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1.概述
塔里木油田深处沙漠腹地,交通不便,自然条件十分恶劣。随着勘探开发的不断深入,有大量的中小型区块被发现,由于不能进入地面集输系统,同时为了取全取准地质资料、多产油、早见效,这类油田一般以试采井的方式投产运行。零散试采井的原油一般靠汽车拉油到处理站进行集中处理,由于综合含水及相对单井产量较高,势必造成大量拉水运输费用的浪费,而且还增加了原油在集中处理卸油台的处理难度和成本;同时也给卸油台交接和单井产油直接外销造成了巨大困难和矛盾。为解决该问题,结合气候特点,经过大量调查、分析和研究,设计出了一种适合油田现状的试采井逐级沉降简易脱水工艺,实现井场原油脱水,脱出的油田水进入晒水场蒸发,把单井的原油含水降低到5%以下后汽车外运,减少了运费,提高了效益。 相似文献
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鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气井产能主控因素及开发策略 总被引:3,自引:0,他引:3
根据鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气田83口排采井的资料,系统分析了地质条件、工程技术和排采制度等因素对煤层气井产能的影响,并在此基础上提出了相应的开发策略。结果表明:煤层厚度、地下水流体势、含气量、渗透率和临储比是影响研究区煤层气井产能的主要地质因素;井距、压裂液量和加砂量是影响煤层气井产能的主要工程技术因素;井底压力下降速度、动液面下降速度、套压直接影响煤层气井产能。在此基础上,采用灰色关联分析法得出研究区煤层气井产能影响因素的大小次序,并从有利区优选、井网部署、压裂设计和排采制度4个方面,提出了适合于研究区煤层气地质特征的开发策略:在有利区优选方面,构建了煤层气开发有利区评价指标,将研究区划分为I—Ⅳ类单元;在井网部署方面,I类和Ⅱ类单元井距应控制在335~370 m;Ⅲ类和Ⅳ类单元井距应控制在370~400 m;在压裂施工设计方面,I类和Ⅱ类单元煤层气井的压裂液量应控制在800~1 200 m3;加砂量应控制在35~60 m3;Ⅲ类和Ⅳ类单元煤储层地质条件相对较差,对于不同地质条件,提出了不同的压裂措施;排采制度方面,将煤层气排采产气过程划分为5个阶段,并针对不同排采阶段,提出了具体的排采控制方法。 相似文献
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井漏是钻井过程中常见复杂工况,及时有效的防漏堵漏方案尤为重要,处理不好就会给钻井、固井等带来特大损失。本文通过对中石油煤层气宜川、延川区块不同程度漏失情况展开分析,该区块刘家沟、石千峰组漏失普遍存在,既有渗透性漏失又有裂缝性漏失,单井漏失量大,常规堵漏效果不理想,针对漏层进行了详细分析,经过多年现场实践和再认识,特提出承压搭桥+挤水泥固井的复合堵漏工艺,在现场实践获得良好效果,希望对中石油煤层气宜川、延川区块堵漏工作有所启发和借鉴。 相似文献
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