辽河油田火驱技术发展历程与应用前景

本文论述了国内最大的稠油开采油田——辽河油田对于火驱开发的需求分析、现场试验以及工业化推广的历程，阐明了火驱技术相对于其他开发方式的优势何在，指出了火驱开发对于辽河油田以及类似稠油老区上产、稳产的应用前景和重要意义。     

辽河稠油乳化降黏剂的室内研究及现场应用

为解决辽河油田掺稀降黏费用高的问题,研制LY-5型稠油降黏剂,对该降黏剂进行大量评价实验,优选出最佳加剂量1 000 mg/L,加剂后原油在50℃下黏度为87.2 m Pa·s(原始黏度4 919 m Pa·s),降黏剂对管线及井筒无腐蚀,对联合站脱水无影响。对曙采五区16口井运用连续点滴加入降黏剂方式进行施工,加入降黏剂后原油黏度降至100 m Pa·s以下,电流、载荷等参数下降,单井年增效为58万元,投入产出比为7.8,达到降成本代替掺稀降黏的目的。为辽河油田千万吨稳产提供有力技术支持,对稠油低成本开发有重要意义。     

水平井化学堵水技术应用情况及效果分析

水平井采油具有延缓底水锥进、增加泄油面积、提高油气井产量和采收率、增加可采储量等优势,可以实现油田高效开发。但随着水平井生产年限的增加,油井含水逐年升高,严重制约了油井产能,因此水平井堵水工艺的应用迫在眉睫。HX油田通过针对含水率升高水平井实施水平井化学堵水技术,有效降低了油井含水。提高了油井产能,对于国内其他油田同类问题具有较强的借鉴及指导意义。     

改善稠油低效吞吐井技术分析与现场应用

结合目前稠油开采技术的现状,分析了影响稠油蒸汽吞吐高轮递减的主要因素。针对热采稠油蒸汽吞吐开发井距小,汽窜严重,油层平面和纵向动用不均衡,储量动用差等诸多问题,研究分析了多井整体吞吐技术、间歇吞吐技术、蒸汽+N2吞吐技术、技术、三元复合吞吐技术等机理及现场试验。多井整体蒸汽吞吐适合处于蒸汽吞吐中后期、油藏压力较低、相邻井汽窜较严重的油藏;间歇蒸汽吞吐是改善超稠油高轮吞吐效果,降低操作成本行之有效的开采方式;随着氮气成本的降低,蒸汽+N2吞吐将成为蒸汽吞吐开采后期的重要调整措施之一;蒸汽+ CO2吞吐技术适合于外围、边远复杂区块探井试油及储量评价,或者作为不具备井网控制储量动用条件时的增产手段。     

水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施联作工艺技术研究

辽河油田蒸汽吞吐措施工艺是稠油生产中重要开采方式之一。利用水力喷射钻孔技术改善稠油蒸汽吞吐井产层的受热效果,提高蒸汽吞吐死油区的动用程度,实现增油。本文介绍了水力喷射钻孔技术的工艺原理,针对高3624区块的储层特性进行了钻孔参数设计,同时分析了以水力喷射钻孔技术为基础在稠油井实施蒸汽吞吐联作的技术可行性,最终完成了国内首次砂砾岩油藏实施水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施工艺联作的现场试验,并获得成功,增产幅度高达200%,具有良好前景。     

兴古潜山油藏高温阻垢剂研制

辽河油田兴古潜山油藏生产井结垢现象日益严重,其中电潜泵井结垢率为100%,抽油机井结垢率达60%,降低了油井产量,造成生产管线或设备堵塞。统计发现,井筒中结垢主要发生在射孔井段以上、动液面以下(温度45℃以上)的套管、尾管、油管、抽油泵、抽油杆上,具体表现为筛管、尾管堵塞,垢卡抽油泵,双凡尔漏失,抽油杆断脱,油管磨穿等现象,现有的防垢剂在潜山160℃的油层条件下无法满足生产需要。为此,开展了兴古潜山油藏高温防垢技术研究。通过潜山地层水质分析,总结了该块结垢原因及规律,研制出高分子团结构的高温阻垢剂,经过室内试验,验证其在160℃的高温下仍具有85%的防垢率。通过50余井次现场试验表明,从井口加入耐高温防垢剂后,井筒及地面管线的结垢现象明显减少,管线压力平稳,未影响油井产量,保证了兴古潜山油藏生产顺利进行。     

辽河油田欧15井深层煤层甲烷气开发试验

辽河油田欧15井煤层甲烷气开发试验主要进行了入井液体的配伍性实验、施工前期准备、压前压后作业、压前压后井温测试、微型测试压裂、大型加砂压裂施工、泵抽排液测气等工序施工，压裂增产见到了一定效果。 该井压前基本不产气，压后数月可稳定在日产气量100 m³左右。实践表明，欧15井大型加砂压裂，从施工设计、压裂液选择、支撑剂选择、现场施工是非常成功的，为深层煤层压裂提供了很好的技术实例。文章还介绍了欧15井在煤层甲烷气开采试验方面取得的成功经验和认识。     

超稠油乳化降粘剂SHVR-02的研制

用荧光法测得辽河油田杜84块杜54 30井超稠油(室温粘度54.8Pa·s)乳化剂的最佳HLB值为10.8。根据这一HLB值,由主剂脂肪醇聚氧乙烯醚、一种生物表面活性剂及辅剂快速渗透剂JFC配成了超稠油乳化降粘剂SHVR 02。当油水体积比为1.0∶0.7、水相中SHVR 02浓度为1g/L时,超稠油乳状液的粘度为492mPa·s,水相浓度增大至5g/L时乳状液粘度降至268mPa·s。在油水体积比1.0∶0.7、水相SHVR 02浓度3g/L、混合温度50℃条件下,粘度在6.2～20.9Pa·s的8种辽河稠油形成的乳状液,粘度在53～148mPa·s之间。乳状液在40～80℃放置10h后,粘度随放置温度升高略有下降(378→248mPa·s),放置温度为90℃时乳状液发生反相,粘度升至26.1Pa·s。SHVR 02的乳化降粘效果优于3种对比乳化剂。SHVR 02形成的超稠油乳状液易破乳,与联合站现用破乳剂配伍。表6参14。     

曹台潜山高凝油大型热压裂配液温度的估算

辽河油田曹台潜山油区属于高凝油区块，为了使该区块的原油储量尽快转化为原油产能，对曹6井和曹2井采用了大型热压裂施工。热压裂液的温度降低对压后能否迅速投产起重要作用。通过对原油凝固点、粘温曲线及压裂目的层温度分析，及对不同温度环境下热压裂液在罐车、车组、地面管线、支撑剂、地下管线、裂缝中的温度变化测试，在充分利用试验数据的基础上，结合现场环境温度、配液时间、施工时间等估算配液温度，为后续热压裂施工配液提供参考。该研究成果已用于现场配液与施工，并取得预期效果。     

JJ1 70/42—K型井架的设计优化

以JJ170/42—K型井架为例,提出了K型井架设计优化方法,并利用工程分析软件ANSYS对K型井架进行设计优化。优化结果表明,利用该设计方法,K型井架较原有设计在保证结构安全可靠性的前提下,其屈曲载荷值相差1%,模态参数(一阶固有频率)相差0.8%,而顶部位移则减少50%、质量降低24%,大大提高了井架的综合性能,可节省制造成本,改善井架的移运性。