孤岛油田东区Ng3-4产能块地面工程方案设计

新井地面工程是对新钻井进行配套的工程,地面工程的主要功能是对新钻井的采出液进行收集和外输,并实现地质和工艺上提出的注水、热采等要求.东区Ng3-4区块设计总并数16口,其中热采并10口,更新常规油井2口,水井4口.本文结合区块地理位置、地形地貌,利用相邻区块现有集输管网,设计新区块集输管网,以求经济和效率的最大化.     

基于TOPSIS法的天然气集输管网规划方案决策

天然气集输管网系统庞大而复杂,而管网最优规划是在气田开发地面工程建设中必须首先解决的问题。本文采用TOPSIS多目标决策法对天然气集输管网工程的规划方案集进行评价,并首次在方案整体评价中把环境条件(如穿越河流、穿越公路、管线护坡工程)对投资、施工、管理的影响综合进行考虑。用该方法对实例中的8个预选方案进行综合评价,选出了技术上可行、经济上合理、符合工程要求的最佳规划设计方案。     

高古4井深井钻井技术探讨

高古4井是一口设计井深达4980m的天然气深预探井,是历年来所钻的第三口深探井。其他两口探井(民深一井、临982井)虽然已经完井,但是在钻井过程中都出现了井下事故复杂,损失相当严重。文章对高古4井深井钻井技术进行了探讨。     

东四联换热器聚结物成因分析

随着胜利油田聚合物驱和稠油区块的不断勘探开发，稠油采出液和聚合物驱采出液在地面集输系统混输后形成复杂的含聚稠油采出乳状液，我们经常发现在联合站换热器、沉降罐、污水配注管线、调水管线等集输设施出现聚结物阻塞问题。本文通过对东四联换热器聚结物化学检测分析，揭示了聚结物的成因。试验表明由于使用药剂不当，在东四联进站阀组投加较强阳极性的污水处理剂，加速了采出水中聚合物、悬浮物、乳化油在换热器沉积形成聚结物的趋势，这也是含聚采出液在地面集输设施易发生聚结阻塞的主要原因。     

稠油区块掺水流程系统平稳运行的探讨

针对稠油区块开发中应用空心杆泵上掺水或地面掺水,超稠油开发过程中应用地面掺水集中加热伴输,达到降低原油粘度。其掺水流程设施存在着因设备、管网等问题影响掺水系统无法正常运行,导致该区块不能正常生产的工艺流程设计缺陷。在原有的掺水工艺流程的基础上,通过完善工艺流程达到稠油区块的正常生产,提高开井时率,减少原油产量损失的目的。     

价值工程原理使渤海湾钻井技术取得新突破

中国海洋石油总公司在渤海海域的开发井钻井方面,利用价值工程原理、采取配套优化钻井技术及项目目标管理方法,取得了重大技术突破.本文重点介绍1995年在渤海西部海域歧口18-1油田进行的价值工程试验,三口定向井平均井深3561米,平均建井周期从对去的60多天减少至18.82天,最短的13.28天.用同样的方法,1996年在渤海辽东湾海域钻了15口开发井,平均井深1876米,平均建井周期从过去的12.5天缩短为3.71天.同年,时值寒冬季节,在渤海西部海域歧口17-3油田钻了9口具有3维多靶井眼轨迹的开发井,平均井深2435米,平均建井周期从过去的34天缩短到7.96天,最短的2.5天.歧口17-3项目的试验目的是:用9口三维多靶定向井解决27口常规定向井才能解决的问题.试验的成功把价值工程在钻井技术和管理等应用方面向深层次推进了一大步.价值工程原理使渤海钻井工作取得了重大经济效益,同时也使中国渤海湾钻井技术取得了新突破.     

王102-斜101断块完善注采井网提高水驱效率

针对王102-斜101断块存在平面不完善、无注采井网、边水能量弱,导致区块开发效果差,地层压力下降快的问题,通过新钻井、转注等手段完善注采井网,提高水驱储量的控制程度,改善水驱开发效果.完善后储量控制程度可由54.4％提高到85.7％,人工水驱控制程度由0提高到40.8％.     

采油一厂边缘油井节能降耗技术在集输工艺中的应用

随着滚动开发的不断深入,老区地质调整能力降低,采油一厂的开发重点逐步转向边沿、偏远、零散区块,实施滚动扩边后,新区块离主力区块较远,地面系统不完善,单拉井点逐年增加,使单拉成本逐年增加,天然气外排资源浪费严重,安全、环保隐患突出,针对上述边缘区块油井集输存在着严重问题,研究出四种主要节能集输技术,解决了气大低产井进系统生产困难的难题,增油增气效果显著。     

单管通球井生产困难及解决办法探讨

本文针对采油112队09年8月投产的65口新井,采用的是单管投球集输工艺,09年冬季生产以来暴露出了一些问题,主要是油压高和单管管线冻堵问题,给单管井的生产带来了很大困难,为了解决这些问题,我们对全队的单井通球集输井进行了摸索,针对油压高的单管井进行了加密通球实验和定期通地面管线,统计不同产液、不同含水、不同集输半径通球前后的油压变化规律,进行有针对性的实验,摸索出不同类型单管井的通球周期及通地面管线周期。     

水平井第二轮蒸汽吞吐高含水原因分析及治理措施探讨

江37区块作为采油九厂第一个稠油开发试验区,已经进行了4年的热采试验。针对区块的直井蒸汽吞吐效果差的实际,开展了水平井蒸汽吞吐试验。与直井对比,水平井吸汽能力强、周期产油高,蒸汽吞吐效果较好。但第二周期后水平井含水上升幅度很大,与第一周期相比蒸汽吞吐效果明显变差。     

尼日利亚Stubb Creek油田优快钻井技术

本文主要介绍尼日利亚Stubb Creek油田优快钻井技术。Stubb Creek油田是中石化中标的一个尼日利亚区块,现场施工的第一口SC-5井由于地层熟知程度低,地层复杂,钻井过程中出现了井壁缩径掉块、坍塌、漏失、卡钻、断钻具等问题,极大地影响了正常的勘探开发进程,同时造成了不好的国际影响。在总结SC-5井钻井技术的基础上,优化钻井技术、使用合成油基钻井液替代水基钻井液,提高钻井液密度等技术措施,在随后施工的SC-6、SC-7、SC-8和SC-9井中应用,没有出现井下复杂情况,有效地保     

整合人力资源 优化员工配置

<正>我们采油作业区现有员工216名,平均年龄42岁。管理着10个区块的油水井156口,其中油井开井107口,水井开井39口。下设联合站、采油站、热泵站、抢险组、治安组、地质工程组等多个基层组站。一、实施"大岗位、大工种"运行的背景和目的随着西柳10区块高43井区产能建设规模的不断扩大,油水井增多、生产岗位不断增加,最初的143名员工已不能满足需要。2009年10月西柳采油二站组建,11月投入运行。     

尼日利亚Stubb Creek油田优快钻井技术

本文主要介绍尼日利亚Stubb Creek油田优快钻井技术。Stubb Creek油田是中石化中标的一个尼日利亚区块,现场施工的第一口SC-5井由于地层熟知程度低,地层复杂,钻井过程中出现了井壁缩径掉块、坍塌、漏失、卡钻、断钻具等问题,极大地影响了正常的勘探开发进程,同时造成了不好的国际影响。     

樊144块特低渗透油藏注水开发设计研究

樊144块油藏是典型的特低渗透油藏,油藏平均渗透率3.72毫达西。目前采用天然能量开发。以矿场数据为基础,采用油藏工程方法分析了产量递减特征,预测了油藏弹性采收率。采用与本区域其他油藏注水效果对比的方法,提出应该对该区块进行注水开发。在设计注采井网和注采参数的基础上,采用数值模拟方法预测了水驱开发效果,可以比弹性开发提高采收率10.9%,效果明显。     

安塞油田固井质量的影响因素分析和对策探讨

本文就安塞油田王南沟、王窑、杏河区块"先注后采"工艺所形成异常高压井的机理和特点及影响固井质量的因素进行分析,探讨适应该区块的固井水泥浆配方和施工工艺,提出相适应的措施及对策。     

集输站库工艺管网适应性研究

对集输站库特、超稠油大规模开发以来,工艺管网中发现的问题进行分析研究,依据科学分析和现场经验对工艺管网进行优化,达到集输处理系统安全、平稳运行的目的。     

创新管理模式 打造“长治速度”

<正>截至2012年7月,成立两年的长治煤层气分公司已提交储量控制面积566 km2,储量规模688亿。完成各类钻井1075口,投产排采井318口,开井309口,日产气量4万立方米,创造了业内称道的"长治速度",而这个分公司在册员工只有84人。对此,分公司经理姚红星不无感慨:"成绩的取得与经营管理模式的创新密不可分,是敢于创新管理模式,实行公司化管理、市场化运作,技术上创新促进了公司规模化建设,实现了低     

益新煤矿老副井地面排矸线的改造

益新煤矿老副井地面排矸从建井开始向老五采露天坑进行排矸,排矸线路用机车和绞车牵引排到露天坑,现将排矸线改到四水平新副井排矸走廊,废除外排,达到优化系统、节支降成、减员提效的目地。工程概况益新煤矿的前身是原新一煤矿,原新一煤矿1950年9月15日开始建井,1955年9月25日正式投产,从投产开始,一直使用现在的外排路线进行排矸,使用了大约55年,地面的排矸的线路是:老副井→地面     

深孔爆破法掘进天井在天(溜)井施工中的应用

天(溜)井工程是金属矿山基建、采准、通风、下料、放矿的主要工程之一,占采准、切割工程量的20%~30%。天(溜)井的施工方法有普通法、吊罐法、爬罐法、深孔爆破法和钻机钻井法,深孔爆破技术掘进天井具有安全、经济、高效的特点。文章对深孔爆破法掘进天井在天(溜)井施工中的应用进行了探讨。     

KD104井"甲甙钻井液"工艺研究

KD104井是胜利石油管理局在垦东凸起北部斜坡带垦东102东断块构造布置的一口重点探井. "甲甙钻井液"体系在该井的应用,通过提高钻井液的抑制性、流变性能、润滑性能及对油气层的保护性能,达到了减少井下事故、提高钻井综合效益以及发现和保护储层的目的,最终使得这一区块的储量"浮出水面",具有极高的应用价值和社会效益,有广泛的推广前景.