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《化工管理》2019,(8)
热洗是机采井结蜡时恢复井下抽油泵工作状况的有效手段。其中中转站热洗是机采井热洗的主要方式之一,其热洗主要参数有温度、排量和时间。对于井下没有下入任何热洗工具的机采井,以往采用的是按照产液量分级和沉没度分级,热洗泵定排量下,确定热洗时间的方法,该方法存在热洗参数制订粗放,热洗时间普遍偏长的问题,造成了热能和举升能耗的浪费。为此开展了以不同中转站至计量间距离、采油井到计量间距离下的中转站热洗出口温度确定,热洗泵定排量下不同产液量和沉没度下的热洗时间确定的个性化设计探索,并在实践中加以应用,见到了平均单井减少热洗时间0.30h,减少热洗用量4.5m3,减少天然气消耗标准体积115m3,节省举升和集输耗电115kWh的效果。 相似文献
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吴仓堡区长611、长612油层组在区域内连片分布,储层有效厚度大,含油性好,试采试油效果好。长611油层组厚度8~14m,渗透率0.89mD,长612油层组厚度14~20m,渗透率0.88mD,属于特低渗储层。从2006年10月2日第一口水平井吴平6完钻以来,目前我们新寨作业区已有16口水平井投产,平均水平段长380m,钻遇油层为333.7m,油层钻遇率达到86.9%。水平井平均单井日产油3.98t,综合含水28.3%,相对初期水平产能总体仍然偏低。2012年通过开展水平井专项治理:实施水平井压裂、找水、酸化、刮削、加深、注水井深部调剖、注采调整等综合性措施,提高水平井单井产能,本文主要是对以上措施效果进行评价,并制定相应的治理对策。 相似文献
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本文对萨北油田北部过渡带第四油矿抽油机井泵挂深度现状调查分析,初步形成抽油机井泵挂深度调整原则,运用沉没率与含水分级图,确定泵挂深度需要调整井的范围;结合目前开发形势,确定泵挂深度的调整范围,对高含水开发后期抽油机井泵挂调整提供可借鉴性依据。 相似文献
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压裂工艺方案优化研究 总被引:1,自引:1,他引:0
大庆外围油田葡萄花油层属中孔低渗储层,而且层薄,小层数多,压裂的难度大且难以取得好的压裂效果,必须进行系统压裂优化设计。在系统分析储层特性的基础上,一套适合葡萄花油层的压裂优化技术应势而出。[编者按] 相似文献
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文南油田因高温、高压、低渗等储层物性特点,注水井注水越来越困难,注水压力在35MPa以上的井占20%,欠注的井越来越多,而降压增注工艺是降低注水压力提高注水量的重要手段,通过控制降压增注所用材料质量,使改造后有效率提高了90.9%;累计增水量104 810m3,平均单井增水量4 764m3,平均单井压降6.0MPa;对应油井31口,见效5口,累计增油1 105t。 相似文献
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特低渗透油藏属于基质渗透率较低的油藏,也可称之为低渗透的砂岩油藏。按照具体的生产特征及油层平均渗透率的大小,低渗透储层具有以下几种:一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。本文以胜利油田作为研究对象,对胜利油田特低渗透油藏开发技术思路进行分析,旨在为油田低渗透油藏提供一定的技术支持与参考。 相似文献
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本文针对贝28作业区抽油机井举升系统存在问题,对影响举升系统问题的因素进行了分析,提出了具体技术对策,通过现场实践应用,取得了较好效果,一方面提高了低渗透油田抽油机系统效率,另一方面降低了油田能耗水平及偏磨检泵作业机率,节约了油田生产成本。 相似文献
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对于低渗透油藏储层物性差,只有通过压裂等工艺措施,才能获得较好的工业油流。从冷家堡油田冷46块油藏特征出发,分析了冷46块储层测井评价难点,运用综合地质分析,测井评价等方法,建立了一套冷46块岩性识别、储层分类系统评价标准。通过优选1、2类储层,为主力产层开发提供依据,提高单井产能。同时,对于其他低孔、低渗砂岩油田开发具有指导意义。 相似文献
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针对地层能量补充较弱的油井,油田多采用人工举升,某海上石油生产平台N1H井位于该圈闭底部,油层距离气层较远,且边底水不活跃,考虑油气藏的特性,投产初期即采用电潜泵采油。近年来该井产量迅速降低,井底流压下降明显,如何稳定产量成为亟待解决的问题。N1H井所在储层能量不断降低,需制定合理生产方式以适应油藏变化,提高地层补液能力或降低采液速度可稳定N1H井产量。研究发现,当N1H井电潜泵频率调整至48 Hz时,达到稳产要求下最大产量,N1H井可达到稳产下最大产液量30 m3。 相似文献
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生产过程中,沥青质沉积对储层孔喉的堵塞和沥青质吸附引起的油藏岩石润湿性改变是造成储层伤害、导致油井产能下降的主要机理。两伊边界新投产的轻质油油田Y油田主力产层为中低孔低渗的碳酸盐岩储层,本文基于Y油田的油藏地质和油藏流体数据,采用粘度法测定了沥青质絮凝初始点,利用热力学模型和SAR A预测,对自喷井生产过程中沥青质沉积进行了模拟分析,得出了主力油层S层和F层生产过程中沥青质沉淀的条件。为Y油田的开发生产提供理论研究基础。 相似文献
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以汪家屯气田扶杨油层气藏为例,汪家屯气田在开发过程中反映出储量动用程度低、气井稳产期短、产量递减快、开发动态与地质认识不符等问题,为了增加储量动用程度,提高采收率,开展了气藏地质再认识,包括重新进行地层对比、三维地震构造解释、储层预测研究。进行气井动态特征研究,对气井进行产能评价,计算单井井控动态储量,分析井间连通关系,从而评价气藏井网适应性,明确气藏剩余潜力分布及大小,在此基础上编制了气藏开发调整方案,通过部署加密井、老井压裂改造、补孔、堵水、增压开采等措施,明显改善了气藏开发效果,探索出复杂断块气藏持续高速开发的新途径。 相似文献
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无 《石油工业技术监督》2014,30(11):11-20
<正>随着胜利油田开发的不断深入,以滨南、盐家、富台、大王北等近20个油气区块为代表的古潜山、砂砾岩类型的深层低渗油藏(累计上报探明储量近3亿t,占总动用储量的17.3%),成为采油厂上产的主力阵地。该类油藏具有储层埋藏深(3 500m以上)、动液面低(2 000m以上)、产液量高(20m3/d)等特点。针对此类油藏采用有杆泵助力深抽技术,可在不增加抽油机悬点载荷条件下,进一步加深泵挂,放大生产压差,提高油井产量,从而达到降本增效的目的。该技术主要由助力深抽装置、脱接器及 相似文献
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通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜、黏土矿物X衍射及物性分析等多种分析测试手段,对定边油田长2特低渗砂岩储层成岩作用及物性演化历史进行了研究。结果表明:长2砂岩储层经历了机械压实、胶结和溶蚀等多种成岩作用,其中压实作用是减少储层孔隙的主要因素,胶结作用进一步强化了储层孔隙损失率,而溶蚀作用在一定程度上改善了储层物性。长2砂岩储层主要处于中成岩阶段A期,储层孔隙演化与成岩作用过程和历史密切相关,经计算压实损失的孔隙度为22.18%,胶结损失孔隙度为5.26%,溶蚀增加孔隙度为3.18%,最终计算长2砂岩储层孔隙度定格为16.14%,与实测平均孔隙度值16.04%较一致,成岩作用的剖析与孔隙定量演化为评价和筛选有利储层提供了地质依据和技术支持。 相似文献
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抽油机井运转过程中,受泵径、冲程、冲次、扭矩、沉没度、载荷等参数综合因素,严重影响着抽油机井的检泵率.如何降“两率”?怎样将其控制在合理范围内?我们针对影响油井作业检泵率、返工率的主要因素进行深入分析,系统探究,总结和摸索出一套以增油创效为目标的降低抽油机井“两率”的治理模式,使抽油机井“两率”得到有效控制,取得了显著的经济效益和社会效益. 相似文献