稠油多元化吞吐技术简介

第一篇：稠油多元化吞吐技术简介

稠油多元化吞吐技术简介

一、概述

曙光油田超稠油原油粘度高,开发过程中一直存在着生产周期短、周期产量低、井筒举升阻力大等问题，严重影响油井产能的发挥。分析其原因主要有两个方面，一方面由于蒸汽的注入，地层原油因加热熟化，产生低分子烃，破坏原油胶态分散体的稳定性，造成沥青质分散性降低，使有机质沉积于岩石表面，缩小流体渗流孔道；另一方面由于原油粘度很高，如馆陶组绕阳河油层超稠油原油粘度平均为22.91×104mPa.s，个别井原油粘度达到35×104mPa.s，本身的流动性极差，而且受温度影响十分敏感，当温度低于80℃时，原油几乎失去流动性，因而在吞吐的过程中，随着原油的采出，近井地带及井筒附近油层温度迅速下降，由于流动性差及吸附阻碍等原因，周期生产被迫结束。

二、技术原理

稠油多元化吞吐技术采用物理和化学两种降粘方法，相互补充，共同作用，从而实现稠油在地层内的降粘，有效降低原油在地层及井筒中的流动阻力，达到降粘增产的目的。该工艺主要采用了滴注、耐高温乳化剂及声波振动三项技术。

1、超稠油乳化剂的研制：

针对曙光油田超稠油区块油藏特征及流体物性，经实验室内严格筛选，确定了由阴离子活性剂烷基芳基磺酸盐为主剂、并辅以其它助剂复配了新型超稠油乳化剂。该剂不仅具有良好的乳化降粘效果，而且具有优良的发泡性能。

2、滴注技术：

滴注技术是在注汽的同时，以滴注的方式将超稠油乳化剂均 匀地分散在蒸汽中，并随蒸汽同步进入油层。在蒸汽加热油层的同时，乳化剂也均匀地分散在原油中，这种分散注入方式，不仅提高了乳化剂的波及面积，而且延缓了蒸汽的指进现象，提高了油层纵向动用程度。

3、声波振动技术：

多元化吞吐技术采用了声波技术，利用声波的振动作用使油层孔道内的稠油、超稠油乳化剂、高温水充分混合，形成稳定的水包油乳化液。井下声波发生器以蒸汽为动力，产生的次超声波振动频率为1.5～2.0KHZ，声强为140～160dB（1-100KW/m2），作用半径5～8米。另外声波的空化作用，热作用也可起到降粘作用，并可在近井地带产生和扩大微裂缝，解除孔道内的堵塞物及水锁、气锁现象，对油层产生一定的物理解堵作用。声波发生器对应油层位置以每隔2～3m配置，随注汽管柱一起下入井内。

三、现场应用情况

1、选井条件

经过现场实施，总结物化采油技术的选井条件如下： ①油层发育较好，有较大储量的稠油井； ②原油粘度高，生产周期短的油井； ③回采水率低，套管完好无变形、错段。

2、施工工艺

多元化吞吐技术的现场施工工艺简单，在注汽过程中，通过比例泵将乳化剂伴随蒸汽同步注入，通过井下声波发生器的振动作用，使油层孔道内的稠油、超稠油乳化剂、高温水充分混合，从而形成稳定的水包油乳化液。

第二篇：黑帝庙油田稠油组合式蒸汽吞吐技术

黑帝庙稠油油田葡浅-12区块组合式蒸汽吞吐

技术

孙继国 邵红艳

摘要： 黑帝庙油田稠油区块大部分已进入吞吐后期和蒸汽驱阶段，开发难度增大。组合式蒸汽吞吐能够有效缓解井间矛盾、防止汽窜、扩大加热范围、增大驱动能量，还可以解决吞吐中后期井间干扰严重、产量递减快、油汽比低的问题。因此，通过该方法，对提高稠油的开发水平有重要意义。主题词： 稠油油藏；组合式注汽；蒸汽吞吐

1．组合式蒸汽吞吐的基本概念

组合式蒸汽吞吐是稠油开发实践中摸索总结出的一种蒸汽吞吐方式，它是把生产层位对应，对汽窜频繁的油井组合在一起集中注汽、集中生产，就是利用注汽压力相互封堵汽窜通道抑制汽窜的发生，改善油层动用程度，同时能有效补充地层能量，提高油层热利用率，改善开发效果。组合式蒸汽吞吐基本概念为在蒸汽吞吐开发单元中，多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐方式，它包括面积式组合注汽和一注多采组合式蒸汽吞吐两种方式。2．组合式蒸汽吞吐的应用

2．1组合式蒸汽吞吐技术之一：面积式组合注汽 2．1．1基本概念

面积式组合注汽指将若干个邻近的同层位生产井组合在一起，同时注汽、焖井、采油的一种蒸汽吞吐方式。机理是经过多轮蒸汽吞吐开采的油藏压力水平较低时，利用反复的同注、同焖、同采过程中，油层压力呈现出的规律性波动，促使含油饱和度场重新分布，达到改善吞吐效果的目的。2．1．2 现场应用实例

黑帝庙油田属于岩性构造油藏，由于地层孔隙度、渗透率、含油饱和度较高，地质条件好，受注汽条件等外界因素的影响，生产中汽窜现象突出。针对黑帝庙这种情况，开展了“多井整体吞吐”试验。试验有效地补充了地层能量，改善了油层的温度场、压力场分布，提高了蒸汽的热利用率，取得了较好的开发效果。

图2-1葡浅-12区块中区汽窜感应方向图

实际情况，结合我们公司锅炉的实际注汽能力，于2011年7月对这两口井实施面积式组合注汽取得很明显效果，周期产油量和油汽比都有所上升。葡浅10-7和葡浅10-8井上轮吞吐累计注汽1851t，累计采油558.6t；实施组合注汽后合计注汽2400t，合计产油870t；油汽比从0.18增加到了0.26。周期生产时间葡浅10-7井由144天增加到了191天，10-8井由198天增加到了303天，延长了生产周期。同时在葡浅10-7和葡浅10-8井组合注汽的同时，周边的葡浅9-

7、葡浅9-

8、葡浅11-7和葡浅11-8井产量也有所增加，间接受效。2．1．3面积式组合注汽现存问题及解决办法

面积式组合注汽对于抑制稠油高周期汽窜，改善吞吐效果作用明显。存在问题：首先，井组间互相干扰，很难形成独立的多井整体蒸汽吞吐；其次，井组内油井生产周期长短不一，轮次参差不齐；第三，井组中部分井焖井时间长，生产时率低。解决办法（1）注汽量灵活，从井组的角度考虑注汽量；（2）吞吐井数灵活，一个大井组可分两个或三个阶段实现多井整体吞吐；（3）注汽顺序灵活，根据井组中油井生产状况，不同时期的多井整体吞吐采取不同注汽顺序，充分利用注入蒸汽的热利用率，提高油井生产时率；（4）灵活掌握井组中各单井的转注时机。2．2组合式蒸汽吞吐技术之二：一注多采组合式蒸汽吞吐 2．2．1基本概念

一注多采是把射孔层位对应、热连通或汽窜程度较高、采出程度相对较高的一个或几个井组作为一个开发单元，中心井阶段时间大量集中注汽以井组蒸汽吞吐代替单井吞吐，达到改善油层动用状况，提高吞吐效果的目的。主要机理是提高注入蒸汽热利用率，补充地层能量，驱替井间剩余油。它除了汽驱作用，把加热的原油驱向被窜井，加快井间剩余油的动用以外，还有多井整体吞吐作用，利用油井间已形成的汽窜通道，一口井注汽来代替井组注汽，实现多井整体吞吐。一注多采方式解决了地面注汽管网难以满足面积式组合注汽的问题，是稠油开采的另一种有效途径。2．2．2 现场应用实例

考虑到目前我们注采工艺及实际生产汽窜情况,我们也可以运用一注多采的生产方式。2011年1月黑帝庙油田对新区井组进行注汽优选，考虑当时的区块井的生产情况和单井地质条件及注汽能力筛选出葡浅11-6井和葡浅11-8井同时注汽周边井采油的注汽方式，井组内有油井8口，井距3为100m。注汽强度6.9m/d﹒m。井组开发问题：（1）、油井汽窜严重；（2）、吞吐效果变差，开采成本增加。为解决上述问题，利用井网中间老井大量注汽，周边井生产的办法，进行一注多采式蒸汽吞吐。

一注多采试验前，井组8口井，日产液40.8t，日产油21.8t，含水46.6%；转注后一个月井组见效，日产液量由24.3t升到63.5t，日产油量由6.7t

作者简介: 孙继国(1979.9.29)2003年毕业于中国石油大学(华东),工作单位大庆油田黑帝庙稠油公司;邵红艳(1979.7.2)2003年毕业于大庆石油学院, 工作单位大庆油田第二采油厂工程技术大队;孙广伟(1983.7.29)2007年毕业于大庆石油学院, 工作单位大庆油田黑帝庙油田稠油公司;

第三篇：稠油开采技术

稠油开采技术

如何降低成本，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，是世界石油界面临的共同课题。稠油由于粘度高，给开采、集输和加工带来很大困难，国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右。深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。

目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏渗透率、增大生产压差，主要成熟技术是注蒸汽热采、火烧油层、热水＋化学吞吐、携砂冷采，等等。

1、热采技术

注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性，高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽（热水）动力驱油作用、溶解气驱作用。关于稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用，原油和水的蒸汽压随温度升高而升高，当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时，混合物将沸腾，使原油中轻组分分离，即为蒸馏作用。蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移，从而提高驱油效率。高温水蒸气对稠油的重组分有热裂解作用，即产生分子量较小的烃类。在蒸汽驱过程中，从稠油中馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃进入热水前沿温度较低的地带时，又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释，降低了原始油的密度和粘度，形成了对原始油的混相驱。注蒸汽热采的乳化驱作用同样很有意义，蒸汽驱过程中，蒸汽前沿的蒸馏馏分凝析后与水发生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，这种乳化液比水的粘度高得多。在非均质储层中，这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进，提高驱油的波及体积。热采井完井时的主要问题是，360℃高温蒸汽会导致套管发生断裂和损坏。为此，采用特超稠油HDCS技术，将胶质、沥青质团状结构分解分散，形成以胶质沥青质为分散相、原油轻质组分为连续相的分散体系。特超稠油HDCS强化采油技术已在胜利油田成功应用。加强注采参数优化研究，针对不同原油性质、不同油层厚度和水平段长度，明晰技术经济政策界限，合理配置降粘剂、CO2和蒸汽用量，可提高应用效果和效益。

2、出砂冷采

1986年，为了降低采油成本，提高稠油开采经济效益，加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的探索性矿场试验。到90年代中期，稠油出砂冷采已成为热点，不注热量、不防砂，采用螺杆泵将原油和砂一起采出。文献指出，螺杆泵连续抽吸避免了稠油网状结构的恢复，稠油形成稳定的流动地带，在油带前缘，油滴被启动而增溶到油带中，因此，油带具有很好的流动能力，表现到生产上就是含水下降。而抽油泵的脉动抽吸，使得地层孔隙中的油流难以形成连续流，水相侵入到油流通道，微观上表现为降低了油滴前后的压差，油滴更难启动，若水相能量充足，油滴就一直不能流动，表现到生产上就是长期高含水。稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性，它通过使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中“蚯蚓 洞”，可提高油层渗透率；形成泡沫油，则给油层提供了内部驱动能量。乐安油田草13块配套大孔径、深穿透、高孔密射孔、高压充填防砂与螺杆泵冷采配套技术，基本解决了粉细砂岩油藏防砂及稠油抽汲难题。

3、加降粘剂

王卓飞发现，乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程，降低界面张力、提高毛管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质，降粘剂在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比较稳定的水包油型乳状液体系。在流动过程中变原油之间内摩擦力为水之间的内摩擦力，因而流动阻力大大降低，达到了降粘开采的目的 [14]。比较常用的有GL、HRV-

2、PS、碱法造纸黑液、BM-

5、DJH-

1、HG系列降粘剂。鲁克沁油田通过加强化学吞吐油井化学降粘、化学吞吐、蒸汽吞吐、天然气吞吐等技术现场攻关试验、形成超深稠油开发技术路线。

4、电加热

采用电热采油工艺开采稠油、超稠油，在技术上是成熟的。对于远离油田基地的中小规模稠油油藏，由于其面临的主要开发瓶颈主要来自地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺等。因此笔者建议开展地下稠油变稀油技术攻关，将稠油开发转化为稀油开发问题。当然这存在比较突出的成本问题：电热采油工艺单井平均加热功率80kW/h，日耗电费约1000元。

5、注空气开发

R.G.Mooreetal 等研究了重油油藏冷采后采用注空气法（地下燃烧）的潜在应用状况[15]。由于冷采油田在冷采的经济界限内仍遗留大量的原油，而且蚯蚓洞型的通道处于衰竭油藏之中，因此它是注空气的理想候选油藏。蒸汽短时期进入衰竭油藏，会破坏“蚯蚓洞”，从而使受热通道产生较高的渗透率。受热的通道为可流动的原油到达

生产井提供流路后，随即实施油藏点火和注空气，蒸汽／燃烧法的综合应用可在薄油藏及持续注蒸汽无经济效益的油藏得到较高的经济效益。

6、SAGD SAGD是国际上开发超稠油的一项前沿技术。它是向地下连续注入蒸汽加热油层，将原油驱至周围生产井中，然后采出。利用SAGD技术开发超稠油的方式，已成为国际上超稠油开发的一项成熟技术。

在国外，SAGD技术通常针对成对水平井开发，而辽河油田采用的是直井注汽、水平井生产。这种开发方式的优点有三：①将原有的直井替代水平井进行注汽，相当于少打一口注汽水平井，经济且实用；②辽河油田超稠油油藏夹层复杂，油层连续性差，纵向连通不好。国外水平井通常为1000米深，而辽河油田的水平井只有几百米。采用直井注汽，辽河油田原有的井多的特点就成了优势，这口不行就改用另一口。③监测系统是辽河油田应用SAGD技术的又一创新，改变了国外用两口井进行监测的状况。SAGD先导试验开始以来，辽河油田科技工作者经过不懈努力，解决了高干度注汽技术、大排量举升技术、地面集输系统等诸多难题，且均达国际先进水平，满足了SAGD工艺需要。

7、掺稀油开采

掺稀油降粘是开采稠油的一种有效的方法，其优点是不伤害油层，不像掺活性水降粘开采，掺水后的油水混合液要到联合站去脱水，脱下的水还要解决出路问题，增加了原油生产成本。

8、微生物驱油

微生物驱油技术是通过细菌在油藏环境中繁殖、生长、代谢，利用细菌对原油的降解作用，产生的代谢产物使固液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化，提高洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量，降低原油粘度。美国密苏里大学在2002-2004年开展了浅层重油的微生物采油技术研究；2005年，微生物采油技术列入中国“973”科技项目。胜利油田已获得耐温80℃、耐盐150000mg/L的驱油菌种，对原油的降粘率最高达到95％。开展了4个区块的微生物驱油现场试验，累计增油6万余吨。F16菌组能降低原油粘度，对粘度3000mPa·s(50℃)的原油的降粘率在30％～85％，经F16菌组作用后，原油的非烃组分减少，同时代谢产物中的生物表面活性剂能有效地改善常规稠油的流动性。大港油田孔二北断块应用本源微生物采油，累计增油17866吨。

9、地热辅助采油技术

地热采油是利用地热资源，以深层高温开发流体（油、气、水及其混合物）将大量的热量带入浅油层，降低原油粘度，提高原油流动能力。为了减少热损失，最好不进行油、气、水分离，而且不经过地面，直接注入目的油层。胜利油田稠油热采和注水开发工艺技术非

常成熟，开发实践经验也很丰富，这为利用地热资源进行热水采油提供了便利。另外，与地热辅助采油技术相类似，笔者还初步研究了利用太阳能、风能和重力能辅助采油技术。

10、水热裂解开采稠油新技术

刘永建教授研究开发了水热裂解开采稠油新技术，在实验室内和采油现场取得了一些有意义的研究成果。水热裂解技术通过向油层加入适当的催化剂，使稠油在水热条件下实现部分催化裂解，不可逆地降低重质组分含量或改变其分子结构，降低了稠油的粘度。制备的稠油水热裂解催化剂有较好的催化效果，反应温度更接近于井下的实际温度。这是一个很好的攻关方向。

11、稠油热采地下复合催化降粘技术

中国石化报2007年10月9日报道了稠油热采地下复合催化降粘技术，该技术集表面活性剂降粘、水热裂解催化降粘和氧化催化降粘剂降粘等功能为一体，注入催化剂后原油就地裂解产生小分子的气体，增加了油层压力，延长了放喷时间，提高了产油量，为超稠油的开发提供了有力的技术支撑。

第四篇：低油价下稠油蒸汽吞吐提质增效对策

低油价下稠油蒸汽吞吐提质增效对策

摘要：蒸汽吞吐是胜利油田稠油开发的主要方式，随着周期生产轮次的增加，蒸汽吞吐的效果逐渐变差。加之国际油价的不断下滑，蒸汽吞吐无效井数随之增加。本文在经济评价的基础上，分析了导致蒸汽吞吐无效开采的主要原因，并针对不同的开发矛盾提出了高轮次吞吐后期改善开发效果的技术措施，包括：底水油藏周期采油、边水油藏化学调堵、组合吞吐、注采参数优化等开发技术。现场应用表明：在目前的低油价条件下，这些高轮次吞吐后期的开发技术不仅能进一步提高油藏采收率，而且能有效提高经济效益，对同类油藏的开采具有借鉴意义。

Abstract： Steam huff-puff is the main way of heavy oil development in Shengli Oilfield.With increasing production cycles，the effect of steam huff-puff becomes worse.Coupled with the international oil prices falling continuously，the number of invalid steam huff-puff wells increases.This article，on the basis of economic evaluation，analyzes the main reasons causing invalid steam huff-puff wells，and for different development contradictions，puts forward the technical measures to improve the development effect in a later period of large steam huff-puff cycles.Development technologies includes： the cycle production for bottom water reservoir，chemical plugging for edge water reservoir，combined steam huff-puff and parameters optimization of injection production etc..Field application shows that under the current condition of low oil prices，these later stage development technologies of high cycles steam huff-puff can not only further enhance oil recovery，but also effectively improve the economic benefit and provide significances for the reservoirs of the same kind mining.关键词：稠油油藏；蒸汽吞吐；低油价；周期采油；化学调堵；组合吞吐；注采参数

Key words： heavy oil reservoir；steam huff-puff；low oil price；cycle oil production；chemical plugging；combined huff-puff；injection production parameter

中图分类号：TE33 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2016）13-0161-03

0 引言

胜利油田的稠油产量以蒸汽吞吐为主，截至2015年底，胜利油田稠油产量达到525万吨，其中蒸汽吞吐产油量495.9万吨，占总产量的94.5%。2014年下半年以来，受全球经济增长减缓、产量供给增加、需求下降、美元升值以及地缘政治纷争等多因素的影响，国际油价大幅下跌，跌幅超过了50%，结束了长达4年的高位震荡期。而胜利稠油的产量增长得益于高油价下技术进步带动的边际储量投入，这种高成本产量增长模式在低油价下无法继续。在目前这种新常态下，如何利用现有技术创新创效、提质增效、节支保效，打好“寒冬”开发效益保卫战，成为目前胜利稠油开发的首要工作。

随着油价的下滑，热采吞吐周期轮次的增加，无效井的比例增大。据统计，在目前油价40$/bbl时，无效井数达1406口，比例达到36%（图1）。如何提高这部分井的整体效益，对整个胜利稠油的提质增效具有十分重要的意义。

高轮次井低效原因分析

1.1 边底水影响

蒸汽吞吐为降压开采方式，对于有边底水的油藏，在开初期，活跃边底水能够补充油藏能量，促进油田生产，但是随着吞吐轮次的不断增加，地层能量逐步下降，边底水在压差作用下不断向生产井底运移，最终造成边底水的侵入，生产效果变差。据统计，胜利油田受到边底水影响的无效井数达333口，占无效井总数的36%。是导致吞吐井生产效益差的主控因素。

1.2 油藏非均质性

油藏的非均质性不仅会导致吞吐产油量高峰滞后，而且随着吞吐轮次的增加，井间汽窜严重，产油量下降快，吞吐效果逐渐变差。胜利油田目前受到油藏非均质性导致的无效井数有227口，占无效井总数的24.5%。可见，油藏非均质性对吞吐井的生产效果影响也不容忽视。

1.3 注采不合理

合理的注采参数可以提高热能利用率，改善稠油油藏开发效果。调查显示，胜利油田的稠油蒸汽吞吐注汽强度从150～300t/m不等。而开发效果并非随着注汽强度的增加而变好，而是存在一个最优值。在最优的注汽强度下，油汽比最高，净产油量最大。胜利油田受到注采参数影响的无效井为207口，占无效井总数的22.3%。

1.4 其它因素

除上述几方面影响因素外，蒸汽吞吐的井型、井轨迹、工程、工艺措施等因素也会对蒸汽吞吐的开发效果产生影响。胜利油田受这些因素影响的无效井数为159口，占无效井总数的17.2%。提高高轮次井经济效益技术对策

针对以上开发矛盾，对吞吐多轮次后的无效井积极寻找接替技术已刻不容缓。在低油价的限制下，如何节约成本，进一步提高采收率，文中提出了以下几种开发技术，并已在现场得到了成功应用。

2.1 底水油藏周期采油

底水稠油油藏周期采油是指油井在吞吐生产达到高含水时期后（含水95%），关闭生产井，节约生产成本，待油藏的油水重新分异后，再开井生产的一种开发方式。这种技术不仅节省了油井无效期的操作成本、人工成本，而且在重新开井后，无需注汽，节约了注汽成本。数值模拟技术也验证了在底水突进后，关井一段时间，油水界面明显下降（图2）。

草古1潜山属于典型的裂缝性底水稠油油藏，油藏埋深750m，地层温度43℃，地面50℃下脱气原油粘度31900mPa?s。CG1-12-12井在2010年2月由于高含水关井，关井前日油仅为0.5t/d。关井一段时间后，在2013年7月重新开井，峰值日油达到6.7t/d，已累计产油2211t。

2.2 边水油藏化学调堵

泡沫类调堵剂是目前稠油热采过程中应用较多、研究较热的一种调剖方式。数值模拟研究表明：对于不同的边水能量要采用不同的技术对策增加经济效益。对于水体能量较小弱边水稠油油藏可采用一线无效井关停，降低经济损失；对于水体能量大的强边水稠油油藏一线井进行提液，二线井实施氮气泡沫调剖，经济效益最好。

林东馆三稠油油藏，在边部遭到水淹后，迅速采取调堵措施。对边部油井采取油井提液和氮气+起泡剂+栲胶的复合调堵方法；对于过渡带油井采用复合调堵。共实施13口井，综合含水由82.7%降到69%，平均单井增油1376t，平均油汽比1.0，平均有效期5个月。

2.3 组合吞吐抑制汽窜

对于已经发生汽窜的油井，采用组合吞吐技术可以有效抑制汽窜，改善吞吐效果。其增产机理在于遏制井间汽窜，降低汽窜造成的热量损失，提高热量利用率；同时注采改变井间“三场”形态，实现剩余油重新分布；避免周边生产井因汽窜造成关井，提高吞吐井整体时率。其采收率比常规的蒸汽吞吐采收率可以提高3-4%，组合形式包括分区组合吞吐、行列式组合吞吐和一注多采式组合吞吐。

渤76单元Ng1+2由于汽窜造成单井周期短、效果差、油汽比低。在GDNB76X50井组采用了一注多采式组合吞吐。渤76斜50注汽1.6万吨，周围3口井受效，井组有效天数217天，已增油8780t，提高油汽比0.16，节约作业费用336万元。

2.4 注采参数优化

蒸汽吞吐井注采参数优化设计的目标是寻求最大净现值下注蒸汽井的注汽参数。胜利油田目前的注汽锅炉燃料由自用油统一改为天然气，实际蒸汽吞吐井注汽成本将提升。数值模拟计算的不同油藏厚度情况下，加热半径随周期数的变化曲线显示（图3）：随着周期轮次的增加，油藏的加热半径逐渐扩大；当周期轮次增加到6周期以上时，加热半径增加的幅度较小；说明注汽量应随着周期轮次的增加而有所不同。通过计算不同注汽强度增量下的净产油量（图4）表明：1-10周期，逐周期增加最优注汽强度的5%；高轮次后，建议注汽量不再增加。

截止2015年上半年，通过对高轮次吞吐井注采参数的优化，共在现场实施了965井次，减少注汽量107口，增加经济效益10264万元，提高油汽比0.02。

结论

化学调堵和周期采油技术可有效抑制边底水稠油油藏高轮次吞吐后期边底水入侵的问题；对于油藏的非均质性及注采参数不合理导致的周期开采效果变差，可采用组合吞吐及注采参数的优化的方法抑制汽窜改善开发效果。上述方法无需额外增加投资，不仅可以进一步提高采收率，而且可以提高油藏开发的经济效益。

参考文献：

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第五篇：稠油污泥处理技术进展

稠油污泥处理技术进展

一、国内外含油污泥主要处理技术现状综述

对含油污泥进行无害化处理、清洁生产并回收其中资源的综合处理，一直是国内外环境保护和石油工业的重点工作之一。世界上许多发达国家加强和完善了“三泥”处理法规，美国在1984年颁布了资源回收利用法令（RCRA）的危险固体废弃物修正案（HSWA），按HSWA的要求，排渣场处理设施须保证废渣中的毒性组分被局限在排渣场内，并保证不渗入地下水和地面水。1990年11月8日，美环保局又对炼厂五种被列为“K废物”的特殊废渣作出特殊要求，规定危险化学品含量高于严格限制标准不得堆积在排渣场上。1992年8月，对炼油污水处理过程的初沉污泥和二沉污泥提出了同样的要求，按指定的最佳示范有效技术（BDAT）的处理标准，这些废物在进入废渣场前必须处理至无害，除非美国环保局根据具体情况特许，所有用BDAT处理的废物将禁止用土地法处理。

我国含油污泥做为含油废物类已被列入《国家危险废物目录》；《国家清洁生产促进法》和《固体废物环境污染防治法》也要求必须对含油污泥进行无害化处理；未经处理的含油污泥排放的收费标准为l000元/吨次。

含油污泥本身种类繁多，成分复杂，性质各异，因此处理技术须有针对性。以下将国内外几种主要含油污泥处理技术分为预处理技术和完全无害化处理技术并逐一介绍。

二、含油污泥的预处理技术

1、含油污泥的调质和脱水

大部分含油污泥含水率较高，处理前需进行调质脱水减容。污泥脱水过程是污泥的悬浮粒子群和水的相对运动，而污泥的调质则是通过化学或物理手段调整固体粒子群的排列状态，使之适合不同脱水工艺的处理，以提高机械脱水性能。

由于含油污泥粘度高、过滤比阻大，多数污泥粒子属“油性固体”(如沥青质、胶质和石蜡等)，质软。随着脱水的进行，滤饼粒子变形，进一步增加了比阻。而且在过滤过程中，这些变形粒子极易粘附在滤料上，堵塞滤孔:在离心脱水时，还因其粘度大、乳化严重，固一固一液粒子间粘附力强和密度差小等原因导致分离效果差。

Srivatsa, Aldo Corti等人分别发明了通过含油污泥调质“机械脱水回收油的专利技术”，通过投加表面活性剂、稀释剂(葵烷等)、电解质((NaCL溶液)或破乳剂、润湿剂和pH值调节剂等，并加热减粘(≥50℃)等调质手段，实现水一油一固三相分离。

国内炼厂含油污泥处理常采用在含油污泥中加入絮凝剂进行调质，使污泥颗粒凝聚，以改善污泥脱水性能。絮凝剂为高分子无机和有机絮凝剂。高分子无机絮凝剂，如聚合氯化铝、聚合硫酸铁等带有污泥颗粒相反电荷，这些电荷能中和污泥上所带的负电荷，破坏其稳定性及亲水性。高分子有机絮凝剂，在污泥颗粒间主要起吸附和架桥作用，使污泥凝聚。

国内炼厂污泥前处理也普遍采用机械脱水工艺，以带式压滤机，离心机为主。对于带式压滤机，一般用于处理含油少的活性污泥，对于离心机，一般用于处理油泥和浮渣，离心转速控制在1800-2000r/min，1800以下离心效果不好，2000r/min以上离心效果好，但泥饼难以挤出，噪音大。板框压滤机处理量大，脱水效果好，运行成本低，缺点是不能连续运行。

2、化学热洗工艺

化学热洗法(也称热脱附法)是美国环保局处理含油污泥优先采用的方法，主要用于落地油泥的处理，原理是通过热碱水溶液反复洗涤，再通过气浮实现固液分离。洗涤温度一般控制在70℃以上，液固比3：1，洗涤时间20min，能将含油30%落地油泥洗至残油率≤3%。混合碱由廉价碱和无机盐组成，也可选用廉价的洗衣粉，该方法能量消耗较低。国内这方面的研究较多，国家专利介绍了一种既经济又有效地从废弃油泥中提取原油的工艺方法。先向搅拌器内加入水，再按一定比例配制分离液。加热，加入油泥，搅拌使之混合均匀，保持温度在55℃-65℃，搅拌约1.5-2小时，沉淀10分钟后，进行油水分离。原油回用，残土可烧砖。该方法虽然可以消除油泥对环境的污染，回收石油资源，且工艺简单，易于实施。由于不能连续运行，尚未工业化。

贾茂郎等采用含明矾、食盐溶液在加热(70℃-90℃)条件下，将油泥分散和初级分离，经初级分离的原油又经离心分离后得到进一步净化。采用该方法回收的矿物油含水≤0.5%，杂质≤1%，可供炼油厂使用。

3、热解吸法

热解吸法是目前国外用于含油污泥无害化处理的另一个方法，是一种改型的污泥高温处理方法。油泥在绝氧条件下加热到一定温度使烃类及有机物解吸，泥渣能达到美国最佳示范有效技术（BDAT)要求，烃类回收利用。目前，国外炼厂开发了许多种热解吸工艺。Richard J Ayen等于1992年报道的“低温热处理”工艺，是通过一密闭的温度为250-450℃的旋转加热器把油泥中的有机物和水蒸发出来，并用氮气作为载体送至蒸发处理系统，残留物作燃料用。现已商业化应用。

用热解吸工艺可以生产出焦炭状的产品，欧洲专利介绍了一种利用热解吸生产焦炭状产品的工艺，主要用来处理重油含量高的污泥，在干燥器中加热污泥至100℃以上，烃类裂解温度以下，绝氧保温，使水及烃类物质从污泥中蒸发并分离，烃类回收利用，剩余的固体物质即焦炭状的产品，可补充燃料，也可作为水泥回转窑的燃料。

美国专利报道了一种回收抽提气的污泥干燥技术。经过机械脱水后的滤饼送至干燥装置，这个装置是利用锅炉所排放的热废气，污泥在旋转式干燥器中通过热废气加热进行干燥，污泥在高温下，烃类和有机物得到解吸，并被热废气带走，被气流带走的固体颗粒从气体中分离，干燥的废气的烃类物质由锅炉焚烧利用其热能。经过干燥处理的残渣满足环境法规要求可直接填埋处理。

挪威石油公司的Term Tech热解吸工艺是在一个装有密钢叶片转子的反应器中，把污泥加热至399℃，通入蒸汽，使烃类在复杂的水合和裂化反应中分离，经冷凝回收，干燥的泥渣中烃含量小于500ppm。该技术己工业化，但能耗较高。

热解吸技术在我国较少应用，尤俊洪在专利中介绍了一种处理油泥的方法。将污泥和由磷酸等物质组成的助剂一起放入安装单向排气阀的密闭反应器中，置于预先加热的反应炉内进行无氧分解，温度控制在600-1000℃，反应结束后快速冷却，防止物料氧化，生成的物质可进一步加工成吸附剂或炭黑。

热解吸技术含量高，反应条件较苛刻，操作比较复杂，但有较好的发展前景，需进一步完善。

4、溶剂萃取处理工艺

溶剂萃取作为一种回收油泥中矿物油及其他有机物的单元操作技术而被广泛研究，包括正在开发的超临界流体萃取。溶剂一般有丙烷三乙胺、重整油和临界液态C02等，油泥中的矿物油被溶剂萃取，通过蒸馏实现溶剂的循环使用。处理后泥渣达到BDAT要求，回收的矿物油再进一步加工利用。

国外目前多采用溶剂萃取技术处理油船底泥和油罐底泥，美国专利报道了一种溶剂萃取-氧化处理油泥工艺。此工艺为：在油泥中加入一种轻质烃作为萃取剂，萃取剂的粘度较低，一般含有2-9个碳原子，碳原子数越少萃取分离的效果越好。萃取后，油泥中矿物油和重质有机质被回收，残存的聚合芳香烃物质一般还需要用分子量比较高的烃类萃取。该专利技术采用氧化工艺取代第二步萃取，通过湿法氧化工艺处理，以空气、氧气、硝酸或硝酸盐等作为氧化剂，在一定压力和温度的条件下反应一段时间，有机物完全氧化为气体物质CO2、N2，最终残渣符合标准可实施填埋处理。

张秀霞等开发了用三氯甲烷溶剂萃取一蒸汽蒸馏处理含油污泥的工艺技术。含油污泥脱水后，自然风干去除杂物，粉碎。用三氯甲烷将污泥溶解，经搅拌、离心后回收萃取液。含残余重油和溶剂的污泥，经蒸汽蒸馏处理，该方法可使油泥脱油率高达90%以上，比单一的溶剂萃取和直接蒸馏处理效果为好，但尚未在工程中得到检验。

目前，萃取法处理含油污泥还在实验开发阶段。萃取法的优点是处理含油污泥较彻底，能够回收大部分的矿物油。但因萃取剂价格昂贵，在处理过程中有一定的损失，运行成本较高，在我国炼厂含油污泥处理中尚未见应用。此项技术发展的关键是要开发出性价比高的萃取剂。

5、含油污泥的综合利用

① 污泥浮渣作为催化裂化装置分馏塔的油浆

美国Navaj公司把含油浮渣注入FCC装置作为分馏塔的急冷油浆，使浮渣大部分转化为燃料油。由于其注入比例很低，对催化裂化过程影响较小。Mobil公司Solomon M开发了把含油污泥作FCC装置原料的技术，把含水较高的油泥先脱水处理，再加热，并投加乳化剂，使水包油型乳化油转化为油包水型，易与其它原料油混合均匀，流动性好。混合物料输入FCC装置反应器，经裂化反应生成汽油。

② 作焦化装置原料

90年代起，国外许多炼油厂就采用Mobil油泥焦化工艺来处理API隔油池油泥，用冷焦水与污泥调合后，作为骤冷介质在清焦前对热焦炭进行冷却，污泥中的水作为冷焦水或切焦水回用，烃类则循环回装置。该技术改造焦化装置、工艺复杂。Godino,Rino L等开发了把湿含油污泥直接输送到焦化装置上部急冷罐的处理工艺。该工艺投资较少，但处理能力有限。

国内目前使用油泥作焦化装置原料的方法未见应用，原因之一可能是油泥中含水较高，对焦化操作易产生不利影响，处理能力低。

③ 回收轻油、沥青

Cochin炼油厂报导用含油废渣制成各种等级的沥青。此工艺每年从污泥中回收的轻质油可达1700t，这些回收油与其他油品混合，调制燃料。回收轻油后剩余的残留物用于加工沥青。

6、超热蒸汽喷射处理技术

超热蒸汽喷射处理技术是通过锅炉产生的超高温蒸汽（600℃）经特制的喷嘴以2马赫速度喷出，与油泥颗粒正面碰撞，在高温及高速所产生的冲量作用下将油泥中所吸附或包含的油和水蒸出，含油蒸汽冷却后实现油水分离，油泥中大部分矿物油被去除，残渣含油率最低可达0.08％。设备可用来干化离心浓缩后的油泥泥饼，处理后的残渣呈粉末状，可直接掺入煤粉中焚烧。缺点是运行投资太大、成本太高。

二、完全无害化处理

大部分污泥处理最终都存在残渣无害化的问题，同城市污泥相似，含油污泥残渣完全无害化处理工艺与技术有固化、焚烧、生化处理、型煤综合利用及氧化处理等。因含油污泥有较高的热值，加工成型煤的技术也有较多研究。

1、固化处理

固体处理是通过物化法将含油污泥固化或包埋在惰性固化基材中的一种无害化处理技术。这种处理技术能较大程度地减少含油污泥中有害离子和有机物对土壤的侵蚀和沥滤，从而减少对环境的影响和危害，是取代回填的一种更易为环境所接受的方法，近年来受到了重视。固化方法是较为理想的有害物质减量化、无害化处理方法。目前，国内对于含油污泥固化处理尚停留在研究阶段，对于含油量较低的污泥尤其是含有NaCl, CaC12等盐类较高的含油污泥优先考虑采用固化处理。

2、焚烧处理

焚烧是将污泥进行热分解，经氧化使污泥变成体积小，毒性小的炉渣。该法对原料的适应能力较强，减容效果较好，但能耗高，投资大，操作复杂，可能产生粉尘、SO2等二次污染。含油污泥焚烧前一般需经过调质和脱水处理，焚烧温度控制在850℃左右,灰渣需进一步处理。

法国、德国的石化企业多采用焚烧处理油泥，灰渣用于修路或埋入指定的灰渣填埋场，焚烧产生的热能用于供热或发电。含油污泥经焚烧处理后，有害物质几乎全部除去。但是，一般炉型焚烧污泥消耗大量燃料油助燃，热量大都没有回收利用，焚烧中产生严重的空气污染，装置的利用率较低。

我国绝大多数炼油厂都建有污泥焚烧装置，采用较多的炉型有固定床焚烧炉、多段炉、回转炉及流化床焚烧炉，如湖北荆门石化厂、长岭石化厂采用的顺流式回转焚烧炉，燕山石化采用流化床焚烧炉。

3、生物处理

生物法指微生物利用石油烃类作为碳源进行同化降解，使其最终完全矿化，转变为CO2和H2O的过程。生物法处理不产生二次污染、运行成本低等特点，但处理周期长，且对环烷烃，芳烃，杂环类污染物的效果差，不适合高含油污泥(含油量≥5%)的处理。在含油污泥的生物处理过程中通常还需要加入氮、磷等营养物质。

4、型煤综合利用法

将粉煤和油泥粉碎，粒径在0-4mm；按比例配制加水10%混碾；在29.3Mpa的成型压力下压制成型；自然风干48小时即为成品。

制约油泥加工型煤技术发展的关键因素是排放的烟气能否达标。实现烟气达标的措施有两条，一是调整油泥添加比例，二是添加脱硫除尘剂。国内很多炼厂的实践表明型煤综合利用法处理油泥在技术上可行，强度指标和燃烧指标都能达到要求。但是型煤综合利用法需加入大量的煤，资源的利用率低，有逐渐被其他方法取代的趋势。

5、化学氧化法处理

化学氧化法适合于含油率较低的含油污泥的处理。向含油污泥中喷洒或注入化学氧化剂，使其与污染物质发生化学反应来实现无害化处理，化学氧化剂有臭氧、过氧化氢、高锰酸钾、二氧化氯等。其中二氧化氯对石油烃类有较高的去除效率，反应可在瞬间进行，且二氧化氯的价格较低，运行成本低，不产生二次污染，缺点是操作比较复杂，处理成本较高，不适合大量油泥的处理。