高含硫化氢井套管加药处理工艺及效果

孤岛稠油产量占孤岛油田总产量的34.9%,是该油田原油上产的主阵地。随着孤岛稠油热采规模不断扩大,注蒸汽驱井组不断增加,注汽量加大,含硫化氢油井逐渐增多,治理难度大。近四年来采油厂针对孤岛稠油区块开展稠油热采硫化氢产生机理及防治对策研究,在高含硫化氢油井实施套管滴加脱硫剂工艺试验,取得较好效果。     

小洼油田硫化氢产生机理及治理措施

小洼油田是辽河油田较早发现伴生气中含有硫化氢的稠油区块.通过研究小洼油田硫化氢产生机理和脱硫工艺,应用潜硫量方法选择脱硫方式,在辽河油田首次应用干法脱硫工艺.该工艺流程简捷、设备简单、操作方便,硫容可达20%以上.率先建立了比较完善的硫化氢监测与防治体系.     

不同形态硫化物对稠油热采硫化氢产生的贡献分析

随着开发的不断进行,稠油热采过程中硫化氢的产生量不断增加,尤其是在蒸汽驱区块硫化氢的产生量呈现急剧增加的趋势,严重影响了稠油热采区块的安全生产。为了进一步明确稠油热采过程中硫化氢的产生原因,对稠油热采过程中的含水量、处理温度和处理时间等因素进行了分析。研究结果表明,目标稠油在含水量为20%,处理温度为260℃,处理时间为48 h的条件下,不同形态的硫化物能够最大程度地转化为硫化氢;硫醇硫和硫醚硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生有贡献,噻吩硫在稠油热采条件下对硫化氢的产生无贡献。分析不同形态硫化物对稠油热采硫化氢产生的贡献,可为高含硫区块的开发及制定相应的防治措施提供技术支持。     

彭阳油田地面工艺系统硫化氢防治技术及应用

在石油勘探、开发过程中,硫化氢气体的存在,对人身安全和设备安全造成很大的危害.因此,必须认真分析硫化氢对人身及设备的危害,查找受硫化氢影响的生产环节,进而采取必要的防范措施.此外,通过对含硫化氢油气井的大规模普查以及油田生产中各个环节、节点的分析,研究硫化氢对地面工艺系统的危害和腐蚀机理.制定适合油田使用的硫化氢检测技术和方法,并对整个油田工艺系统各个生产环节进行硫化氢防治技术试验和推广.争取将硫化氢对油田的危害降低到最小.     

油田生产水治理油井硫化氢的应用效果分析

南堡35-2油田位于渤海中部海域,为重质稠油低含硫油田。并未出现硫化氢高含井,而A22井于2014年12月突然出现高浓度硫化氢。平台提出利用自身显弱碱性的高压生产水替代药剂来治理硫化氢,并得到对硫化氢治理的显著效果。     

热采过程中硫化氢成因机制

为了防范稠油油藏注蒸汽开采过程中井口产出硫化氢所造成的安全隐患,增强热采油井安全生产水平,亟需对稠油热采过程中硫化氢的来源及成因机制开展相关实验研究。对辽河小洼油田洼38区块的岩心、原油和产出水3种不同物质开展了含硫量测定、硫同位素分析和H₂S生成热模拟实验。实验研究结果表明:稠油热采中生成的硫化氢主要来源于岩心和稠油;在硫同位素分馏过程中,形成硫化物(H₂S)的δ³⁴S反映了硫酸盐热化学还原过程中硫在较高温度下的分馏特征;硫化氢的生成机理主要为高温高压酸性环境下稠油水热裂解和硫酸盐热化学还原之间的交互作用。     

塔河油田防硫化氢试油技术

塔河油田10区、12区奥陶系油藏原油大多高含硫化氢。部分井试油计量期间计量罐口硫化氢浓度超过危险临界浓度（〉1000ppm），严重威胁施工人员的生命健康。使用脱硫剂和密闭罐试油流程可防止硫化氢逸散。简述了脱硫剂和密闭罐防硫化氢原理，并结合井场试验数据，讨论对比了这两种技术在塔河油田防硫化氢试油过程中的应用情况。     

陆上稠油油田多轮次聚合物驱提高采收率方法

采用聚合物驱技术提高稠油油藏原油采收率已经在国内外海上油田得到成功实践,而陆上稠油油田的开采目前却主要依赖于热力采油。为探究陆上稠油油田聚合物驱开采的可行性及相应技术对策,以我国西部某油田的ZH区块普通稠油油藏为研究对象,采用聚合物驱数值模拟技术,从参数优化的角度对陆上稠油油田聚合物驱的合理实施界限进行了研究,明确了聚合物驱核心技术参数注入量、注入速度、聚合物溶液浓度、注入时机对聚合物驱效果的影响规律,在此基础上,形成了陆上稠油油田多轮次聚合物驱提高采收率技术。多轮次聚合物驱中,5个独立段塞发挥不同功效,组合协同增油作用明显。对ZH区块的模拟计算结果表明,多轮次聚合物驱可提高水驱采收率达11.78%,吨聚增油量达到168.97 m3。陆上普通稠油油田聚合物驱的成功探索为该类油田提供了一条提高采收率的新途径,特别是对热力采油技术应用具有局限性的油田有较强实用性。     

渤中稠油乳状液稳定性及脱水试验研究

近年来,中国大部分油田开发已进入高含水期,原油多以乳状液的形式被采出,研究原油乳状液的特性成为一个很重要的课题。运用实验方法 ,对中海油渤中26-3-3油田油样进行油水乳状液稳定性分析,并对不同性质破乳剂及电场的脱水效果进行了探索。通过分析研究得出:乳状液内相浓度对其稳定性的影响较大,并且存在一个最佳内相浓度,内相浓度超过某一值时不能形成稠油乳状液;转速在500 r/min时形成的稠油乳状液最稳定,超过或低于这一转速,稳定性都会下降。     

塔河12区油气集输过程中硫化氢的分布

以塔河12区稠油集输系统为研究对象,分析温度、压力、含水及油品物性对稠油中硫化氢含量的影响.稠油中硫化氢含量随着温度的增加而降低,并逐渐趋于一个稳定值;硫化氢含量随压力的增加而增加,在集输系统压力范围内近似呈线性关系.稠油中的硫化氢含量随原油中含水的增加而增加,是硫化氢在水中的溶解度高于其在油中的溶解度造成的;而掺稀油对稠油中硫化氢的溶解度影响不大.在集输系统,沿着井口到计量站的管线和设备,稠油中的硫化氢含量会逐渐降低,这是由于油气低压分离造成稠油中的硫化氢集中析出引起.     

非热采高含硫化氢井生物脱硫处理工艺及效果

孤岛含硫化氢井井数多,分布广,治理难度大,高含硫化氢井主要集中在蒸汽驱区块,主要采用单井井口套管投加脱硫剂治理,效果较好。随着外围油田开发,垦西油田部分区块的非热采井生产出现高含硫化氢气体,分布较广,药剂用量大,综合治理成本高。同时外围油田采出液矿化度高,常规脱硫剂配伍性差,促进结垢影响生产。非热采井无稳定的高温高压环境,其硫化氢产生原因尚不明确,无较好的针对性治理措施。该文针对孤岛外围油田区块,明确非热采井硫化氢产生机理,开展非热采井生物脱硫技术研究,现场应用取得明显效果,有效解决生产现场的安全和环境问题,具有良好的推广前景。     

海上油田调驱技术研究与实践

渤海湾海上常规稠油砂岩油藏,储层非均质性严重、胶结疏松,长期注水开发,储层的平面和纵向非均质性加剧,导致油田开发过程中含水上升快、产量递减快等问题出现。调驱技术作为一项改善中高含水油田开发效果、控水稳油、实现油藏稳产的重要技术措施得到广泛应用。针对海上油田开发过程中存在的问题,中国海油开展了各种调剖、堵水、深部调驱等技术研究与应用。文章主要介绍了弱凝胶调驱、冻胶深部调驱、纳米微球调驱、氮气泡沫压锥、改性稠油堵水等调剖技术的技术原理和应用情况。应用这些技术与工艺,取得了较好的增油控水效果,为油田中高含水开发提供了技术保障。     

齐40块蒸汽驱伴生气回注油藏效果分析

辽河油田稠油热采开发过程中出现了以硫化氢和二氧化碳为特征的酸性气体,其分布几乎覆盖了所有稠油热采区块,对油田生产环境构成危害。开展了蒸汽驱伴生气回注实验研究。研究表明,在开采过程中把稠油伴生气体进行循环流动,既可以减少污染物排放,又可改善开发效果,是一项变害为利、安全环保生态工程。     

特高含水期油田产量预测新方法

特高含水期是油田重要的开采阶段．我国东部大部分油田已经进入特高含水期．研究处于该阶段的油田产量预测问题具有重要意义。由于处于特高含水期阶段的油田一般采集到的开发指标和影响因素的样本数较小,所以基于统计学理论的常规预测方法都不太适合该阶段的产量预测。文中从数据挖掘和机器学习角度提出了油田产量预测的新方法——基于主成分分析和支持向量机（SVM）方法的油田产量预测模型。先把由影响产量的众多因素构成的高维向量通过主成分分析技术进行数据降维后作为SVM的输入,通过SVM训练得到模型,并利用遗传算法（GA）优选模型的参数建立特高含水期油田产量预测模型。与其他方法相比,该方法减少了模型输入变量的维数,提高了模型收敛的速度和预测精度,能较好地反映特高含水期油田产量的动态变化规律．     

垦西油田含硫异味气体处理剂研制及现场试验

垦西油田部分高含硫稠油热采井场周围存在难闻的恶臭气味,严重影响环境安全,影响油井正常生产和后续产能建设。通过对垦西含硫异味气体产生及转化机理分析,明确了含硫稠油热采井井场异味是由水热裂解反应生成的硫化氢、硫醇硫醚等各类硫化物导致的。硫醇硫醚的臭味阈值较低,在较低浓度下即有较大异味。针对硫化氢、硫醇硫醚等恶臭气体,研制井筒异味气体处理剂并配套相应的加药处理工艺,在满足现场条件下,实现快速高效除臭,解决影响油井生产的环境问题,现场应用取得明显效果。     

海上稠油油藏蒸汽吞吐周期注汽量优化研究

海上稠油油田蒸汽吞吐开发与陆上油田相比更为复杂,周期注汽量的合理选择已越来越受到重视。以渤海油田某稠油油藏为研究对象,根据海上油田特点建立概念模型,运用数值模拟方法对蒸汽吞吐周期注汽量进行优化研究,首先设计7种方案对各周期注汽段塞进行了定性研究;在此基础上,针对开发效果最好的注汽段塞方案又设计12种方案进行定量细化研究。结果表明,研究区蒸汽吞吐开发时各周期注汽量应随着周期数的增加而增加,且各周期注汽量递增率均为20%时开发效果最好。M油藏实际区块数值模拟结果表明,吞吐10周期后,蒸汽吞吐周期注汽量最优方案比各周期注汽量相同的注汽方式的累积产油量提高4.58×104m3,采出程度提高0.53%。     

油田次生硫化氢治理技术研究及应用

本研究针对陆梁油田不同次生硫化氢产生对象,结合国内油田应用技术,分别从短期的应急治理和长期的彻底治理两种思路开展了治理技术的研究。研制开发出的脱硫杀菌剂配方体系,通过抑制硫酸盐还原菌（SRB）的代谢,从源头上减少硫化氢的生成量,兼有一定的脱硫作用。该项目经过近几年的研究及应用,已形成了以井下投放固体缓释脱硫剂、注水系统投加杀菌剂或微生物抑制剂的系列次生硫化氢治理技术,并研制开发出性能优越的杀菌剂、固体脱硫剂和具有明显抑制SRB生长的新型防膨剂产品。     

冀东油田水平井分段控水配套技术

水平井是提高油井产量、提高油田开发效益的一项重要开发技术,冀东油田根据油田开发的需要在疏松砂岩油藏完钻了272口水平井,对油田的快速上产和提高开发效果起到了积极的作用。随着油田的开发,水平井含水率上升较快,目前达到95.7%。为了降低或控制水平井含水率上升,延长水平井生产寿命,近年来研究了相应的配套技术：水平井分段调流控水完井技术,主要用于新井完井或管内二次完井,控制各段均匀产液,避免某段突进,延长水平井的生产寿命;水平井分段遥控分采技术,主要应用于射孔井,通过地面施加不同压力和稳压时间信号控制每个分采开关器的开/关状态,进行逐段试采,然后根据试采情况开采低含水段,封堵高含水段,起到了降水增油的目的;水平井管外分段管内分采技术,主要用于筛管完井水平井,通过分段挤注ACP将筛管外分隔为若干段,在筛管内开关阀分段试采,然后根据试采情况开采低含水段,封堵高含水段。因此,水平井分段控水技术经过2 a多的研究、试验、改进和完善,在现场应用中均达到了初步的控水稳油效果。文中主要介绍这几种配套技术管柱的结构、工作原理及现场试验情况。     

南堡35-2海上稠油油田热采初探

南堡35-2油田是迄今为止中海油在已开发油田中所面临的最具挑战性的稠油油田。该油田常规开发,油井产能低,采油速度小,预测采收率低。根据南堡35-2油田地质特点,结合海上开发及目前热采工艺新的突破,提出多元热流体吞吐热采思路,对开发层系、井型、井距、热采参数等进行优化,提出了推荐方案,并预测实施多元热流体吞吐后较依靠天然能量常规开发采出程度有效提高。矿场先导试验证实单井热采高峰日产油相比冷采邻井产能提高三倍。该研究探索出了一条适合海上稠油高效开发的新模式,开创了国内海上稠油热采的先例。