井恢复生产。下倾部位蒸汽波及线性扩展,地层温度升高,油藏得到动用,采油速度提高。井组地层压力降低,汽腔波及扩大,动用程度提高,开发指标改善。井组液量增加,地层压力下降,汽腔波及面积由2 5%扩大到41%,平面动用程度由5 8%提高到74%,纵向动用程度由68%提高75%。井组开发指标得到改善,日产油由19吨增加到33吨,油汽比由0.16上升到0.27。

齐40莲花油层厚度大,单层厚度大于5米的油层分布广,且发育较稳定,地质条件符合水平井部署的区域多。转蒸汽驱开发后,受构造和沉积相控制,汽驱井组均存在平面蒸汽波及不均状况,说明平面剩余油潜力较大。

为了确保水平井技术应用后达到预期效果,对水平井部署进行优化设计。

3 水平井优化部署研究

井区发育莲Ⅱ油层组共6个小层,油层平均有效厚度为36米,其中莲Ⅱ25油层平均有效厚度12m,油层分布稳定。由于蒸汽的超覆作用,顶部油层动用程度明显优于底部。导致底部油层的动用很缓慢,剩余油饱和度还较高。通过注汽井吸汽剖面、采油井和观察井井温剖面和生产井产液剖面相结合,以此来验证纵向各层的吸汽程度。再采用油藏工程方法,对38井组各小层剩余油进行定量计算,计算结果表明纵向各层均有一定剩余油潜力,其中莲Ⅱ25油层厚度大,剩余可采储量最大,达到58.8万吨,是水平井部署首选层位。

平面上油气水运移受地质体和注采井网控制,在重力差异作用下,蒸汽向高部位超覆,热水向低部位流动,低部位油井在热水作用下见效。把水平井部署在井网内部,注汽井下倾非优势方向,含油饱和度较大的角井附近,可充分利用上部注汽井热水驱替作用和下部注汽井蒸汽外溢作用实现增油。

由于蒸汽超覆作用,热采稠油上部油层动用程度高,在油层不存在底水的情况下热采稠油水平段的位置应尽可能部署在靠近油层底部以提高储量动用程度。为保证油层钻遇率,水平段距离油层底部1～2米较为合理。

井区目前为70米井距反九点汽驱注采井网。在不影响现有注采关系的基础上,从稠油水平井段长度与产油量、增油量关系曲线可以看出水平段长度150～200米效果最佳。

4 结语

创新利用水平井技术,以液牵汽,实现了改变汽腔波及形态的目标,成功解决低部位底部油层动用差的难题。利用水平井技术进行分层系开采,取得良好效果。同时进行了单层汽驱开发方式的有益尝试,为蒸汽驱下步改变开发方式探索出了一种切实可行,行之有效的新技术。

摘要：齐40块蒸汽驱经过近5年的开发,为保证中深层蒸汽驱的成功,实现齐40块蒸汽驱相对稳产,为扩大平面蒸汽波及,提高纵向动用程度,减缓递减为出发点,积极开展对汽驱纵向动用程度低、厚层底部剩余油潜力较大井区的探索工作,开展了蒸汽驱水平井优化部署研究,为齐40块蒸汽驱稳产60万吨产量工作提供了良好的技术支持,同时也为其它蒸汽驱油藏动态调控提供借鉴。

辅助蒸汽系统篇7

氮气泡沫调剖技术可以从一定程度上解决蒸汽窜流现象。在水、表面活性剂以及氮气的相互作用下, 连续的气相通过液膜破裂和再生成方式以不连续相运动。泡沫的存在可以显著降低气相渗透率, 抑制蒸汽窜流。同时泡沫具有遇油消泡的特性, 窜流通道内的含油饱和度低, 泡沫稳定性强, 相反, 在蒸汽未波及区域, 含油饱和度高, 泡沫稳定性差, 不能形成有效封堵。因此泡沫注入后可以有效改变蒸汽剖面, 提高动用程度[6—9]。

为了确定数值模拟模型中泡沫各关键参数的取值, 本文通过室内实验的手段对发泡剂的静态和动态性能进行了测试, 其中静态测试包括表面张力测定, 发泡体积和半衰期的测定, 动态实验主要是在不同温度下的泡沫封堵能力进行了测定。在此基础上, 研究了考虑砂粒溶解及运移下的氮气泡沫调剖技术。

1 泡沫性能评价

本文对泡沫性能的测试主要包括静态测试及动态测试两个方面, 其中静态测试主要是对发泡剂溶液的表面张力, 发泡体积以及半衰期的测试, 动态测试则是在不同的温度下对泡沫的封堵能力进行了测试。测试中所用的油及水均来自中国胜利油田。

1.1 表面张力测定实验

将发泡剂配成质量浓度为0.1 wt%、0.2 wt%、0.3 wt%、0.4 wt%、0.5 wt%、0.6 wt%以及1.0 wt%的溶液, 取少量配置好的发泡剂溶液, 用表面张力仪测量其表面张力值。表面张力与发泡剂浓度的关系如图1所示。从图中可以看出, 发泡剂可以显著降低表面张力, 当表活剂浓度达到0.5 wt%时, 表面张力达到最低值。浓度高于0.5 wt%时, 表面张力缓慢上升。这表明该表活剂的临界胶束浓度约为0.5 wt%。

1.2 不同温度下的发泡体积及半衰期测试

稠油注蒸汽开发过程中, 不同时间不同位置处的温度不同, 发泡剂的性能也不同。为了研究变温环境下的泡沫性能, 用蒸馏水配置质量浓度为0.5wt%的发泡剂溶液, 取150 m L溶液倒入高温高压反应釜中, 在25℃、45℃、80℃、150℃、250℃下向发泡剂溶液中均匀注入150 m L氮气, 测量发泡体积和半衰期。结果如图2所示。从图中可以看出, 随着温度的升高, 发泡体积和半衰期均逐渐减小, 但发泡体积降幅只有11.7%, 而半衰期降幅却达到了59.1%, 这表明该发泡剂在高温下具有很好的发泡能力, 但稳定性受到较大的影响。

1.3 不同温度下的泡沫封堵能力测试

温度越高, 液膜中水的蒸发速度越快, 当液膜薄到一定厚度时就自行破灭, 因此一般情况下温度越高, 泡沫稳定性越差, 封堵性能也越差。但也有研究表明部分类型的发泡剂随温度升高其稳定性增强。为了研究温度对泡沫封堵性能的影响, 选择发泡剂浓度0.5 wt%, 气液比1∶1, 回压设置为1.5MPa, 分别在25℃、45℃、80℃、150℃、250℃及300℃下向渗透率为1, 470 m D的填砂管中同时注入氮气和地层水, 稳定后的压差为基础压差, 然后以同样的气液比向岩心两端注入氮气和发泡剂溶液, 测得填砂管两端压差为工作压差。工作压差与基础压差的比值为阻力因子。实验结果如图3所示。其中阻力系数为工作压差与基础压差之比。从图中可以看出, 温度对泡沫的封堵性能影响很大, 随温度的升高, 基础压差升高, 阻力因子下降, 但在250℃的条件下该发泡剂的阻力因子仍然可以达到34.24, 说明该发泡剂具有一定的耐温性能, 高温下的封堵能力也可以满足实际需求。

2 考虑热伤害的数值模拟模型的建立

稠油油藏一般埋深较浅, 地层胶结疏松且随着温度的升高矿物溶蚀量增高, 对于某些油藏, 砂粒之间依靠沥青胶结, 注蒸汽过程中沥青降黏, 热伤害更为严重。砂粒溶解产出后近井地带形成大孔道, 加剧了地层非均质性, 蒸汽容易沿大孔道快速突进到生产井, 造成产出液温度升高, 油气比降低, 波及系数减小。

使用CMG软件中的STARS模块建立所需2维出砂数值模拟模型。在该模型中, 砂子定义为流动砂、可动砂和基质砂三类。其中流动砂表征处于流动状态的砂, 可动砂是表征基质中可以发生溶蚀、脱落并运移的砂粒, 而基质砂是用来表征任何条件下都不会发生运移的砂。通过反应速度表征可动砂向流动砂的转化, 反应速度与胶结程度、原油黏度、温度有关。出砂后会造成地层近井地带孔隙度升高, 渗透率通过Carmen-Kozeny公式根据孔隙度进行计算。储层初始物性参数参照胜利油田某区块, 值如表1所示。

模型包括两口井。模拟过程分为两个阶段, 第一阶段是双井蒸汽吞吐阶段, 共进行了三个轮次的蒸汽吞吐。每周期注汽10 d, 蒸汽温度300℃, 干度0.7, 注汽速度100 m3/d, 焖井两天后生产6个月。第二阶段是蒸汽驱阶段, 左侧井注汽, 右侧井生产, 注汽强度为1.2 t/ (d·m·ha) , 注采比为1.2。

出砂量可通过改变可动砂所占比例以及反应速度进行调节。图4为不同可动砂含量的模型运行到1 000 d时的渗透率分布。从图4中可以看出, 高渗通道主要集中在两井周围以及主流线位置且高渗条带由注入井指向生产井。这是因为在预热阶段, 两井开始蒸汽吞吐, 生产制度不断转换, 地层内压力的反复升降及蒸汽的热效应会导致两井近井地带的地层伤害, 从而在两井周围形成近圆形的高渗区域。蒸汽驱开始之后, 主流线位置应力相对集中且蒸汽温度最高, 因此砂粒溶解也最为严重;随着生产井砂子的不断产出, 高渗通道从生产井处开始向注入井延伸, 形成一条高渗窜流通道。随着生产的进行, 地层会变得越来越非均质, 出砂量越多, 蒸汽指进越严重, 平面波及越小, 蒸汽突破时间也越早。蒸汽突破后产出液携带有大量的热能, 造成热能损失, 使油气比不断下降。图5为不同出砂程度下蒸汽突破时间的对比。

3 泡沫辅助蒸汽驱数值模拟

当把泡沫看作是一个单相流体时, 它的表观黏度要比水和蒸汽的黏度大很多。同时泡沫在多孔介质中渗流时, 当孔喉半径发生变化时泡沫会发生变形, 产生贾敏效应, 因此泡沫的存在可以大大增加蒸汽的渗流阻力。注入泡沫以后, 泡沫会优先进入到高渗通道中, 同时由于泡沫遇油消泡的特性, 在含油饱和度低的高渗窜流通道所形成的封堵能力要远远大于低渗通道, 因此宏观上泡沫驱可以提高平面波及。另一方面, 发泡剂实质上是一种表面活性剂, 注入发泡剂后可以使储层岩石变得更为水湿, 同时大幅降低表面张力, 使原本处于束缚状态的原油可以被驱替出来, 因此泡沫还可以提高微观驱油效率[10—12]。为了更好地模拟泡沫驱油, 本文采用考虑泡沫生成、破灭以及油加速泡沫破灭的机理模型进行相关模拟。

泡沫的降低表面张力特性根据表面张力实验数据进行设置, 泡沫生成破灭速度参照发泡体积和半衰期实验结果, 泡沫降低气体相对渗透率特性参照封堵能力实验结果。3周期的蒸汽吞吐注入纯蒸汽, 转蒸汽驱后采取蒸汽与泡沫混注的方式, 混注比例2∶1, 泡沫气液比1∶1, 发泡剂溶液浓度0.5wt%。为了更好地对比, 蒸汽驱以及泡沫辅助蒸汽驱注入的液体总量保持一致。

模拟结果分析以可动砂浓度为500 mol/m3的模型为例, 图6是仅注蒸汽与氮气泡沫和蒸汽混注模拟至2 000 d时的含油饱和度平面分布图, 从图中可以看出, 蒸汽与氮气泡沫混注时的平均含油饱和度明显低于只注泡沫时的平均含油饱和度, 泡沫可以显著提高蒸汽的平面波及, 同时等值线前缘曲线相对平缓, 说明泡沫在主流线部位形成了封堵, 蒸汽前缘剖面与不注泡沫时相比更为均匀。

图7是两种生产方式的生产井井底温度随时间的分布。从图中可以看出, 蒸汽与氮气泡沫混注不仅可以大幅延缓蒸汽突破时间, 同时蒸汽突破后温度上升的要比注纯蒸汽时慢, 热量产出少, 油气比高。

4 结论及讨论

本文从实验入手, 对泡沫的关键参数进行了室内实验测定。运用数值模拟的手段, 研究了地层伤害及出砂后的地层物性变化以及考虑热伤害的泡沫辅助蒸汽驱。结论如下:

(1) 表面张力测试表明发泡剂可以大幅降低油水界面张力, 这有利于降低残余油饱和度, 提高原油采收率, 变温阻力因子测试实验表明泡沫可以显著降低气相渗透率, 因而可用于封堵蒸汽窜流, 改善平面波及。

(2) 出砂后地层非均质性加强且由于注采主流线部位的应力集中, 出砂最为严重, 出砂部位渗透率大幅上升, 大大缩短了蒸汽的突破时间, 加剧了蒸汽窜流。

(3) 泡沫与蒸汽混注时泡沫可以在出砂导致的高渗窜流通道内形成有效封堵, 使蒸汽更多地流向低渗的未波及区域, 从而达到改善蒸汽剖面, 增大平面波及面积, 延缓蒸汽突破时间的目的。

参考文献

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