坨四站原油处理的影响因素及对策研究

油田进入开发后期后,随着采出液综合含水率不断上升,液量也逐年增大,以及聚合物驱油、措施井作业等工艺的实施,给集输泵站的原油处理带来了很大的困难。文章对影响坨四联合站原油处理的因素进行了分析,并提出了改进措施。     

分采技术在双河油田聚驱开发中的应用

双河油田为近物源快速沉积的陆相碎屑油藏，储层非均质性严重，分层产状差异大，层间干扰严重，特别对聚合物驱开发，影响分层聚驱效果的发挥和波及体积的扩大。通过分采泵技术的应用，有效地解决了层间干扰问题，促进了多层同步见效，提高了阶段采收率，扩大了聚驱效果，为多层油藏聚合物驱开发和水驱油藏非主力层的挖潜提供指导。     

稠油聚驱驱油效率实验

目前世界上已发现的稠油、特稠油及沥青的可采储量超过了普通原油的可采储量,因此稠油的开发就变得尤为重要.本文利用三种渗透率为780×10-3μm2(气测)的人造岩心分别进行不同的聚合物驱替试验.实验表明,在聚合物分子量,浓度相同的情况下,PV数越大,聚驱提高采收率的幅度越大,并分析了采收率提高的原因,为下一步稠油聚驱提供方案指导.     

回压升高对抽油泵泵效的影响规律

随着油田开发中聚合物驱油、三元复合驱油等技术的采用和地面管线工艺流程的简化设计（环、树流程的采用）。采出井回油压力因原油粘度增加、管径变细等原因不断升高，很多采出井的平均回油压力由原来的o．3MPa左右升至了o．7Mpa-0．9MPa。在实际生产中我们发现回油压力对油井产液量造成了很大影响，回压升高后单井产液明显下降。而已往的泵效理论计算公式从来没有考虑回压这一因素。为了从理论上找出回压与泵效损失的计算关系，我们通过分析泵效损失的各个方面，得出了回压升高与泵效损失的理论计算关系。     

新型管材在孤岛油田的应用

在油田油气集输过程中,由于污水矿化度高、采出液含砂高等状况,全属管道腐蚀严重,针对这种状况,孤岛采油厂较大规模推广应用了一批非金属材料,从根本上解决了油井出砂及含油污水因素对集输管道等产生的磨损腐蚀问题,提高了地面投资效益。本文分析了钢管腐蚀的原因,介绍了4种非金属材料的特性和技术参数以及在胜利油田孤岛采油厂的推广应用情况。     

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。     

含聚污水供蒸汽锅炉回用技术现场试验

今年来,随萨北油田聚驱开采规模逐年扩大,油田含聚污水回用已势在必行,尤其在萨北油田进行北部过渡带蒸汽驱试验采用清水注采,浪费了大量清水资源,增加生产成本。目前在萨北油田北六联污水处理站安装了小型实验设备,对含聚污水处理进行了试验,初步确定了设备处理含聚合物采出水对注汽锅炉的适应性,并研究处理后水质是否达到注汽锅炉使用要求。     

多层系原油合采集输及配套工艺技术

油田在进行多层系合采时,因为注水、集输系统非常容易结垢,水质配伍性存在很大的差异,产出液的组成比较复杂,因此很容易产生地面系统加热炉、泵、管线堵塞,生产系统承受高压力,集输系统运行受阻的问题。通过分析不同层位采出水的离子组成,可以发现地层水中含有两种或两种以上的不相容离子进行混合,就很容易产生沉淀的液体,这样就会造成管线结垢。为了避免不相容地层水进行混合,对不同层位油品的配伍性进行了确定。配伍性不好,容易结垢的层系要选择分层集输系统,输送按照双流程顺序,回注系统及污水处理选择分层处理、分层注水、污清水分段的流程。配伍性好的层系,要选择合层集输的技术系统。     

多层系原油合采集输及配套工艺技术

油田在进行多层系合采时,因为注水、集输系统非常容易结垢,水质配伍性存在很大的差异,产出液的组成比较复杂,因此很容易产生地面系统加热炉、泵、管线堵塞,生产系统承受高压力,集输系统运行受阻的问题。通过分析不同层位采出水的离子组成,可以发现地层水中含有两种或两种以上的不相容离子进行混合,就很容易产生沉淀的液体,这样就会造成管线结垢。为了避免不相容地层水进行混合,对不同层位油品的配伍性进行了确定。配伍性不好,容易结垢的层系要选择分层集输系统,输送按照双流程顺序,回注系统及污水处理选择分层处理、分层注水、污清水分段的流程。配伍性好的层系,要选择合层集输的技术系统。     

高回压井冲洗方法的现场试验效果分析

由于某区水、聚两驱并存,实际生产中聚驱油井采出液成分复杂,管线内易结垢,使管线流通空间减少,导致回压升高;水驱环井受井数、管线长度、材质等因素影响,随着温度的变化,蜡质析出逐渐在管壁凝结,流动通道变小,使回压升高,影响油井的正常生产。针对部分油井高回压的情况,技术人员对引起回压升高的原因进行分析,制定了干线冲洗的方案,根据不同的情况制定相应的方案,寻求延长干线冲洗周期的有效方法,以油井回压的高低作为干线冲洗的鉴定标准,在不同的油井上进行试验,录取试验前后的数据,使干线冲洗周期延长,为该区高回压井干线冲洗提供理论依据。     

北三东西块聚驱见效特征分析及治理对策研究

本文通过对北三东西块注聚合物开发过程进行分析,总结出了该区块聚驱见效特征:见效时间早,最低点时,含水下降幅度小;产液能力低,下降幅度大;注入压力高、注入速度低;受平面及层间矛盾影响,区块见效不均衡。分析其原因主要由于储层发育较差、注采井连通差,局部聚驱控制程度低;初期注抗盐和高分子聚合物,油层适应性差;地层压力高,地层能量得不到释放等几方面。通过对其原因的分析,采取了一系列针对性综合治理措施。     

天然气疏水阀排液效果探讨

长庆油田在天然气的开采及集输过程中,在集气站内将天然气进行三级分离,从而减轻天然气集输管线的负荷、降低井底采出液对管线的腐蚀。目前在站内采用在分离器和闪蒸分液罐排污出口处安装电动球阀和疏水阀来实现自动排液。但是电动球阀故障率高、维修复杂,一旦出现问题站上操作人员几乎不能独自解决,给生产带来诸多不便。而疏水阀在不依靠其它外界动力的情况下实现分离器自动排液,且在排液过程中满足天然气零泄漏。本文就天然气疏水阀在长庆油田第二采气厂作业二区应用情况进行了探讨,并对目前疏水阀存在的问题提出了改进的建议。     

原油低温脱水过程控制体系的构建与实践

在油田开发的中后期,各油藏普遍进入高含水、高采出程度、高采油速度的"三高"阶段,采出的原油含水量剧增。为了稳定原油生产、提高最终采收率,相继应用各种采油工艺和增产措施,如表面活性剂驱、聚合物驱、三元复合驱等,导致采出液乳化严重、油水分离困难,加热输送和原油处理能耗急     

如何做好稠油热采注汽管线施工质量检查与验收

稠油热采注汽管线作为稠油生产的重要管线之一，对于其施工质量的检查验收目前尚无专门的质量检查验收标准，为此根据工程实践经验，笔者在借鉴相关质量标准、验收规范的基础上对如何进行注汽管线的质量检查与验收工作进行了论述。     

浅谈对三元复合驱开发初期区块内水驱井封堵的分析与认识

本文通过对南六区东部三元复合驱内水驱采出井含聚浓度较高现状的阐述,结合对水驱井实施封堵后的效果分析,针对三元复合驱采出井的特点,证明了封堵工作对于三元复合驱开采的重要性。随着南六区东部三元复合驱的不断开采,三元液对水驱油层的渗透污染日益严重,迫切地需要我们总结经验、及时跟踪、并且适时采取治理措施,确保三元驱开采的顺利进行。     

双河Ⅲ油组聚驱后期改善开发效果实践及认识

双河油田Ⅲ油组是双河Ⅱ类储量聚驱单元,注聚后期单元面临着产液能力降低、分层动用不均衡、平面聚合物窜流等问题,制约聚驱后期聚驱效果的进一步扩大。文章结合双河油田油藏地质特征及开发现状,提出聚合物驱后期改善开发效果的主要技术对策,通过实施,使产量在高峰期保持稳定,进一步扩大聚驱效果,为其他聚驱单元的开发提供经验借鉴。     

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区块设计总井数16口,其中热采井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。     

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.     

出砂强敏感稠油油藏低效水驱转热采政策界限研究——以林东馆三段稠油油藏为例

林樊家油田林东馆三段地质条件复杂,地层敏感性强,供液差,产能低,油稠,出砂严重,多年来采用了各种工艺措施,均未取得好的水驱开采效果。文章运用数值模拟手段,分析了低水驱的主要原因和论证了低效水驱转蒸汽热采可行性。在此基础上,研究了该块低效水驱转蒸汽热采的开发经济技术政策界限。开发实践表明,低效水驱稠油油藏通过转热采可大幅提高采收率,同时研究成果对同类油藏的开发具有重要指导意义。     

海拉尔油田空气驱试验安全风险控制技术

2009年,海拉尔油田贝中注空气试验项目启动(规模为4注16采)。通过三年多的试验摸索,建成了注空气试验站、压缩机组、单井罐等配套地面设施,形成了较为成熟的空气驱注入、采出工艺技术及安全风险控制技术。本文对空气试验中存在的爆炸、冻堵等风险进行分析,对已采取的安全风险控制技术进行评价总结。