原油冷输试验技术小结

我队共有油井四十一口,全部为抽油井,水井六口,计量间六座和注水间二座。目前全队日产液180～200吨,综合含水67％,单井日产液最高25吨,最低0.9吨,单井含水最高90％,最低3％。     

井口投加破乳剂工艺的应用及效果

一、原油特点及其给采油带来的问题江苏油田原油的特点是含蜡高(平均为21～28％)、凝固点高(一般为36～40℃)、含水高(单井原油含水一般在30～50％左右,高者达70～90％)、原油中非烃成份比例大(如真7井占25.9％,真10井占33.57％,真11井占32.93％);此外,油井较深,一般井深达3km左右,采油井段在2km左右,下泵深度在1km左右;单并产量低,绝大多数井都已转抽。     

特高含水期不加热集油方式问题探讨

萨南油田已经开发40多年，生产工艺流程基本上为双管掺水、热洗分开流程，油井单井日产液量一般在10～400t／d，含水在51％～98％。随着原油含水率不断上升，继续采用加热集输流程，势必导致原油集输能耗升高，造成能源大量消耗，为此，探索实施了不加热集油集输方式。萨南油田开展不加热集油主要采取三种方式：即单管不加热集油、双管不加热集油、掺常温水不加热集油。     

最低合理单井日产油量的分析方法

本文应用油田开发工程经济学的基本原理,论述了最低合理单井日产油量的概念,分别叙述了溶解气驱及水驱开采的油田最低合理单井日产油量的确定方法,提出了五种计算最高允许采油成本的方法,论述了综合考虑单井日产液量、含水百分数、单井日产油量和最高允许采油成本,确定最低允许单井日产油量和油井最高允许含水百分数的计算方法;最后,利用最低合理单井日产油量的概念,提出了计算单井控制石油地质储量最低界限的计算公式及其理论依据。     

P油田油井产液规律影响因素分析

P油田是渤海最大的陆相多层砂岩油藏,含油井段长,单井钻遇油厚度大,历经十多年的注水开发,油田进入中高含水期,油井产液规律与常规油田开发不同,60％以上的油井表现出投产后产液下降,约30％的油井表现出投产后产液量稳定,不足10％的油井随着含水上升产液量增加,对油田高含水期提液增产措施有很大影响.以油田8区为例,通过对不同...     

辽河油田杜124井区双北29-37井组MD膜驱矿场试验

辽河油田杜家台124井区油藏埋深～3000m,地层温度110℃,平均渗透率0.029μm3,原油50℃粘度31mPa·s,凝点28.5℃,井区采出程度仅6.17%。该井区双北29 37井组包括1口注水井和3口采油井,驱油试验前注水困难,日注水量降至60m3,注水压力升至19.8MPa,井组日产油7.6t(单井0.9～4.3t),含水82.0%(单井73.0%～85.5%)。根据设计试验方案,从2001 09 30开始,每天从注水井注入有效浓度25%的MD 1工业膜驱剂100kg,15天共注入1.5t,截止2001 12 27,井组累计增产原油157t,注入1t化学剂增产原油105t,驱油试验在经济上是成功的。产油、含水、产液曲线表明,膜驱剂注入开始后10天左右,井组日产油量明显上升,最高达12.4t(37.3t/3d),15天左右井组含水明显下降,最低达73%;注入膜驱剂后井组日产液量增加,最高达53.4t(160.3t/3d),较试验前平均值增加30%。认为油井产液量增加是低渗透油藏MD膜驱见效的现场判据。图5表1参6。     

不同气量高含水油井低温输送试验研究

随着我国油田的深入开发,油田的大部分油井已进入高含水期,对高含水原油采用加热或伴热的方式会使得集输能耗大幅上升,造成热能浪费。针对这一问题,在现场对不同气量的高含水油井开展了降温试验,对降温过程中的流型和压降变化进行了监测和分析,得出当温度较高时低含气量油井采出液为油水分层波浪流型,高含气量油井采出液为气液分层流型;当温度较低时,两种油井都出现了原油凝堵现象,可将第一个压降峰值定义为安全输送的温度界限,温度界限可比原油凝点低2～8℃。研究结果可为高含水原油不加热输送提供理论依据。     

一种新型油井计量装置

１．概述目前,国内各油田采用的油井计量方法主要有玻璃管量油孔板测气法、翻斗量油孔板测气法、两相分离密度法和三相分离计量方法等。玻璃管量油是国内各油田普遍采用的传统方法,大约占油井总数的９０％以上。该方法装备简单,投资少,但通过间歇量油折算产量,误差常达１０％～２０％。另外在高含水期,特别是在特高含水期,对于气液比低的油井,计量后的排液十分困难,不利于计量操作。三相分离仪表计量方法是将油”（水分离后分别计量,分离后原油含水较低（一般在３０％以下）,其原油系统误差≤５％,因此不受油井含水率的影响。但…     

中高渗透油藏特高含水期开采规律

对胜利油区已处于特高含水阶段的中高渗透、中高粘度油藏的开采规律进行了研究。可采储量采出程度达８０％后，单井日产液、采液速度降低。综合含水达９０％后，油井开井数降低。特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因。特高含水阶段约能采出可采储量的１／３。随可采储量采出程度的增加，单井日产油、采油速度和含水上升率均降低。研究得出的定量关系式、趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用，已应用于油区及主要油田“九五”开发规划的编制。     

分队计量技术在油田生产管理中的应用

一、概述 对于处于开发中后期的老油田来说,由于长期采取滚动开发建设,油井集油流程交叉,无法实现单井计量,低产液．低含气油井采用常规分离器计量困难,人工取样化验含水受人为因素影响,计量误差较大,加之高含水、稠油及三采原油的开发及油区环境恶劣等因素的影响．传统的油井计量技术和手段难以适应这种开发形势,造成井口计量与集输站库原油输差大．单井计量数据无法全面真实反映采油队的原油产量。     

用交联聚合物提高聚驱后油田采收率

孤岛油田开发聚合物驱后交联聚合物榈调剖试验的目的是：探索、开发聚合物驱后或水驱后新的采油技术,为孤岛油田及同类型油藏进行工业性深部调剖、提高原油采收率、降低生产成本探索一条新路。截止1999年5月底,试验区共有油井11口,开井11口,日产液1077t,日产油137t;平均单井产油12．45t,综合含水达87．3％,采出程度34．48％。开注水井4口,日注水695m^3,平均单井日注水173m^3,聚合物驱对各个生产井的作用已减弱并稳定。     

高含水油井选堵调控剂优选与应用

孤东油田油井含水程度高,平均综合含水达到95%,严重影响了油田开发效益。针对孤东油田存在堵水深度较浅,有效期短,堵剂选择性较差的问题,结合油井选择性堵水的要求和特点,通过物模实验对溶胀型复合颗粒堵剂和填充型聚合物冻胶体系两种选堵调控剂的封堵性、选择性、适应性进行评价研究,封堵后综合提高采收率17.01%,初始综合含水率降低26%,封堵后综合封堵率为92.5%。同时根据高含水油井的特征,现场试验选择性堵水油井2口,措施前平均单井日产液36.5 t,日产油1.2 t,含水96.7%,措施后平均单井日产液39.6 t,日产油2.9 t,含水92.7%,累计增油748.0 t,有效期220 d。试验表明,两种类型堵剂段塞组合后堵水,降水增油效果明显,实现了油井“控水稳油”,为后续快速选堵调控提供技术指导,对同类型油藏高含水油井选堵调控治理有良好借鉴意义。     

新型油井堵水剂技术研究及试验

近些年来,采油三厂油井堵水剂技术一直依托厂家和高校来研究并现场实施,由于堵水剂种类繁多,不同区块所用的堵剂缺乏针对性,没有形成完整的堵剂体系,导致施工后有效率偏低,见效周期短,单井日增油量低。针对此情况,开展了油井堵水剂研究,依据作用不同分四个段塞的配方进行注入,现场实施后,不仅适用于低渗透油田开发需求,而且有效封堵水淹油井的裂缝和大孔道,使油流从周围其它小孔道流出,从而降低含水,提高单井采液量、单井日产油量。     

尕斯库勒油田E_3~1油藏经济极限含水研究

文章主要针对尕斯库勒油田E_3~1油藏进入开发中后期面临油井含水上升、产量递减的问题,运用盈亏平衡分析原理,建立油井含水经济极限模型,利用吨液成本分析法,合理界定单井经济极限含水,对油田产液结构合理调整,以便进行分类管理,降低原油单位成本,提高开发效果,达到延长后期开发油田经济寿命和提高经济效益的目的。     

新疆轮南油田原油破乳剂脱水试验

新疆塔北轮南油田原油含蜡量11.46％,含胶质8.59％,含沥青质3.41％,密度为0.862g/cm~3,属中间基原油,油井采出液含水最高达55％,为W/O型乳状液。因原油中胶质和沥青质含量高,所以原油较稳定,又因油井的地理位置、开采层位、含水率、井下压力等的差异,使不同井采出原油的性质也不同。如LN5井采出液含水48％,粘稠;LN203井采出液含水     

胡尖山油田元28区块侏罗系油藏开发技术政策研究

元28井区侏罗系延10油藏已完钻开发井87口,其中油井68口,注水井19口,平均单井试油日产油11.4m3,投产油井68口,平均单井日产油1.82t,含水49.8%,投产注水井15口,平均单井日注12m3。随着油田开发实践,动静态矛盾突出;低产井比例高,单井产能低;部分井含水上升比较明显,合理生产压差和注采比研究比较重要。     

提高油井单井计量精度的方法

吉林油田油井的特点是:产液量低,波动大,且波动规律和程度各不相同。再加上采用间歇轮流计量方式,与采用人工取样、蒸馏化验法化验原油含水率,以及采用矩形积分面积法计算单井产油量,使计量出的单井产油量要比实际产油量高,计量误差大。本文提出了一种提高单井计量精度的方法:①确定合理的计量时间(每月25次以上,计量时间小波动井1h,大波动井2h);②加密含水化验的次数,并与计量同步;③采用梯形积分法核算单井产油量。采用上述方法后,吉林油田的输差明显下降,已由1986年的30％下降到了5～8％。     

降低“港西”模式油井回压的有效措施研究

回压高严重影响油井的正常生产河南油田某油区有10口油井．采用“港西”模式单井直接进系统集输生产2009年7月系统投运．井口采用掺热水降粘,日产液量135方,日掺水量205方．E9输送液量340方。单井距离联合站最远6km,最近45km,进联合站温度45℃。目前该油区现状与存在的问题是,由于这些稠油含蜡量较高（14．78-33．11％）、凝固点较高（29～47℃）、井口出油温度较低（12～36℃）．     

埕岛油田中高含水期综合调整对策研究

埕岛油田进入中高含水期后,由于采油速度低、单井控制储量大、层间干扰严重、日产液量低、井网不完善等问题,制约了该油田的高速高效开发.为此,进行了综合调整对策研究.结果表明,细分开发层系可以有效减少层间干扰,充分发挥油层产能,提高油层利用程度;井网加密调整可以提高储量控制程度,实现油水井均衡驱替;实施油井提液可以释放非主力油层能量,提高单井产能;应用水平井可以实现局部储层发育较单一或底部水淹较严重储层的有效动用,提高采油速度.从调整前后的对比情况来看,调整后采液强度增大到调整前的2.9倍,采油强度增大到调整前的1.5倍,注采对应率提高了20.5％,水驱控制程度提高了16.6％,已提液井日产液量增幅达80％以上,应用水平井后增产效果明显,同期累积产油量为定向井的1.6倍.     

中高渗透油藏特高含水期开采规律

对胜利油区已处于特高含水阶段的中渗透，中高粘度油藏的开采规律了研究，可采储量采出程度达８０％后，单井日产液，采液速度降低，综合含水达９０％后，油井开井数降低，特高含水井关井是导致油井开井数降低的主要原因，特高含水阶段的能采出可采储量的１／３。随可采储量采出程度的增加，单井产油，采油速度和含水上升率均降低，研究得出的定量关系式，趋势分析规律对特高含水期油田开发指标的预测具有一定指导作用，已应用于油区