油田热采地面工艺技术在吉林油田的应用

为了实现优化、简化、节能、降耗的目标,对热采开发地面工程技术进行研究和技术攻关,使地面工程注汽、集输、脱水及污水处理系统满足热采开发工程需要。将该技术应用到吉林油田生产中,降低了运行成本,为今后的热采开发提供了参考。     

国内海上注水开发油田注采系统调整潜力

海上部分注水开发油田的吸水指数随着含水率的增加呈递减趋势,注入能力的下降、注水井点及注水量的不足将直接影响油田未来的产液量。通过注采系统调整,优化油水井数比可以有效改善水驱效果。在考虑生产压差、安全注水压差及压力保持水平基础上建立了注采系统调整评价方法,定量评价了海上三大类注水开发油田未来注采系统调整潜力。结果表明,注采系统调整的重点在陆相稠油及陆相整装中低黏油田,年增油量可达到(50~260)×10~4m~3。     

海上多元热流体吞吐合理注采参数优化研究

多元热流体吞吐技术在渤海油田开展稠油热采先导试验以来取得了较好的开发效果,但开发过程中出现的气窜问题较为严重影响了油田的生产。为了降低气窜的影响,本文从注采参数优化角度出发,通过建立海上典型井组模型,应用数值模拟对注入方式、气水比、注汽强度等关键注采参数进行优化,得到了最优结果。对比目前设计方案,同时结合现有多元热流体装置参数性能,得到了较优的注采参数推荐值,为后续多元热流体吞吐方案设计提供一定的指导和借鉴。     

海上油田规模化多元热流体吞吐关键装备与技术

随着海上南堡35-2油田B平台稠油热采规模化开发,单井注热作业与生产平台的增产增注措施以及常规修井作业交叉,同时受平台甲板面积、外输能力以及生活支持等因素制约,使得目前作业模式难以满足海上稠油热采开发需求,迫切需要一种新的热采开发模式。通过利用生产平台现有的热采资源,同时对LIFTBOAT进行适应性改造,优化注热设备内部结构,合理布局设备摆放格局,改进注热管线连接方式,对多元热流体注热装备所需的场地、水、电、油等进行了合理的配置和优化,基于LIFTBOAT为作业主体设计了一套较为完善的工艺流程,解决了导致南堡35-2油田南区热采作业时效降低问题及多项作业的生活支持问题,满足了海上热采作业的生产和安全需求,为该油田南区高效、经济开采开辟了一个新的开发模式,同时也为渤海湾的中小平台稠油油田开发提供了宝贵经验。     

油田注水开发系统能耗整体优化方法

为了解决注水开发系统能耗整体优化的问题,应用能量守恒定律及流体能量表征方法,建立了油藏系统能耗表征方法,阐述了表征方法分项物理意义。在此基础上,以阶段时间内吨油能耗最低为目标函数,以注水、油藏和举升3个系统能耗表征方法及油藏开发方案为约束条件,以注水系统单井采油量和注水量为决策变量,建立油田注水开发系统能耗整体优化模型。应用整体优化方法,借助数值模拟手段获取油藏相关参数,对某一注一采实际井组方案进行优化,得到最佳注采方案以及地层压力保持水平,验证了该方法的合理性。     

唤醒海上稠油

正我国海上首座规模化稠油热采平台正式进入热采生产近日,从中国海油渤海油田传来令人振奋的消息:随着旅大21-2油田WHPB平台开始注热,我国海上首座规模化稠油热采平台正式进入热采生产状态。WHPB平台肩负着单项热采技术优化、系统热采技术集成创新应用、热采新技术试验等示范性任务。此举翻开了我国海上稠油开发的新篇章,标志着我国海上稠油开发由先导试验向规模化经济有效开发迈出了关键一步。     

数据驱动的复杂油藏注采生产优化技术研究进展

水驱开发老油田由于注采关系复杂、驱替场动态变化频繁,地下油水分布的格局发生了显著的变化,已进入到深度精细开发的新阶段。为促进石油工业智能化升级,综述了数据驱动的复杂油藏注采生产优化技术研究与应用,重点讨论了油藏注采连通性分析及生产优化的大数据驱动模型和智能算法研究进展。研究表明,复杂油藏精准构建和快速优化求解是油田生产开发智能化的关键,数据、机理与智能算法的交叉融合是未来智能油田开发研究的发展趋势。     

海上油田地面配套注蒸汽系统设计优化

稠油注蒸汽吞吐开采工艺应用于海上油田的开发在国内属首次,目前尚无海上油田稠油注汽系统相关的设计规范、标准可依.文章结合项目实际情况,从工程设计角度阐述了月东海上油田高压蒸汽系统设计过程中遇到的问题及解决措施,包括对系统整体布局、水处理流程、蒸汽排放回收系统的优化等,为今后类似工程的设计提供借鉴.     

海上稠油多元热流体注采一体化关键技术研究

受关键技术耐高温高压限制,海上稠油热采一直采用注采两趟管柱作业模式来进行注热和生产,既长期占用平台场地资源,又增加热采作业投资,且频繁洗压井影响热能利用率。为降低热采作业成本,提高热采整体经济效益,对海上多元热流体注采一体化关键技术的高温过电缆封隔器、井下安全阀、电缆穿越器等进行了技术攻关。该技术具有结构原理简单、技术性能突出及耐高温高压的特点,一体化注采管柱整体耐温为250℃,耐压为21.0 MPa,实现了注热、放喷、生产一体化作业要求,是一种低成本的热采工艺技术。该工艺为海上油田多元热流体注采一体化技术奠定了技术基础。     

海上热采井耐高温井下安全控制技术研究

受关键工具耐高温、高压性能的限制,渤海油田海上稠油热采先导试验一直采用注采两趟管柱来进行注热和生产,且注热管柱未下入井下安全阀和封隔器等安全控制工具。为进一步降低安全风险,对海上油田热采井耐高温井下安全控制工艺技术进行了技术攻关。通过耐高温材质优选、结构改进及高温实验评价等多种研究手段,研制了井下安全阀、耐高温封隔器、耐高温排气阀等关键工具,耐高温井下安全控制系统整体耐温为350℃,耐压为21MPa。该技术为海上稠油规模化开发提供了技术支撑和安全保障。     

一种合理注采压力系统关系图版的建立——以A油田为例

在油田开发过程中,注采压力系统优化研究是水驱开发油藏研究工作的关键环节之一,合理与否直接影响油田开发效果。利用油藏工程计算方法,创建一种判别注采压力系统合理性的关系图版,即在充分发挥油井产能的基础上,考虑注采平衡关系,以破裂压力与注水设备许用压力为限定条件,计算不同含水阶段的注水井井口与井底压力;同时,构建不同地层压力水平、不同开发阶段、不同注采比条件下,注水压力与油井产量的对应关系曲线图版,直观判定注采压力系统的合理性。应用结果表明,该方法能够准确判别油田注采压力系统的合理性及安全性,符合油田实际生产需求,对不同类型水驱油藏压力系统的研究均有借鉴意义。     

低渗透油层有效动用的注采井距计算方法

低渗透油田由于存在启动压力梯度, 开采难度很大, 确定合理注采井距对油田的经济、有效开发具有重要意义。利用渗流力学理论, 推导了不等产量下注采井之间的压力梯度分布公式, 可以确定在一定的注采条件下, 驱动压力梯度随井距的变化关系。渗流规律研究表明, 只有当驱动压力梯度完全克服油层启动压力梯度后注采关系才能建立, 因此, 克服最大启动压力梯度的最小驱动压力梯度所对应的注采井距即是油层能够动用的最大注采井距。通过以榆树林油田树322 区块为例, 结合启动压力梯度与渗透率的关系, 建立了最大注采井距与油层渗透率的关系。研究结果表明, 该油层能够有效动用的最大井距为242 m, 在目前300 m 井距下无法建立合理的注采关系, 这为油田下一步开发调整提供了科学的决策依据。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

海上低渗油气田开发中的集成和集约技术方案

为突破海上低渗油气田经济开发的成本瓶颈,从井筒设计、油藏井网、增大泄流面积提高单井产量、完善注采系统、补充地层能量等方面,研究了成熟技术集成和措施集约的技术方案。探讨了使用小井眼、单通道井和一井多用技术优化组合,低成本加密井网;使用自流注水、增压注水、注气技术,实现超前注水,补充地层能量;利用集约化管理措施进一步综合成本等做法。介绍了在渤海湾油田的实际应用效果,目前海上压裂作业单井成本已从几年前的2500万元降至400～600万元,降低了油田开发成本,推动了海上低渗油气田的经济开发。     

海上疏松砂岩油田注水压力优化方法研究

海上疏松砂岩油田设计阶段确定的注水压力不能完全满足油田开发过程中配注量的需求,严重影响了油田正常高效生产.结合海上梯级压力测试数据,认为造成注水压力不满足需求的主要原因是近井筒地带存在附加阻力.在此基础上,建立了一种近井筒地带附加阻力的计算方法,并结合井筒摩阻和液柱压力等形成了注水压力优化方法.渤海油田现场试验结果表明...     

油田开发规划科学预测的理论和实践

突出以经济效益为中心,以效益产量为目标的原则,系统、全面的分析石油生产的全过程以及所涉及的各个因素,提出了一套与国际接轨、方法有所创新、适合中国石油天然气股份公司宏观决策需要的集数据管理、预测、优化、评价、实施检查和调节于一体的理论和方法,并研制了相应的软件系统.可实现中国石油天然气股份公司产量结构优化配置、各油气区优化配产和工作量优化安排以及开发等项目的优选排队和投资方向优化,必将极大地提高规划工作者的工作效率,使宏观决策更为科学、规范,最终目的是使效益最大化.     

稠油油藏蒸汽吞吐井注采参数系统优化

蒸汽吞吐热力采油的效果取决于由注采参数决定的注入蒸汽的热能利用程度。将蒸汽在地面管线、井筒及地层中的流动作为一个整体系统，在地面、井筒管流及油藏数值模拟研究的基础上，基于节点分析技术，建立蒸汽吞吐注入系统组合模型，提出蒸汽吞吐井注采参数整体系统优化的设计方法。考虑蒸汽吞吐井的注入、采出费用建立经济评价模型，用模拟退火算法优化注采参数。应用结果表明，采用此方法优选出的参数进行生产，可提高蒸汽吞吐井的热能利用率和开采效果。图2表2参8     

S油田首次调整油层打开程度优化研究与实践

S油田是渤海油田中典型的海上大型整装稠油油田,目前已进入开发中后期,逐步暴露出注采矛盾突出、层间和平面上动用差异大、单井控制储量过高、采油速度和采收率较低等问题,针对海上稠油开发面临的挑战,首次提出海上油田大规模综合调整研究,重点开展调整井的打开程度研究。从试验射开水淹层,到层间层内适当避射,并且对潜在水淹层进行严格避射,最终制定了中高含水期海上整装油田调整井的合理打开程度原则。根据合理打开程度原则指导后续调整井的实施,调整井控水增油效果显著。     

海上稠油油田高含水期开发模式研究

海上稠油油田进入高含水开发期后,面临采油速度低、水窜快、产量递减快及采收率低等问题,且缺乏分层系开发调整经验,制约了油田的稳产和高效开发。以秦皇岛32-6油田为例,利用室内物理实验、油藏数值模拟等方法,开展了高含水期开发模式研究,明确了海上非均质稠油油藏分层系开发技术界限、注采井间加密模式和底水油藏水平井布井下限。结果表明：当储层原油黏度级差大于3或渗透率级差大于3时,层间干扰系数增大,实施分层系开采,且各开发层系油层厚度为4～8 m;对于强非均质性储层,不同井型、井网加密模式下体积波及系数差别较大,采用反九点转五点水平井+定向井联合井网加密模式,并将井距调整为220 m,体积波及系数显著提高;储层内部隔夹层渗透率、分布面积和分布位置均对水平井产能具有较大影响,基于隔夹层优化布井后,原油黏度为260 mPa·s的底水稠油油藏水平井累计产油量达到5万m³,油柱高度可由12 m下推至7 m。基于上述研究成果形成了“纵向分层系、平面变井网、水平井挖潜”的海上河流相稠油油田高效开发新模式,应用于秦皇岛32-6油田获得了良好的开发效果,可为类似油田的开发提供借鉴。     

如何降低油田生产中的材料费用

降低生产成本对提高油田开发生产获利水平起着至关重要的作用,而材料及备件的费用占油田开发生产总成本的比例越来越高,所以降低材料及备件的费用具有重要意义。根据近几年来的管理实践,本文对目前渤海采油公司在实际油田开发生产中材料费用管理控制的现状进行了客观分析,找出了影响材料成本的相关因素,针对如何降低油田生产的材料费用,从管理体制到具体的管理措施都提出了建议。