简化注水流程的应用

本文简要分析总结实际生产中注水井分布较大,井距较大,无法设立配水间集中配注的生产难题,介绍简化注水流程的应用优点,结合青海油田公司采油三厂红柳泉油田、狮子沟油田的应用,进行效益评价及对该流程未来应用的展望。     

青海油田套管损坏情况分析及防治技术措施

在阐述青海油田分公司所辖七个泉油田、狮子沟油田、尕斯油藏、花土沟油田、油砂山油田和跃进二号油田等主要区块套损井的分布及损坏特点后，详细分析了上述区块发生套损的原因。在总结该油田目前套损治理修复技术应用现状及效果的基础上，提出油田今后防治套损的主要技术措施是加强入井套管的检查验收；制定合理的注入水标准和注水参数；加强防砂治砂；在易套损区块提高套管强度，增加套管壁厚；做好酸化压裂施工设计；对套管采用阴极保护和优选射孔方案等。     

七个泉油田机采井系统效率状况分析

机采井系统效率是油田开发的一项重要经济指标，它集中地反映了油田开发中的技术装置水平和生产管理水平。1999年6月和2000年4月，采油三厂在开发工艺研究所的协助下，先后对七个泉油田进行了全面的系统效率普查，结果表明：七个尔油田机采井系统效率很低，2000年4月普查结果，平均为8.13%，吨液举升能耗为5.92KWh/100m，远远低于集团公司的要求。因此，对七个泉油田系统效率进行分析，找出提高系统效率的制约因素，对今后的研究工作具有重要的现实意义。     

采油三厂生产管理信息系统开发应用

《青海油田采油三厂生产管理信息系统》是为了解决在生产实际过程中能更方便快速的实现生产信息的集中管理，同时，以减轻岗位工人的劳动强度，充分利用信息网络及计算机，实现生产信息的自动化管理，提高工作效率，从而达到实现无纸化办公的目地。《青海油田采油三厂生产管理信息系统》共分为两个子系统，《采油三厂生产信息管理系统》和《采油三厂生产信息查询系统》。前者主要是用于岗位工人录入每天的基本生产信息，后者主要用于相关人员对生产信息进行查询。该系统采用了目前较为流行的C／S模式即服务器／客户机模式，该模式的主要特点是对数据的所有处理均在服务器上进行。前台客户机只对服务器发出指令，由服务器执行后将结果集返回到前台，供前台用户进行使用和操作。     

含油污水处理自动化系统

油田污水处理自动化仪表和系统应用现状是工业自动化与信息化融合存在诸多技术障碍,与数字化油田的发展要求不相适应。研发的油田含油污水处理自动化系统将自动加药控制系统、过滤器控制系统、污水站罐区数据信息采集系统和机泵连锁启停控制系统四部分功能整合融为一体,统一平台、统一数据接口,通讯协议开放,实现数据综合应用。整个系统采用模块化、C/S架构,自动化数据与信息化整合为一体。该系统在新疆油田应用实现了集成化、智能化和报表桌面化,提高了油田污水水处理自动化系统的应用水平和管理水平。     

单井环状集输模式在七个泉油田的应用

采油三厂针对七个泉油田比较复杂的现场条件，探索出单井环状集输模式并进行了实施，该模式从减少油田地面集输生产过程中油气损耗和提高集输加热效率等方面着手，有效降低了油田地面集输生产运行成本，并且减少了环境污染，取得了一定的经济和社会效益。     

柴达木盆地西部七个泉与咸水泉油田原油地球化学特征对比研究

通过对取自七个泉油田和咸水泉油田原油样品中各类生物标志物的分布与组成特征的对比,发现七个泉油田原油中正构烷烃系列比较完整且丰度较高,而咸水泉油田原油中正构烷烃因轻微生物降解而被部分消耗,导致咸水泉油田原油的Pr/nC₁₇值和Ph/nC₁₈值明显高于七个泉油田原油。2个油田原油均呈现较强烈的植烷优势,七个泉油田原油的姥/植比更低,表明它们都来源于强还原环境下形成的烃源岩。在生物标志物分布与组成特征上,七个泉油田原油甾烷的C₂₇/C₂₉>1,而咸水泉[JP2]油田原油甾烷的C₂₇/C₂₉值均为0.8,意味着七个泉油田原油中浮游植物贡献高于咸水泉油田。咸水泉油田原油的C₂₉甾烷ααα20S/（ααα20S＋ααα20R）值和重排补身烷含量高于七个泉油田原油,暗示咸水泉油田原油成熟度比七个泉油田原油成熟度高。2个油田的长链藿烷序列均比较完整,伽马蜡烷含量也较高,对比长链藿烷和伽马蜡烷的丰度发现咸水泉油田原油的长链藿烷和伽马蜡烷丰度都比七个泉油田原油低,说明咸水泉油田原油形成的环境的盐度和还原性比七个泉油田原油弱。     

七个泉油田注水状况及对其水质超标原因分析探讨

七个泉油田属于“低渗透、低压力”难开采油田，自投注以来，注水一直比较被动，经常发生水质超标现象，为解决水质超标问题经采油三厂的委托，做了其原因的分析评价，为七个泉油田增注措施提供了理论依据．     

游园沟油田油砂体特征分析

游园沟构造为狮子沟背斜构造带的一个三级背斜构造,该构造带有狮子沟、花土沟、游园沟三个三级背斜构造组成,三个背斜构造自西北向东南呈北东突出的弧状依次展布,游园沟位于改弧状背斜带的最南端;高点北端以不明显的鞍部与花土沟高点相连。在测井解释及细分层成果的基础上,主要从储量、面积、等几个方面对油砂体开展了研究与评价,了解油田的储量规模以及分布情况,为今后油田的开发部署奠定基础。     

提高花土沟油田油井免修期及经济评价

油井免修期和检泵周期是采油工艺技术管理的综合体现。花土沟油田是采油三厂的主力油田,但存在检泵周期短、免修短、维护作业量大的状况,提高该油田油井免修期,对提升采油工艺技术水平和油田开发效益、降低油田的生产成本具有重要现实意义。本文就提高花土沟油田油井免修期所采取的技术措施和取得经济效益作简要的分析评价。     

HRS复合解堵技术在七个泉油田应用研究

HRS复合解堵技术在七个泉油田应用,解决了七个泉油田有机物堵塞无法解除的问题,经过先期一系列试验,选出了适合七个泉油田高效、低成本的解堵配方;使用HRS+酸这种安全有效的复合解堵技术将提升七个泉油田措施有效率。     

花土沟油田配电线路自动化改造的探讨

本文介绍了花土沟油田配电线路的现状，讨论了花土沟油田配电线路自动化改造的必要性和重要性，重点分析了花土沟油田配电线路自动化改造的设想和技术难点及解决措施，并对项目的经济效益进行了较详细的分析。     

七个泉、狮子沟油田MEOR菌种采油试验效果分析

文章主要针对七个泉、狮子沟油田单井自然产能低等特点，结合MEOR单井吞吐采油技术原理，培养筛选了与油田原油配伍效果良好的菌种，并通过优选的单井现场试验应用，累计增产原油447吨，取得了较好的经济效益，可为油田效益开发提供技术借鉴。     

七个泉油田低产井间抽制度初步探索及经济评价

七个泉油田是采油三厂的主力油田，2004年统计结果表明：该油田的产液量占全厂年产液量的62．8％，产油量占全厂年产油量的60％。受油藏条件和地质条件的限制，该油田自1996年全面开发以来，一直存在着“压力低、温度低、单井产量低、原油含蜡高、单井生产能耗高”的特点，如何降低该油田的生产成本、提高油田的开发效益，这是采油三厂面临的最现实问题。对低产井实行间抽即是采取的主要技术手段之一。     

陆梁油田自动化系统建设

陆梁油田自动化系统采用基于B/S/C(Browse/Sever/Collection)模型的3层体系结构。该系统利用整体结构优化提升整体性能;利用功能优化及施工工艺简化大幅度降低总体投资;利用底层接入技术实现多种控制器无缝系统接入。实现了自动化监控实时数据向关系数据转化,使自动化数据直接用于生产分析与决策,也为油井在线结蜡预警及油田冬季冷输等工艺技术管理提供了技术保障。陆梁油田自动化系统的应用,大幅度提高了油田管理水平。     

神泉集中处理站自动化仪表系统

神泉集中处理站自动化仪表系统包括现场的检测仪表、执行器及TPS (TotalPlantSystem)自动控制系统TPS。本系统的GUS (GlobalUseStatien)光缆与葡北油田的GUS进行通讯连接 ,可实现对葡北油田的数据远程监控。GUS内置网卡可以直接与PIN(PlantInformationNetwork)网上的计算机联网 ,对整个生产流程采用集中监视操作 ,分散采集控制的策略。神泉集中处理站TPS自动控制系统自投产运行至今 ,各种性能达到了自动控制设计要求 ,对神泉的生产建设起到了巨大的作用 ,大大节省了人力和物力。     

基于组件技术的油田工程造价信息管理系统

油田工程造价信息管理系统主要由物资价格、工程结算、工程造价和管制调度四个模块组成,分别由定额造价中心管理人员、业务人员、系统维护人员进行三级用户管理,达到油田工程造价信息网络化管理,且系统能为工程决策提供快速、便捷的服务。油田工程造价信息管理系统共包括两部分内容：一部分采用C/S系统结构进行开发,共包含四个功能模块,即物资价格管理信息系统、工程结算管理信息系统、工程造价管理信息系统以及管制调度管理信息系统,这四个模块可以进行远程管理和维护;第二部分采用B/S系统结构进行开发,实现了能在网上对油田物价管理部门审批通过的物资价格进行时时查询和发布。系统开发过程中充分利用组件技术,使系统可重用性高、可扩展性强,提高了开发效率和软件质量。     

青海七个泉和狮子沟油田微生物单井吞吐采油试验

针对七个泉、狮子沟油田地质和流体等特点,筛选了组合菌种EBM7,它们在该油田油水中生长良好,菌数高达109个/ml;该油田原油利用EBM7处理后,平均降粘率为35%,蜡质M成分平均降低50·5%。现场试验结果表明,单井平均日增油1·33t,含水率平均下降6·08%,5口井累计增产原油473t。说明微生物单井吞吐采油在该油田具有良好的应用前景。     

沙漠油气田井/站自动化系统设计

针对准葛尔盆地沙漠腹地相继勘探出多个大型整装油气田,这些油气田地处沙漠腹地或沙漠边缘,地理环境恶劣,对沙漠油气田井/站自动化系统的设计、油田的管模式、自动化系统的构成、通信方式、设备选型、施工以及使用过程中应该注意的问题进行了阐述。沙漠油气田采用自动化管理后,实现了百万吨油田百人管理。     

七个泉油田原油地球化学特征

通过对七个泉油田原油样品的饱和烃特征规律分析研究结果显示:七个泉油田原油正构烷烃具有明显的偶碳优势,表明其咸水湖相有机质来源;Pr/Ph(0.23～0.28)低值,及富含伽马蜡烷,高碳数藿烷系列化合物中呈翘尾巴分布模式,即C_(35)>C_(34)>C_(33)等特征,反映其源岩形成于强还原沉积环境。甾烷系列化合物含量相对较高,规则甾烷中C_(27)高含量(36%～55%)及C_(29)甾烷/C_(30)藿烷均>1.5,表明其有机质生物来源中水生藻类比例较高。C_(29)甾烷20S/(20S+20R)和ββ(ββ+αα)比值以及Ts/Tm相对低值,均显示本区原油属低成熟原油。而对其含氮化合物咔唑类的总浓度从东南向西北方向逐渐降低,屏蔽型咔唑与半屏蔽型、裸露型的比值则逐渐增大,预示了七个泉油田原油运移与聚集方向是从东向西的总趋势。