大庆油田应用聚合物驱油技术能成本控制做法

采收率是衡埔油田开发水平高低的一个重要指标，是指在一定的经济极限内，在现代工艺技术条件下，从油藏中能采出的石油罐占地质储最的比率数。油藏开发大体上可分为三个阶段：①利用天然能箭开采的一次采油阶段。原油采收率都比较低，只有8％～15‘％。③利用人工补充地层能革（如注水、注气等）开采的二次采油阶段。经二次采油的采收率大致为25％～45％，个别条件好的油藏可达50％左右。     

高一区单井注水吞吐措施效果分析

单井注水吞吐作为高一区块综合治理的一项措施在生产实践中收到了良好的应用效果,2009年至今共计实施22井次,累计增油1658.3吨。该项措施的成功应用不但为高一区全面复产奠定了坚实的基础,还为其他相似区块的开采提供了参考依据。文章介绍了单井注水吞吐措施的技术原理和应用条件,并以高1-3-7井、高1-H4井为例细致分析了其现场应用效果。     

HAL-1型聚合物降解剂的研制与应用

聚合物对油田进行开发是一种常用的提高油田最终采收率的三次采油技术。随着聚合物注入量的增加,聚合物固体颗粒将沉积在孔隙中,这些附着物将会干扰聚合物的继续注入,随着HAL-1型聚合物降解剂的研制成功和应用,截至2006年11月底,共应用降解剂12吨,累计施工4井次,成功4井次,施工工艺成功率100%。平均单井增注2400m3,平均单井增注聚合物母液1300m3,对应油井增油420吨,取得了较好的经济效益。同时挤注降解剂解堵后,平均降低注聚压力0.8MPa。     

清污混注技术在长西项目部A21区块的应用

长庆油田采油六厂长西项目部联合站井区管理的A21区块注水开发中,随着开发方案的进一步完善,油水井井网调整,投转注注水井逐渐增多,注水量增大。而先期设计投产的注水规模和设备容量明显不足,供水量小,制约了区块的增产稳产。清污混注技术的实施,在不改变现有注水设施的基础上,通过并联清污水注水泵,用清水注水泵来承担部分污水流量,有效缓解了上述矛盾;在完成注水任务的同时,提高了污水回注率,减少了清水资源的需求,降低了注水系统的消耗,为采油六厂其它区块的开发提供了借鉴。     

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。     

塔河4区碳酸盐岩缝洞型油藏周期注水实践及认识

塔河4区奥陶系油藏是以发育大规模溶洞为主的碳酸盐岩缝洞型油藏,2005年开展注水开发以来,稳定见效期5-6年。2011年开始注水效果变差,注采井组水窜严重,递减明显加大。本文针对注水效果变差的现状,从周期注水机理入手,总结了周期注水参数优化、不同缝洞及注采连通关系周期注水方法,周期注水有效改善了区块开发效果。     

流体势分析在埕岛油田注水开发中的挖潜实践

埕岛油田馆陶组油藏在注水开发过程中,由于注水滞后方案2～3年且初期采用温和注水技术政策,地层压降达到3.5MPa,为恢复地层能量同时又防止水窜导致油井"暴性"水淹,在整体提注过程中利用流体势原理通过注采调配、注采比优化调整等手段改变地下流体的流动趋势和流动方向,提高了驱替流体波及系数,提高了采收率,三年累增油14.06万吨,为注水开发油藏的控水稳油挖潜工作提供了科学依据。     

浅谈提高拉油点单井产量的方法

<正>2014年面对越来越严峻的生产形势,作为基层的采油技师,我们从生产实际出发,从"挖潜0.1吨也是油"两方面入手,确保所管辖的油井充分发挥其潜能,稳定并提高单井产量。针对京57单井拉油点产量低的问题,通过增产措施、优化流程、日常维护三方面,使京57井从一口C类井成为一口A类特护井。一、拉油点基本情况(一)京57井基本情况简介京57井是2011年11月23日报废井恢复生产的,由于     

太平油田沾18块开发效果评价

河口采油厂采油二矿六队组建于2001年6月,地处河口区太平乡.自开发以来,我们牢固树立"出砂不出错,油稠人不愁"的开发理念,按照"预警分析与过程控制相结合、工艺技术与单井对策相结合"的开发思路,建立起油井差异化管理模式,实现了油井与人的和谐统一,达到了以井定人、以人治井、双向提升的目的,保证了太平稠油油田的高效稳定开发.     

陕北地区延长组长2油层活性剂驱油技术室内研究及应用

针对陕北三叠系延长组长2油层注水开发采收率低的特点,通过室内优化活性剂驱油剂配方试验研究,研制开发了驱油效率高、与地层流体和注入水配伍性好、吸附损失小、油层条件下化学性能稳定的PZ驱油剂。现场应用试验效果表明,该2+3采油技术为本区低一特低渗透油田提高采收率、高效开发提供了新的技术途径。     

特高含水期提高水驱采收率影响因素研究——以胜利断块油藏为例

特高含水油田水驱采收率的提高,对降低采油成本、稳定我国油气产量、满足国内经济发展要求意义重大。从水驱采收率定义出发,基于现场应用的角度研究了胜利断块油藏特高含水期提高水驱采收率影响因素。研究结果表明,过水倍数的高低及层系井网的合理与否是影响特高含水期断块油藏水驱采收率的主要因素。结论为特高含水期断块油藏提高水驱采收率指明了方向。     

稠油热采开发后期技术对策研究

古城油田泌浅10区属于浅薄层特稠油油藏,经过二十多年的蒸汽吞吐,已进入开发后期,高周期吞吐后,受区域采出程度、汽窜、注采参数等影响,周期递减加大,生产效果变差,通过优化注汽注采参数分析,实施氮气辅助面积注汽、氮气辅助间歇点汽驱等措施,有效地改善了稠油热采吞吐后期开发效果。     

油田伴生气采输技术综述

伴生气作为一种混合气体产生于石油开采过程中,本文通过阐述我国油田伴生气利用现状,介绍油田伴生气采输技术,同时提出相应的政策建议,进一步完善油田伴生气采输技术。     

提高高压大功率泵站的系统效率

胜利油田河口采油厂现有高压大功率注水泵站6座,担负河口采油厂主要区块的集中注水任务。注水是油田生产的基础,高压大功率注水泵机组是油田注水最常用的设备,是保证注够水、注好水的关键设备,同时又是油田耗能大户。确保注水泵机组的安全高效运行、提高注水泵站的系统效率是油田生产和设备管理的首要目标,也是节能降耗的最大潜力所在。     

探讨青海地区油气田单井的经济效益的提高

油气田单井效益的高低直接影响到油气开采企业效益的好坏。近年来,青海油气田多井低产矛盾日益突出,稳产难度日益加大的等严峻考验,面对困难青海油田积极用科学的发展观为指导以以提高单井产量为中心,努力排解、解决提高油气田单井的经济效益所与遇到的任何问题。本文就青海地区油气田的特点及提高单井经济效益的方法进行报道。     

常压燃气加热炉在小型油气田企业中的应用

我国小型油田和部分油田的边远井区在正常生产原油的同时普遍伴有天然气产出,同时国家现在重点开发的煤层气、页岩气、致密砂岩气等非常规能源在勘探研发阶段,其产气量大多在几百方至几千方每天,达不到商品化的规模,除部分用于生产加热外,大多直接排空或点火炬后排空[1]。小型油气田野外职工数量均在几十人到几百人之间,其采暖、制生活用热水及炊事用气总量在几十方至几千方每天,完全能自给自足。本文主要从适用、经济、安全方面入手,阐述常压燃气加热炉在小型油气田企业野外生活基地中采暖和制生活用热水方面的应用。     

马北油田水平井采油工艺与开采现状认识

利用水平井技术开发油藏,是油田提高油气采收率的重要技术手段,特别是在低渗透油藏、裂缝性油藏、薄油层油藏、断块油藏、稠油油藏、气顶底水油藏以及砾岩油藏中,由于水平井有着钻达目的油层井段长,泄油面积大,流体流入井筒阻力小等特点,产油能力远高于直井、定向井,以及水平井较直井、定向井具有其采油指数高,生产压差低,无水采油期长,含水上升慢,受到广泛重视,并在各油田得到广泛应用。     

萨北油田北二东两三结合试验区高台子油层储层非均质性

本文在沉积微相基础上进一步对储层层内、层间、平面的非均质性及对开发的影响进行了研究。结果表明:大庆油田北二区东两三结合试验区高台子油层层内及层间属中等—弱非均质性,平面上储层非均质性较严重,属中等非均质性。通过对此类储集层非均质性系统研究,对于正确认识和评价油气藏,合理部署井网、划分开发层系、制定合理的三采调整方案,提高开发效益都有重要意义,同时也对相似情况储层非均质性的研究具有借鉴意义。     

水轮发电机推力油槽油位下降的原因分析与处理

2009年末,大唐碧口水力发电厂3号水轮发电机组在运行的一周内出现三次推力油槽油位下降的现象,给机组的正常运行构成了极大的威胁,同时也增加了大量的维护成本。经过对可能造成推力油槽油位下降多种原因进行分析论证,最终确认导致的推力油槽油位下降的原因为推力轴承油冷却器渗漏。在秋检时对3号机10台推力轴承油冷却器进行打压试验,发现4号油冷却器存在渗漏现象,将4号冷却器进行了整体更换后回装,机组运行至今再未发生推力油槽油位下降的现象。