磁防蜡磁降黏技术在高升油田的应用

1 区块概况 1.1 雷家地区概况 雷家地区位于高升油田南部,构造面积20.9Km2,主要开发目的层为莲花油层,含油面积8.9Km2,地质储量1494×104t.雷家地区分为雷11和雷64两个区块,原油为稀油,原油含蜡量较高,平均在10％以上.雷家区块原油含蜡量高,油井杆管结蜡严重,目前主要的维护措施为热洗清蜡,油井平均洗井周期为3 1天左右.热洗清蜡存在诸多缺点:频繁洗井费用较高,而且占用油井正常生产时间,影响油井产量;洗井液漏失,易污染地层;洗井过程中,蜡块过度堆积,易造成卡泵.因此,需寻求合适的清防蜡工艺技术,以减缓油井杆管结蜡,延长油井洗井周期.     

超声波解堵技术改善低渗油井生产效果对策研究

201中心站共管理4座自然站,管辖二区杜家台、二区大凌河、杜124井区及二区东等4个区块133口油水井,其中油井91口,水井42口。杜124区块是中心站唯一的整装区块,该区块渗透率为31×10-3μm2,平均单井日产油1.5t,开井率仅为20%,是典型的低渗、低产、低开井率区块,同时区块油层纵向矛盾及堵塞现象突出,为解决区块上述存在的问题,我们优选实施超声波解堵技术,改善储层渗流能力,提高油井产量,为区块下步开发提供支持。     

牛居油田热洗清防蜡的研究与应用

1目前热洗油井现状
　　辽河油田茨榆坨采油作业一区所辖的牛居油田主要管理着牛12块、16块、19-21块、23-19块、牛18断块以及其它、零散等区块的246口油气井,月平均正常连续开井数为61口;油田开发已经进入后期,面临着地层压力下降,部分井结蜡越来越重,热洗用液量、热洗费用有增高趋势等不利因素,热洗工作仍然面临着新的挑战。目前,针对正常热洗的井、经过摸索观察按结蜡程度、供液能力进行分类如下。其中按结蜡程度主要分为结蜡严重、结蜡较重、结蜡一般、结蜡轻微、待观察五种类型;按供液能力主要分为高液量井（45t/d以上）、中液量井（20-45t/d）、低液量井（10-20t/d）、特低液量井（10t/d以下）四种类型,目前牛居油田有高液量井12口,所占比例20%,中液量井24口,所占油井比例40%,低液量井14口,所占油井比例23.3%,特低液量井10口,所占油井比例16.7%。     

垦626区块综合治理分析

垦 6 2 6区块位于孤岛采油厂垦西油田西北部 ,隶属垦西油田 ,为断块小油田 ,开发难度较大。由于原油高含蜡、少气 ,导致流体温度低 ,原油结蜡 ,堵塞管线 ,加之该区块外输线距离较长 ,井口回压高 ,泵效降低。不但影响单井原油开采 ,而且造成原油外输困难 ,严重影响油田开发。针对这个问题 ,我们在垦 6 2 6区块外输线上应用了双螺杆输送泵 ,并铺设了输气管线 ,取得较好效果 ,现分析如下。治理理由1　区块开发简介垦 6 2 6区块投产于 2 0 0 0年 8月 ,辖计量站 2座 ,14口油井 ,油井均采用掺水伴热生产 ,在计量站配套 2台加热炉 ,一台为外输原油…     

高3618块火驱配套工艺技术研究及应用

辽河油田西部凹陷高3618块自1987年开发以来，目前存在油套环空掺油困难、油井见效缓慢等问题。针对这些问题，开展火驱配套工艺试验，先后实施了泵下油管电磁加热工艺和原油脱水工艺，提高了老区块的油气产量，为辽河油田其他区块的油气增产提供一定的借鉴作用。     

空心杆掺水工艺在青东5区块的应用

青东5区块构造上位于青东凹陷西斜坡带,是桥东油田开发建设的第一个产能区块,含油层系为沙四上亚段。该区块2014年2月投入开发后,油井陆续出现过载、缓下等载荷异常问题,影响了正常的开发管理工作。本文通过对该区块原油成分、析蜡点、原油粘度等相关油性的研究,认为油稠、井筒结胶、结蜡是导致油井载荷异常的主要原因。提出了空心杆掺水举升工艺方案,有效解决了该区块油井井筒问题,为同类型油藏的高效开发提供了依据。     

中转站热洗添加化学清防蜡剂试验研究探讨

我厂第五油矿近三年来随着产能建设步伐的加快,机采井数逐年增加,导致各站固定热洗设备负荷逐渐加大。随着各区块注聚陆续见效,单井的热洗难度加大,且固定热洗设备损坏频繁,维修周期较长,导致大量机采井无法按计划洗井。本文基于以上几点,在我矿22号站和50号站开展中转站热洗添加化学清防蜡剂试验,试着摸索出一种方法来提高热洗效率,降低热洗设备频繁损坏的方法。     

新型防污染管柱在三低油井的现场应用

在实际生产中"三低"(低液面、低液量、低含水)油井或结蜡油井普遍,在泵车洗井过程中出现漏失不返液甚至倒吸现象,容易造成油层污染,致使洗井后油井含水数天居高不下,或洗井液根本无法返出地面而直接进入油层,大大影响了原油产量。使用防污染管柱,是用机械卡封的方式来阻止外来工作液进入油层,达到保护油层,缩短含水恢复期的目的。     

立足联责和创新 降低井下作业成本

孤东采油厂勘探开发二十多年来．油水井数不断增加．截止2008年底．计有油井2385口、开井203513,水井1092口、开井734口．由于杆断、杆脱、管损和措施增产需要,作业工作量一直居高不下．连续五年都在2500口以上,受作业定额变化、管杆价格上涨及井况恶化影响,作业成本压减难度大。     

姬塬油田池46区块长8油藏高压欠注井治理措施优选探讨

姬塬油田池46区块长8油藏是油房庄第二采油作业区原油生产的主力区块,该区块2009年投入开发已进入中高含水期,局部区域高压欠注导致油井产能不能有效发挥,油层横向物性复杂制约水驱效果.本文根据近年来区块注水井各种措施效果分析,结合措施效果、酸化增注工艺、酸液成分优选适合不同类型高压欠注井的的降压增注措施方式。高压欠注注水井增注措施提供可靠参考。     

如何培养长寿井

采油作业二区管理着青龙台油田、茨九区、牛56区块、龙618区块及铁1 7区块,油井受“砂、蜡、水、偏”等不利因素影响严重,油井管理难度大,作业频次高,面对复杂的管理形式,采油作业二区以“精细过程管理,培养长寿井工程”为活动载体,通过热洗、作业、治理偏磨、设备管理、加强管理等措施,群策群力,积极培养长寿井,降低躺井率,延长检泵周期,提高我区的整体管理水平。     

应用单井效益分类 加强油田经营管理——以H3断块油藏为例

H3断块是一个层状边水岩性构造油藏，经过多年注水开发，产量高峰期过后．水驱效果逐年变差。由于单井平均产量低，井下状况复杂，作业成本高，H3断块一直是稀油中的高成本区块。根据单井效益评价的结果，对单井进行分类，将油井分为效益一类井、效益二类井、效益三类井、边际效益井和无效益井。分析边际效益井和无效益井的高成本原因，据此指导经营管理，有针对性地治理高成本井，达到了区块降本增效的目的。     

F142区块地面集输系统优化

F142区块单井产液量低,自开发以来单井集输依靠汽车拉油,随着该区块产能块的增加,大规模的汽车拉油增加了生产成本,同时也增加了油品的蒸发损耗。针对目前存在的状况,本文对F142区块地面集输系统进行了优化,采用油井加热后串接流程解决了低产油井集输问题,降低了生产成本,减少了油品的蒸发损耗。     

单井组小剂量调剖在老区开发后期的研究与认识

本文通过对区块问题认真研究分析,在安12块开展单井组小剂量调剖先导试验,通过调整吸水剖面,扩大注水波及体积,实现降低周围油井的含水率,同时在调剖选井原则及调剖施工压力方面进行总结分析,为同类油藏开发提供一定的借鉴.     

探究油田地层水的影响因素及对策分析

A区块于1999年投入开发,2000年投入注水开发,注水方式为反九点法面积注水,目前共有油水井81口,其中采油井63口,注水井18口;区块内断层及裂缝分布复杂,边部地层水活跃,受边水影响,以及开发时间延长,导致油田地层水增加,许多油井见地层水后高含水,控水难度大,造成产量不足、区块地层水推进速度快,油水关系复杂等一系列的问题。文章重点讨论油田地层水在油田开发过程中所产生的影响,并根据具体影响给出相应的建议。     

大港滩海大斜度井压裂技术研究与应用

大港油田埕海二区大部分油井需要措施改造后投产。水力压裂作为油井增产的一项重要技术措施在埕海二区部分新井进行了现场应用,通过对压裂液的优选、压裂技术参数和工艺的优化及现场试验,对于大斜度井的压裂取得了一定的认识,为以后在埕海油田大斜度井实施水力压裂奠定了基础。     

低油价下挖潜剩余油配套钻完井工艺技术研究

在当前低油价的大环境下,对于油层剩余油的有效挖潜开发是决定原油开采成本的关键因素。对剩余油的挖潜关键是配套钻完井技术的合理选择与实施,这对于油井二次开发后的开发质量和有效期起关键作用。本文针对不同的地质情况、不同的油藏进行了分析研究,总结出了适用于不同开窗侧钻井井况的完井工艺技术方案、管柱串结构、施工流程和相关注意问题。为侧钻井完井的现场应用起到了指导作用。     

束滨霞工作站

束滨霞工作站即辽河油田公司欢喜岭采油厂采油作业一区新33号站,于2007年4月被辽河油田公司命名为"束滨霞工作站",这是辽河油田公司首开以人名形式命名采油站的先河。自2002年建站以来,束滨霞和她的14名同事看护、管理的13口油井、3口汽水井已累计生产原油     

空气泡沫驱动高温高盐油藏

向储层同时注空气和泡沫能发挥空气和泡沫复合驱的技术优势,比较适用于中高渗、高含水、非均质严重的油藏提高采收率。 6月17日下午,中原油田采油三厂明19号空气泡沫驱注入站内一片繁忙.该厂工艺研究所调剖室主任吝拥军正在仔细查看明1 5块明486井空气和发泡液的注入量、注入压力等工艺参数.＂注入井明486井只对应明408井一口油井.明408井2009年底见效,初期日增油5.1吨,目前已累计增油5120吨.＂吝拥军说. 2007年5月至今,中原油田在高温高盐油藏开展空气泡沫驱矿场试验,先后注入1322.5万立方米空气和8.7万立方米发泡液,累计增油3.55万吨,采收率提高5～9个百分点.其中,胡12块空气泡沫调驱采收率提高5.52个百分点,明15块空气泡沫驱采收率提高8.84个百分点.     

齐108块13-310井组增大注汽量试验效果分析

针对齐108块开采现状选取齐108-13-310井组实施增大注汽量试验。寻求改善吞吐开发效果的途迳。通过试验使井组压力升高了0.43mp,温度升高了9℃。增大注汽量后,一线井累计增产原油562吨,二线井累计增产原油149吨,取得了较好的经济效益。由此可见:增大注汽量能够使地层能量得到补充,提高油井周期产油量;在油层物性好,产油量低,负效益油井聚集区开展增大注汽量措施,降低原油生产成本,提高经济效益,对于稠油蒸汽吞吐中、后期改善开发效果具有指导意义!