微生物清蜡降黏的边零区块油井节能开采

为解决边零区块在开发后期需要在井口安装电加热器降低井口回压的问题,从X边零区块的油井采出液中筛选、分离、培养与扩培出清蜡降黏的混合菌群,生长温度为30～100℃,能在矿化度为200000～350000 mg/L下生长繁殖,菌剂中石油烃降解菌的浓度为1.0×108 L-1。微生物菌种作用于含蜡原油后,原油的凝固点、黏度和含蜡量均有所降低。在30余口油井中应用后结果表明,抽油机负荷平均下降23.1%,井口回压控制在0.7～1.2 MPa之内,井口电加热器停用,日节电近9000 kWh,为同类油藏提供了技术借鉴。     

延长油田双河东区井口加药现场试验

为了解决双河东区部分单井集油管道冬季频繁出现的井口回压高、凝管堵塞等问题,进行原油基本物性测试以及清蜡剂筛选评价,并开展降凝剂筛选和加剂效果评价室内试验,给出了最优加药量和热处理温度等参数。同时,针对双河东区油井特点,设计了井口自动点滴加药装置,并选择某油井进行现场试验,采用从套管口连续点滴加药方式添加清蜡剂,7 d后,井口回压从1.6 MPa下降至1.2 MPa,过了4 d给油井投加降凝剂,7 d后井口回压从1.2 MPa下降至0.9 MPa。经现场试验验证,井口轮换添加清蜡剂和降凝剂的方式可有效解决集油管道冬季冻堵问题。     

井口回压对油井产量及抽油机耗电量的影响

分析了油井回压对油井产量、抽油机耗电量的影响。在新肇油田选取了10口油井,将井口回压从初始的0.4MPa调到1.4MPa,同时观察井口的产液量和耗电量的变化情况。综合起来看,抽油机井的产液量随井口回压升高而降低;抽油机井耗电量随井口回压升高而上升。根据试验得出了油井的产液量随着井口回压变化的理论计算公式及油井的耗电量随井口回压变化的理论计算公式。     

水平油田油井回压高原因分析及整改措施

针对水平油田油井回压高现象全面系统地加以分析,指出该油田原油温度低、油稠结蜡、伴生气少、外输干线长是影响油井正常生产的主要原因.通过外输泵排液、升温加药降粘等整改措施,油井回压由原来1.35MPa下降到目前的0,35MPa.实施效果表明,降低回压对保证水平油田采油系统平稳运行非常有效.     

冷输油井防蜡技术研究

大庆油田所产石油大部分为石蜡基原油,具有"高含蜡、高凝点、高黏度"的特点,一般含蜡量15%~30%.在原油开采和输送过程中,管道结蜡是普遍存在的现象.目前葡北地区有290口油井采用不掺水单管冷输集油流程,取得了良好的节能效果,但需定期采取高温化清的方式清除管内壁的蜡结晶.针对这种情况,现场试验了低温旋流防蜡装置、金属防蜡器两种防蜡技术,在不需要利用外界动力的情况下就可降低油田井口回压,这不仅简化了原油集输工艺,而且达到了节能降耗的目的.     

三管伴热流程停热伴水的不加热输送试验

任丘岔河集油田原采用三管伴热流程。1985年开始进行了停热伴水不加热输送现场试验,其主要内容为:投球与不投球试验;停输、再启动试验;井口回压增大后对抽油机负荷的影响试验;输油温度与油管线的结蜡强度试验;抽油机井口回压变化对油井产量的影响试验;自喷井井口回压变化对产量的影响试验;三管伴热热损耗试验;加药降粘试验;长时间不投球试验。试验结果表明:采用不加热输送的油井,每年至少有7个月可不加热输油,每口油井每年可节约天然气1176m~3(或原油11.76t),合人民币1176元。井口回压一般上升0.049～0.294MPa,不影响油井产量;输油温度低于24℃,管线结蜡不多,可以不投球;含水高于30%的油井,加 AE8031破乳剂、浓度1/万,降粘效果显著。     

稠油区块计量站的设计

古城油田BQ33稠油开发区块拟建计量站5座。由于该油区原油相对密度、黏度、沥青胶质含量高,含腊量、凝固点低,原油对温度反应敏感,因此集输系统和计量站的工艺流程的设计、计量站的合理布局是该方案设计的要点与难点。考虑该油区原油物性差,为降低井口回压,在5#计量站增加降压泵;油井采用计量站集中配电方式。     

红柳泉油田采油井合理清蜡方式问题探讨

原油在开采过程中虽有不少防蜡方法,但油井结蜡仍不可避免,油井结蜡已成为影响油田正常生产的常规问题。结蜡常造成油井油流通道减小,油井负荷增大,井口回压升高,严重时甚至会造成蜡卡、抽油杆断脱等,增加维护性作业井次。防蜡和清蜡措施一直是油田进行油井维护管理工作的重要手段之一。本文针对目前红柳泉油田清防蜡方法,简要阐述了油井合理清防蜡方法,对现场如何采取防蜡清蜡措施具有一定的指导意义。     

射流掺水泵的工作原理及现场应用

大部分稠油井和高含蜡井都存在原油粘度大、对温度敏感、含水低、产量低、距离计量间远等问题，造成生产井口回压大，严重影响油井生产。因此，对于这些稠油井以及高含蜡井只有掺热水降粘才能维持生产，但对于普通的三通式掺水方法不但不能很好地实现掺水降粘，而且还造成井口回压的增大。研究表明，利用Venti原理设计的射流掺水泵可以很好地解决这个矛盾，该泵能大大降低油井井口回压、节约能源、实现稠油的加热与乳化双重降粘作用，而且工艺流程简单、设备维护方便、成本低。现场试验还表明，安装射流掺水泵后，油井悬点载荷降低，油井产量增加。该设备还可应用于排污、排酸、解堵等。     

论“三高”原油不加热集油的影响因素

以大庆萨南油田室内和现场试验研究结果及矿场生产实际为论据，对油井出油温度，油井生产状况，原油流变特性，原油含水率四个影响“三高”（高含蜡，高凝点，高粘度）原油不加热集油的主要因素及其相关问题进行了论述。给出了油井实施不加热集油的可行性及其工艺方法；提出了在低温不加热集同条件下，“三高”原油生产井出油管道结蜡轻微或基本不结蜡，井口回压高的主要原因是“三高”原油的低温高粘特性所致，低温集油基本不影响油