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稠油第一节稠油油藏基本特征我国的稠油油藏分布广泛，按储层时代，从中元古代至第三纪均有分布，其中大部分稠油油藏分布在中新生代地层中。
相对于常规油油藏而言．稠油油藏具有以下特点。
(1)油层埋藏浅，地层压力及温度低。
稠油油藏的埋藏深度范围分布很广，埋藏深的可以达到4000多米，多数稠油油藏埋深小于2000m。
埋藏浅的离地表仅几米、几十米，有的甚至就在地表上。
由于稠油油藏埋藏浅，因此，其地层压力及温度一般较低。
例如准噶尔盆地。
西北缘稠油油藏埋深小于600m的储量约占88％，地层压力一般为1.8~4.0MPa，地层温度为16~27℃。
(2)气油比低，饱和压力低。
由于稠油油藏在形成过程中产生了生物降解作用和氧化作用，并在次生运移过程中天然气和轻质组分溢散，所以一般稠油油藏具有饱和压力低，气油比低的特点(见表2-1)。
(3)油层胶结疏松。
世界上，绝大部分稠油分布在砂岩油藏中。
我国已发现的稠油油藏几乎全部为砂岩油藏。
内于稠油油藏一般埋藏浅，成岩作用差，因此，一般稠油油藏具有胶结疏松的特点。
如泌阳拗陷井楼油田，稠油油藏埋深一般小于500m，钻井取心时，油层岩样似“古巴糖”状，基本上无成形岩心。
(4)油层物性好。
由于稠油油藏埋藏浅，成岩作用差，胶结疏松，因此，稠油油藏一般具有孔隙度高、渗透率高和含油饱和度高的特点。
如表2-l所示，井楼油田油层孔隙度为29.6％-34.0％，平均为31.7％；渗透率为1.630-4.020μm2，平均为2.642μm2；原始含油饱和度为61.8％-74.8％，平均为66.6％。
第一节稠油的基本性质一、稠油的一般性质我国发现的稠油油藏分布很广，类型很多，埋藏深度变化很大，一般在10~2000m之间，主要储层为砂岩。
中国稠油特性与世界各国的稠油特性大体相似，主要有以下特点。
(1)稠油中轻质馏分很少，而胶质沥青含量很多，而且随着胶质沥青含量增加，原油的相对密度及同温度下的粘度随之增高。
据统计，大多数稠油中轻质倡分在10％以下，一般仅5％左右。
稠油的分类及其油藏地质特征----所属行业 : 石油化工发布公司：公司联系方式：查看一、稠油分类（一）国外重油分类标准稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。
为此，许多专家对稠油分类标准进行了研究并多次举行国际学术会议进行讨论。
联合国培训研究署（UNITAR）推荐的重油分类标准如表1所示，委内瑞拉的重油分类际准见表2 。
表１UNITAR 推荐的分类标准表2 委内瑞拉能源矿业部的分类标准（二）中国稠油分类标准我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，金属含量低，稠油粘度偏高，相对密度则较低。
根据我国稠油的特点分类标准如表3 所示。
在分类标准中，以原油粘度为第一指标，相对密度为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。
表3 中国稠油分类标准＊指油层条件下的原油粘度；无＊者为油层温度下脱气原油粘度。
二、稠油油藏一般地质特征稠油油藏相对于稀油油藏而言，具有以下特点：（一）油藏大多埋藏较浅我国稠油油藏一般集中分布于各含油气盆地的边缘斜坡地带以及边缘潜伏隆起倾没带，也分布于盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑。
油藏埋藏深度一般小于1800m ，埋藏浅的有的可出露地表，有的则可离地表几十米至近百米。
但井深3000～4500m也有稠油油藏，为数较少。
（二）储集层胶结疏松、物性较好稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，我国稠油油藏有的为砂砾岩，多数为砂岩，其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差，因而，生产中油井易出砂。
稠油油藏储集层物性较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。
孔隙度一般为25％～30％，空气渗透率一般高于0.5 ～2.0平方微米。
（三）稠油组分中胶质、沥青质含量高，轻质馏分含量低稠油与轻质油在组分上的差别在于稠油中胶质、沥青质含量高，油质含量小。
稠油中胶质、沥青质含量一般大于30％～50％，烷烃、芳烃含量则小于60％～50％。
（四）稠油中含蜡量少、凝固点低原油凝固点的大小主要取决于含蜡量的多少，也与原油中重质组分含量有关。
《苏丹6区稠油油藏有限携砂冷采机理研究》篇一一、引言苏丹6区稠油油藏是我国重要的石油资源之一，其开采难度大、成本高，一直是石油工业界关注的焦点。
有限携砂冷采技术作为一种新型的开采技术，在稠油油藏的开发中具有广泛的应用前景。
本文旨在研究苏丹6区稠油油藏有限携砂冷采的机理，为该地区的稠油开采提供理论支持和技术指导。
二、苏丹6区稠油油藏概述苏丹6区稠油油藏具有高粘度、高密度、高含蜡等特点，给开采带来了很大的困难。
传统的热采方法虽然可以降低稠油的粘度，但存在着投资大、能耗高、环境污染等问题。
而有限携砂冷采技术作为一种新型的开采技术，具有投资小、能耗低、环保等优点，因此在苏丹6区稠油油藏的开采中具有很大的应用潜力。
三、有限携砂冷采技术概述有限携砂冷采技术是一种通过改变传统采油方式，利用冷采液和携砂剂将稠油从地下开采到地面的技术。
该技术通过控制携砂剂的种类、用量和注入方式等参数，使携砂剂与稠油混合后形成流动性较好的混合物，从而将稠油顺利地开采出来。
该技术具有投资小、能耗低、环保等优点，是稠油油藏开发的一种有效方法。
四、苏丹6区稠油油藏有限携砂冷采机理研究针对苏丹6区稠油油藏的特点，本文对有限携砂冷采的机理进行了深入研究。
首先，通过对携砂剂的筛选和优化，确定了适合苏丹6区稠油油藏的携砂剂种类和用量。
其次，通过实验研究了携砂剂与稠油的混合过程，探讨了混合物的流变性能和稳定性。
最后，通过数值模拟和现场试验等方法，研究了有限携砂冷采技术在苏丹6区稠油油藏的适用性和效果。
研究表明，有限携砂冷采技术可以通过控制携砂剂的种类和用量，使携砂剂与稠油混合后形成流动性较好的混合物，从而顺利地将稠油开采出来。
在苏丹6区稠油油藏中，该技术的适用性较好，可以有效地降低开采成本和提高开采效率。
此外，该技术还具有环保等优点，可以减少对环境的污染。
五、结论本文通过对苏丹6区稠油油藏有限携砂冷采机理的研究，得出了以下结论：1. 有限携砂冷采技术是一种适用于苏丹6区稠油油藏的开采技术，具有投资小、能耗低、环保等优点。
浅析超稠油油藏开采方式经济的发展离不开各种自然能源的供应，尤其是天然气、石油等化石能源，更是社会运转的关键动力。
据统计2020年我国石油需求量相较于2017年需求量可能将会出现翻倍的情况。
可是根据资料显示，当前我国原油产量并不能满足现阶段供应需求，这就意味着如果我国无法提高石油采集量，那么在2020年时我国原油能源将会出现巨大缺口。
所以我国石油采集必须予以非常规的有资源例如沥青砂、超稠油、稠油等资源足够的重视。
目前国内常用的超稠油采集法中蒸汽吞吐、降粘剂等都是比较常用的技术。
标签：超稠油；油藏开采；降粘剂0 前言国内超稠油最常见开采方式就是蒸汽吞吐。
不过这种技术方式会受到超稠油粘度影响，造成采油含水率过高，这必然会减少石油产量，使得石油开采率降低。
所以在实际作业时，必须结合超稠油的特征，改良开采方法，热三元复合吞吐正是结合了超稠油特征所创新而出的新型开采技术。
1 国内超稠油技术现状超稠油具有非均质严重、原油粘度大的特征[1]。
所以在开采超稠油的过程中，如果使用蒸汽吞吐必然会导致采集周期不稳定、油层动用不均匀的问题。
现如今，国内超稠油开采方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）等方式。
（1）蒸汽吞吐。
蒸汽吞吐是最常用的超稠油开采方式，凭借着成熟、简单的操作方法，得到了业界内的一致认同。
蒸汽吞吐即在开采油藏时，定期向油井注入一定量的蒸气，当井内稠油出现融化，粘性降低以后开采。
蒸汽吞吐不仅作业成本低，同时因使用时间久远所以成为了国内发展与应用最成熟的超稠油开采集输。
国内一般将这种技术作为超、特稠油开发方式。
通过这种技术开采超稠油，既能够实现新水平油井挖潜，又能够有效利用老井挖潜。
（2）蒸汽驱。
蒸汽驱这项技术在全球范围内都有广泛的引用，是大规模、工业化常用的超稠油热开采技术，在开采超稠油中获得了良好的实践效果。
蒸汽驱机理为，减少超稠油粘度，进而提高原有的流动性。
目前来看国外对蒸汽驱的应用要远比国内成熟，国外已经实现了蒸汽驱的超稠油开采普及。
超稠油油藏开采规律分析一、开发历程及开采现状曙一区超稠油油藏发现于七十年代后期，当时由于埋藏深、原油粘度高及工艺技术条件的限制，无法获得工业油流。
八十年代后期，辽河油田与加拿大联合开展了“曙一区兴隆台油层超稠油油藏开发可行性研究”，对部分井进行重点取心及蒸汽吞吐试采。
九十年代初，随着开发工艺技术的提高，并根据超稠油开发可行性研究成果及曙1-36-234井蒸汽吞吐试采成功，向国家储委申报杜84块、杜212块探明石油地质储量，但由于工艺技术的原因，开发工作并未开展。
1996年6月4日，杜84块曙1－35－40井采用“越泵加热降粘举升工艺”进行蒸汽吞吐开采获得成功，该井第一周期累积注汽2444t，生产了146d，平均日产油12.4t/d，累积产油1812t,使超稠油开采取得了突破性进展，同时打开了曙一区超稠油开采局面。
此后，相继投入开发了杜229块、杜84馆陶油层，均取得了较好的开发效果。
截止到2002年底，辽河油区曙一区超稠油累积探明石油地质储量17672×104t，动用石油地质储量6631×104t。
由于各种开采工艺技术的不断创新和开发水平的提高，目前年产油量达到200.8×104t，已建成250×104t以上生产规模。
二、地质情况简介曙一区位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段齐曙上台阶，是辽河油田稠油最富集的区块之一，构造面积约为45Km2，纵向上共发育了六套含油层系。
曙一区兴隆台油层砂体主要分为砾岩、砂砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩、含泥砾质砂岩、含泥含砾砂岩、砂岩、不等砾砂岩、含泥砂岩九类，泥质含量7～12%；粘土成分分别为：蒙脱石62%、伊利石23%、高岭石9%、伊蒙混层和绿泥石9.5%；有效孔隙度26～33%，渗透率988～2133×10-3μm2，含油饱和度60-65%，属大孔、高渗储层；50℃时原油粘度平均为20×104mPa·s，20℃时密度为1.0-1.01 g/cm3，胶质沥青质含量49-59%，凝固点25.0℃，含蜡量2.0%；地层温度为38℃-45℃，地温梯度3.8℃/100m；原始压力8.6Mpa，压力梯度1.015MPa/100m，三、超稠油生产特点曙一区超稠油地面脱气原油粘度高达20×104mPa.S左右,流动性能很差，可流动温度在80℃左右。
《苏丹6区稠油油藏有限携砂冷采机理研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，稠油资源的开发利用越来越受到关注。
苏丹6区稠油油藏具有独特的特性，其开采过程中面临的主要问题之一是携砂冷采。
因此，研究苏丹6区稠油油藏的有限携砂冷采机理，对于提高稠油开采效率、降低生产成本具有重要意义。
本文旨在通过实验和理论分析，深入探讨苏丹6区稠油油藏的携砂冷采机理，为实际生产提供理论依据。
二、研究区域概况苏丹6区稠油油藏位于苏丹地区，具有高粘度、高密度、高含蜡等特点。
该区域的地质条件复杂，储层非均质性强，导致开发难度较大。
在开发过程中，由于稠油的粘度高，携砂难度大，使得采收率较低。
因此，研究该区域的携砂冷采机理对于提高采收率具有重要意义。
三、携砂冷采机理分析1. 有限携砂冷采概念及特点有限携砂冷采是指在稠油开采过程中，通过降低油藏压力、调整采液速度等措施，使稠油在流动过程中携带部分砂粒一同被采出。
这种采油方式的特点是采收率高、成本低、对储层伤害小。
然而，由于稠油的粘度高，携砂能力有限，因此需要深入研究其携砂冷采机理。
2. 携砂冷采过程中的流体力学分析在携砂冷采过程中，流体的流动状态对携砂能力具有重要影响。
通过对流体的流速、流向、压力等参数进行分析，可以了解流体在油藏中的流动规律，从而为提高携砂能力提供依据。
此外，还需要考虑储层中的砂粒分布、粒径、形状等因素对流体流动的影响。
3. 化学添加剂对携砂冷采的影响化学添加剂可以改善稠油的流动性，提高其携砂能力。
通过实验研究不同种类的化学添加剂对携砂冷采的影响，可以找出最佳添加剂类型及用量，从而提高采收率。
此外，还需要考虑添加剂对储层的影响及环保问题。
四、实验研究为了深入探讨苏丹6区稠油油藏的携砂冷采机理，本文进行了一系列实验研究。
首先，通过流变实验测定稠油的流变特性，了解其粘度、密度等参数；其次，进行携砂模拟实验，模拟实际生产过程中的携砂冷采过程；最后，结合理论分析，探讨实验结果与实际生产之间的关系。
《苏丹6区稠油油藏有限携砂冷采机理研究》篇一一、引言苏丹6区稠油油藏是我国重要的石油资源之一，其独特的油藏特征使得开发过程具有诸多挑战。
其中，有限携砂冷采技术作为一种有效的开发方式，对提高该区域的采收率具有重要作用。
本文将就苏丹6区稠油油藏的有限携砂冷采机理进行深入研究，以期为该区域的石油开发提供理论支持和实践指导。
二、苏丹6区稠油油藏概况苏丹6区稠油油藏具有以下特点：一是油质稠重，粘度高，流动性差；二是油藏深度大，地温高，压力高；三是储层非均质性强，砂岩类型复杂。
这些特点使得该区域的稠油开采难度较大，需要采用特殊的开采技术。
三、有限携砂冷采技术概述有限携砂冷采技术是一种针对稠油油藏的开采技术，其核心在于利用冷采原理，通过降低原油粘度，改善其流动性，从而实现在较低的温度和压力下进行有效开采。
在有限携砂冷采过程中，通过合理控制携砂量，可实现采收率的提高和采出液的稳定。
四、苏丹6区稠油油藏有限携砂冷采机理苏丹6区稠油油藏的有限携砂冷采机理主要包括以下几个方面：1. 冷采原理：通过降低原油温度，使其粘度降低，流动性改善，从而实现有效开采。
2. 携砂量控制：在冷采过程中，合理控制携砂量，使砂粒与原油混合均匀，减少管道堵塞和砂堵现象。
3. 储层保护：在开采过程中，采取措施保护储层结构，防止储层损害和产能下降。
4. 工艺优化：根据实际生产情况，不断优化开采工艺，提高采收率。
五、研究方法与实验结果本研究采用理论分析、数值模拟和现场试验相结合的方法，对苏丹6区稠油油藏的有限携砂冷采机理进行深入研究。
通过建立数学模型，模拟不同携砂量、不同温度和压力下的开采过程，得出以下结论：1. 在一定范围内，适当增加携砂量可以提高采收率，但过高的携砂量会导致管道堵塞和砂堵现象。
2. 降低原油温度可以有效降低其粘度，改善其流动性，但温度过低可能对储层造成损害。
3. 通过优化开采工艺，如调整泵排量、改变注入参数等，可以进一步提高采收率。
超稠油油藏开采方式解析稠油的基本特性就是粘度比较高且流动阻力较大，如果使用常规的开采方式工作效率非常低，所以提升稠油开采效率就成为了当前研发的重点。
下面将针对当前国内外所应用的稠油开采技术展开分析和研究，以了解技术的发展状态，为我国稠油油藏的开采提供参考意见。
标签：稠油；油藏开采；方式研究稠油油藏的开采是当前石油开采领域中非常重要的研发方向，但是因为稠油自身所具有的性质就造成了其开采难度比较高且成本难以降低。
稠油油藏的基本特性就是粘度高、密度大且流动性非常差，如果选择使用普通的开采方式难以满足经济性的要求。
当前我国的油田开采进入到了后期阶段，稠油油藏的开采也逐渐被重视，该中类型的油藏在我国储量丰富，开采成本较高，大部分都在浅层分布。
当前我国很多的油田都采用注蒸汽的方法来进行，在具体开采的过程中，对于稠油油藏的开采具备非常明显的效果，其主要就是应用蒸汽驱替稠油油藏原油时与地层物质发生一定的热效反应。
1 注蒸汽开采稠油油藏的机理稠油油藏开采难度比较高，这主要是因为其粘度大且具备较差的流动性。
采用注蒸汽开采的方法可以通过蒸汽来对地层和原油进行加热，从而可以使得粘度下降，同时地层的水也会加速流动，这就使得地层中的水油流动更加的顺畅。
伴随着油温的持续上升，原油的粘度会逐渐的降低，油藏的开采启动压力会不断的减小，如果温度控制得当，甚至压力都可能为零。
高温的促使之下，原油的流动性能逐渐的提高，其油层的厚度也会很大程度上提升，这就使得油层的曾文降粘的作用逐渐显现。
这种稠油的温度影响作用就是注蒸汽稠油开采技术的工作原理。
蒸汽注入到油藏内部之后，热力的影响之下，油藏内的流体与地层岩石会产生膨胀反应，岩石的膨胀发生之后就能够减小空隙的体积，流体的体积逐渐增加的过程中，其就会受到地层的压缩作用，流体的弹性能量也会逐渐的增大，这就导致了地层流体能量的增加，原油的膨胀可的主要原因就是其具体组成成分所导致的。
注入蒸汽到稠油油藏中，原油中所包含的轻质组成部分会因为蒸汽的蒸馏作用而逐渐的被析出，再加上蒸汽所具有的流动性，在其移动到低温的范围内，原油中的轻质组分会逐渐的与蒸汽混合起来而逐渐的被凝结。
单6东超稠油油藏开采特征满燕 吴光焕 蒋红红(胜利油田地质科学研究院)白鹏 张军峰(胜利油田孤岛采油厂)11油藏地质特征胜利油区单家寺油田单6东馆陶组下段50℃地面脱气原油粘度在50000～100000mPa・s之间,是典型的超稠油油藏[1]。
其油层埋深1100m,有效厚度约30m,分3个小层,单层厚度10m左右,孔隙度33%,渗透率3～4μm2,含油饱和度56%。
岩性属于疏松细砂岩。
该油藏具有中等水敏性和碱敏性,敏感性可使储层渗透率降低40%。
油水空间分布呈倒三角形,含油面积上大下小,边水主要来自东南方向。
与国内外超稠油油藏相比,单6东超稠油油藏突出的特点是油层埋藏深度较大。
21超稠油物性及热采机理[2]在实验室模拟油藏条件下(高压和含有溶解气),利用现场超稠油油样研究原油粘温关系认为,加热到相同粘度,超稠油比普通稠油需要高出20～25℃的温度。
从流变特性上看,超稠油属宾汉型塑性流体,有较高的屈服值,当温度大于85℃时,其屈服值降为零,呈牛顿流体。
这个改变流体流变特性的温度值也比普通稠油高出15～20℃。
这说明超稠油无论在渗流状态或管流状态中均需要更高的温度(85℃以上)才能保持牛顿流体状态。
同时在实验室研究了超稠油在不同温度下热水驱和蒸汽驱的驱油效率。
结果表明,在注入孔隙体积小于1时,温度和蒸汽干度对驱油效率非常敏感,因此高温和高干度对热采超稠油来说是非常必要的。
另外,注入孔隙体积大于1以后,增加注入体积对提高驱油效率非常不敏感。
所以,对超稠油而言,也不能单靠提高注入体积倍数来提高驱油效率。
从实验室做的超稠油高温油水相渗曲线上看,当温度升高时,曲线和含水饱和度端点向右移,即残余油饱和度降低,采收率提高。
在相同温度下,超稠油的残余油饱和度与普通稠油相比仍然高出许多,这说明,随着原油粘度增大,热采驱替效果变差,采收率降低是必然的。
31开采特征(1)超稠油对油层的射开厚度更为敏感。
与我国稠油油藏注蒸汽吞吐开采的二等第3类油藏筛选标准对比,单6东超稠油油藏的油层有效厚度(30m)远优于筛选标准(大于10m),而埋藏深度(1100m)超出了常规蒸汽吞吐的筛选标准(小于500m)。
单6东目前投产生产馆陶组下段的48口井中,共有15口井的射开有效厚度低于14m,其第1周期平均单井生产天数、日油能力、周期产油和油汽比等各项指标远低于整个单6东的第1周期平均值。
总体看来,射开有效厚度低于14m的井生产效果相对较差。
根据数值模拟研究结果及开采成功的单6东超稠油油藏的实际地质参数,对于油层埋深为1100m左右,而其余地质参数均满足我国稠油注蒸汽吞吐开采的二等第3类油藏筛选标准的超稠油油藏,其利用直井开采的油层有效厚度下限应大于10m。
(2)超稠油的周期产油量峰值在第2、3周期出现。
从单6东生产井已结束周期的开采指标可知,第1周期生产时间较短,而第2、3周期的平均单井周期天数、周期产油量、周期油汽比等项指标都有略为上升的态势,并未出现普通稠油所应有的周期间产量递减规律,说明超稠油油藏注蒸汽吞吐热采的第1周期起到了预热、启动油层的作用,而第2、3周期吞吐效果会更好。
(3)周期生产时间短,初期不易造成亏空,注汽压力降低慢。
在吞吐中后期,普通稠油可生产的时间比超稠油长,而超稠油的周期生产时间短。
胜利油区单家寺油田单2块的普通稠油第1周期平均生产天数高达304d,而地质条件与之相近的单6东超稠油第1周期平均生产天数仅为95d。
单6东油藏具有中等水敏性,加之原油粘度高,因此,注汽启动压力高。
为提高注汽压力,保证注汽质量,所有生产井都用亚临界锅炉注汽。
但由于周期生产时间短,周期采出量小,初期无亏空,注汽压力逐周期下降幅度不大(平均单井注汽压力为第1周期1812MPa,第2周期1712MPa,第3周期1615MPa)。
因此,超稠油油藏对注汽质量要求更高,且必须保证在优化的条件下吞吐,尽量充分利用有效生产时间,增加采出量,以利形成地下亏空和吞吐降压的态势。
(4)周期回采水率高,最低含水高(水侵前),水易流,油难流。
超稠油油藏因为油稠阻力大,注入的蒸汽不易扩散。
实际上,据乐南超稠油井底测试资料显示,井底的蒸汽干度为0,热水聚集在井筒附近,因此,回采时,热水易于采出。
胜利油区乐安油田南区的超稠油第1周期平均单井回采水率为82%,而单家寺油田单2块的普通稠油第1周期平均单井回采水率为36%,由此可知,在相同的注汽及采油工艺条件下,超稠油的回采水率远高于普通稠油。
单6东采用亚临界锅炉注汽,改善了注汽条件,保证了开采超稠油所需的高温、高干度,使井筒附近的原油得以有效动用,加之周期生产时间短,其第1周期的回采水率并不高(39%),但高压下,蒸汽的潜(下转第23页) 02 油气田地面工程第23卷第2期(200412) 115 接线注意事项(1)接线应符合国家的标准,电源线应采用600V聚氯乙烯绝缘线。
(2)接电偶输入,应使用对应的补偿导线。
(3)接电阻输入,应使用低电阻且无差别的3根导线。
(4)输入信号线应远离仪器的电源线、动力电源线和负荷线,以避免产生杂讯干扰。
21变频器的保护动作分析当变频器发生异常情况时,保护功能动作,立即跳闸,L ED显示报警名称,电动机自动旋转运行,变频器的报警指示和保护动作内容见表1。
31结语中原油田在采油六厂11#注水站安装了两台变频控制柜,用一台变频控制柜控制两台输出功率为185kW的Y315WB—4型异步电动机,取得了较好的效果。
现在变频技术正在给形形色色的电气设备带来革命,特别是采用变频技术的异步电动机的机械性能达到了直流电动机调压调速的特性,但是变频技术还存在不足之处,今后变频技术还将随着电力电子器件、新型电力变换拓扑电路、滤波及屏蔽技术的进步而发展。
(上接第20页)热值变小,因此,与普通稠油相比,它的周期内最低含水高,周期平均含水高,仍然体现出水易流,油难流的典型特征。
(5)边水易突破。
单6东的单56-11-19井距内油水边界140m左右,第1周期吞吐的最低含水仅降到41%,随后逐渐上升,周期结束时,含水已高达90%左右,含水变化曲线呈现出最低含水值高、含水上升快的早期水侵型典型特征[3]。
这主要是由于超稠油的流度(k/μo)较普通稠油更小,因此,其油水流度比小,从而导致边水更易突破。
41结论及认识(1)超稠油物性和热采机理表明,热采超稠油比热采普通稠油需要更高的温度和更多的热量,对注汽质量要求更高;在相同温度下,超稠油的残余油饱和度高;超稠油热采驱替效果差,采收率低。
(2)超稠油蒸汽吞吐过程中表现出了与普通稠油不同的动态特征,如注蒸汽压力高、周期生产时间短、最佳效果在吞吐2～3周出现、回采水率高和周期含水高等,这些均与超稠油的渗流特征有关。
(3)上述机理及动态特征证明了超稠油开采的难度较普通稠油大。
为了提高注入热量的利用率及考虑到油井本身的成本,对油层厚度要求也更高。
超稠油的吞吐开采要求在优化的注采参数条件下,尽量充分利用有效生产时间,增加采出量,并且初期的注汽量不宜太多,以利形成地下亏空和吞吐降压的态势,同时还应注意对边底水的控制。
参考文献1霍广荣,李献民,张广卿等1胜利油田稠油油藏热力开采技术1北京:石油工业社,1999.2李献民,吴光焕,满燕等1胜利油区超稠油油藏热采开发设计优化研究.油气地质与采收率,2002,9(5):60～64. 3李献民,白增杰等1单家寺热采稠油油藏1北京:石油工业社,1997.(上接第14页)算,n=10年,热价B=3112元/百万千焦,环境温度为t k=20℃,环境风速V=0m/s,保温结构外表面发射率ε=019,其辐射系数为5110W/(m2・K4),保温材料出厂单价(包括包装费、运输费及损耗费):复合硅酸盐涂料的材料费及施工费为:C1+C3=2150元/ m3;复合硅酸盐型材的材料费及施工费为:C1+C3= 2050元/m3,保护层价格(包括施工费)C2=45元/m2,投资偿还年限为7年。
年运行时间取为H=8000h,管道直径为d=273mm,管道内介质温度t0=430℃,复合硅酸盐涂料结构导热系数方程为:λ=01067+0100007t m W/ (m・K);复合硅酸盐型材的结构导热系数方程为:λ= 01043+0100022t m W/(m・K),以年总工作费用最小为优化目标,进行保温结构经济厚度优化计算。
国标G B8472-92规定,管道表面温度(管道介质温度)为430℃时,管道常年运行工况最大允许散热损失为237W/m2,保温管道外表面温度不允许超过50℃。
由优化结果可见,蒸汽温度为430℃,其经济厚度为196mm,散热损失为112W/m2,优化结果满足国标所规定的常年运行工况所允许的最大散热损失,因此保温经济厚度取为196mm。
其具体结构实施方案如下:防腐底漆(刷三遍) +76mm复合硅酸盐涂料+100mm复合硅酸盐型材+ 20mm复合硅酸盐涂料+防水层+保护层。
在保温结构改造前,对龙凤热电厂的主蒸汽管线进行了空白测试。
按照上述设计的结果施工后,经过两个多月的使用后,在现场做了保温测试,表1为改造前后测算结果。
表1 保温示范管线测算结果管径(mm)介质温度(℃)管长(m)改造前热损失测试值改造后热损失测试值热流密度(W/m2)单位管长散热量(W/m)散热量(kW)热流密度(W/m2)单位管长散热量(W/m)散热量(kW) 273430500330607303125261131 注:表中所有数据均为年均条件下数据由表1可见,改造后散热损失下降了57%,节能效果显著,十年内可为本厂节约资金167万元;管道热流密度达到了国标要求。
这种结构保温效果理想,基本避免了软质材料的下沉。
(栏目主持 杨 军)32 油气田地面工程第23卷第2期(200412) 。
