塔河油田原油深抽工艺技术研究与应用

塔河油田油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏,埋藏深度大（埋深为5350～6600m）,流体性质复杂,黏度变化较大,开发难度大。针对稀油生产井普遍存在的泵效低、杆柱载荷大、冲程损失严重、地面设备不配套、调参困难等问题,通过技术研发与引进,形成了以自动补偿泵、双层泵、侧流泵、侧流减载泵为主的稀油深抽工艺．现场应用10井次,累计增油9135t,侧流减载泵实现了最深泵挂4716m。针对稠油生产井普遍存在的稠油难以入泵、大泵下不深、小泵不能满足油井生产、油井普遍高含硫化氢等问题,形成了以小泵深抽、深抽抗稠油电潜泵为主的稠油深抽主导工艺,并在现场进行了20井次以上的推广应用,累计实现增油8．7×10^4;同时开展了水力喷射泵-抽稠泵接力举升先导试验．该工艺反掺稀油由水力喷射泵一级举升至抽稠泵泵挂深度,再由抽稠泵系统举升到地面,实现了5000m人工举升。     

抽稠泵配套组合在塔河油田的应用研究

塔河油田主力油藏为奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏,属于典型的超稠油油藏,开采难度极大。随着油田挖潜力度的不断加大,地层能量逐渐下降,机械采油成为主要的举升方式,其中抽稠泵是最主要的采油方式。目前,抽稠泵在生产中躺井率居高不下,主要表现为抽油杆断裂频繁、泵漏失严重以及参数异常等3个方面的问题。从泵型、泵挂深度、杆柱组合等方面分析,通过对抽稠泵泵型及泵间隙研究、泵挂深度的确定与研究、杆柱组合方式优化,根据油井产能预测选择抽稠泵类型及排量范围,根据不同区块原油物性选用不同泵间隙,根据沉没度与黏温拐点要求选择合理泵挂,从而得到合理的抽稠泵配套组合,从源头解决泵型的合理性、泵间隙的优选性,降低断杆率,提高系统效率,间接提高油井的采收率。将该抽稠泵配套组合应用于TH10286H井,转抽作业后实现稳产,日产油约25t/d。     

塔河油田机抽井合理沉没度分析

针对塔河油田机抽井的沉没度大大高于中国石化平均水平的现状,结合塔河油田碳酸盐岩油藏气大、油稠、依靠天然能量开采的特点．对正常生产的130口有杆泵井的动液面、沉没度、泵效、含水、原油密度、原油黏度等数据进行了回归分析和拟合。给出了不同含水期、不同日产液量的机抽井合理沉没度范围。试验表明,塔河油田机抽井的泵效与油气比、含水、原油黏度、原油密度、光杆载荷关系不大,与泵的沉没度有关。在塔河油田,对于含水大于50％的有杆泵井,沉没度按500～1100m进行设计;对于含水小于50％的有杆泵井,沉没度按600～1000m进行设计。当日产液大于35t／d．保持500m以上的沉没度较合理。当日液产小于35t／d时,沉没度范围为600～1500m。油井保持合理的沉没度不仅可以提高泵效,增加产量。而且可以节约大量的管、杆材料,明显延长免修期。     

扶余油田外围区块生物胶降黏压裂技术试验

扶余油田外围区块原油密度大、黏度高、凝固点高、含蜡量高,采用常规胍胶携砂压裂技术无法有效开采,压裂投产后初期产量较低,达不到效益产能,外围区块基本处于未开发动用状态。为此,研发了生物胶降黏剂体系与压裂工程技术相配套的降黏压裂技术,并进行了实验评价。评价结果显示,该生物胶具有降凝、降黏、防蜡、乳化、驱油等性能,可显著提高原油流动性。现场试验分为生物胶降黏加砂压裂和生物胶降黏不加砂压裂两种技术方式,共在扶余外围及稠油区块累计实施45口井。前置液胍胶造主裂缝+支撑剂+生物胶降黏剂+支撑剂+后置液降黏剂的技术方法应用在新投产的外围及稠油区块,对比老区内部,在储层物性变差的条件下,投产后产油量超设计产能1.6倍,是老区内部的1.4倍。生物胶降黏不加砂压裂技术主要应用在老井二次压裂或多轮次压裂稠油区块或黏度上升井层,同等条件下对比,黏度由压裂前的70mPa·s下降到25mPa·s,增产量是同区块常规压裂的1.3倍。     

胜坨油田坨28断块东一段油藏地质特征及开发状况分析

坨28断块位于东营凹陷北部,是一被断层切割的复杂化的穹窿背斜,分东一段、东二段两套开发层系。经过20多年的开发后,该断块已经进入高含水期开发阶段,开发矛盾日益突出,亟待解决。油藏地质特征、构造特征、沉积相、温压系统和流体特征分析认为,该区块属于高孔高渗、常温常压、受岩性控制的常规稠油油藏。该区块单井产量低,东一段目前平均单井日产油2.3t/d,且日产油量在1~3t/d的井占到总井数的51.6%。采油强度随原油黏度升高而降低,东一段全区平均原油黏度为4338m Pa·s,采油强度维持在0.55t/d·m左右。东一段综合含水达90.1%,含水超过60%的井占总井数的93.4%,含水超过80%的井占总井数的73.8%,进入高含水阶段。对比注水开发前后井组动态生成数据发现,注水初期井组液、油产量略有上升,但很快下降,含水上升,动液面稳中有升,表明常规水驱开发效果不明显。因此,需要探索新的油藏开发模式和开发工艺技术,提高普通稠油油藏采收率。     

塔河油田超深稠油电泵风险评价管理方法

潜油电泵以排量大、扬程高的优势成为塔河稠油掺稀井主要机械举升方式,但在生产中存在躺井率高、寿命短的问题。为了提高电泵系统管理水平,提高电泵寿命,降低躺井率,从电泵系统生命周期的11个阶段,优选出9个"可量化、可控制"指标,并按照指标值与电泵寿命的相关性,赋予不同的权重及分值,以评价电泵运行状态,根据评价结果将电泵划分为优秀、良好、正常、危险及高危5个状态。根据风险评价结果,电泵系统管理中采取两方面工作:分析电泵运行状态欠佳的影响因素,并采取相应的生产管控措施;在选井、选型配套及设计等电泵系统管理前端,对指标参数进行优化控制。近2年的现场应用结果表明:该风险评价方法能够较客观的反映电泵系统运行状态,用于指导电泵井系统管理,有助于提高电泵运行寿命,降低躺井率。     

潜油电泵优化设计及功效分析

目前,在苏丹1/2/4区油田有许多潜油电泵井的产量比较低,其产量值已经低于泵的最佳排量范围下限值。根据油井产能预测理论,并结合潜油电泵选择设计原理,通过分析油田动态数据,查找到造成潜油电泵井的产量过低的主要原因,并对油田潜油电泵井进行最佳优化,使油田产量得到很大提高。     

太阳能辅助采油技术及其可行性

介绍了太阳能辅助采油的原理,即借助太阳能捕集、贮存、转换等技术,将太阳能转换成热能,提高采油注入水（或蒸汽）、稠油井掺水等温度,以降低原油黏度、提高原油流动能力,最终达到提高采收率的目的。以孤东油田为例,分析了太阳能辅助采油的技术可行性。分析结果表明,该技术适用于太阳能丰富的地区,更适宜辅助稠油开采,同时能大幅度降低开采能耗和成本,是一项具有良好前景、值得推广的技术。     

有杆泵深抽配套工艺技术在川北油田的应用

川北油田主产油层为侏罗系自流井组大安寨段及千佛崖组,平均埋深2700~3200m,原油蜡含量在7%~17%之间,生产气油比在500m3/t以上,油井开采后期地层压力低、供液能力差。35年的生产实践证明,通过有杆泵深抽能最大限度释放油井产能、采出地下剩余原油,是提高原油采收率的有效措施。针对川北油田的特点,通过优选管式整筒泵及横销式撞击泄油器,优化H或D级抽油杆组合并加装抽油杆活络防脱器,形成生产管柱优化技术;通过对比,优选出可旋转式尼龙刮蜡扶正器,并探索了利用本井原油进行热洗井清蜡的工艺,形成不动管柱清蜡技术;通过在油管底部加装井下脱气装置XQSM-102多级高效气(砂)锚,同时采取控制合理套压生产等措施,形成防止泵受气体影响工艺技术;以这三项技术为主要内容,形成的有杆泵深抽采油配套工艺技术,于2013年在川北油田已停喷的SP2-1H井进行现场应用,机抽生产224d,平均泵效约40%,平均日产油2.8t/d,生产情况稳定。     

埕岛油田电泵井故障成因分析与措施探讨

<正>1采油厂电泵举升现状1.1电泵举升现状胜利油田海洋采油厂共有电泵井423口,开井360口;平均电机功率54.2k W、排量92.2m3、扬程1736.7m、泵挂1499.5m;平均日产液82.8t、产油20.6t、含水75.2%;平均泵效89.5%、检泵周期1555d。其中2年以上的井196口,占开井数的54.4%;5年以上的井47口,占开井数的13.1%。目前生产最长的CB251A-4井生产时间为4251天。     

重力泄水辅助蒸汽驱采油工艺技术研究与试验

洼59块为深层中厚层状特超稠油油藏。区块已进入高轮次吞吐阶段,吞吐效果逐轮变差,采油速度急剧递减。采用重力泄水辅助蒸汽驱技术,探索深层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发后期开发方式的转换。该技术采用直井、水平井组合开发模式,上叠置水平井注汽,下叠置水平井辅助排液,周围直井产油。针对工艺技术难点,通过汽水分离器、高效隔热管柱和环空注氮隔热的综合应用,实现了深层稠油油藏井底干度大于45%的目标;采用双管注汽技术使水平段得到高效动用;通过电加热降黏和防偏磨技术的成功应用,解决了试验初期黏度大、水平井杆管偏磨的问题;利用越层深抽和高温大排量举升解决了提液降压、深层高温大排量举升的难题。井组整体效果明显,产液量由179t/d增大到最高值526.9t/d,产油量由31.0t/d增大到最高值96.5t/d,含水由91.1%下降到平均值84.69%。     

超稠油开发硫化氢成因分析及治理技术

辽河油田超稠油具有高密度、高黏度、高凝固点、高胶质沥青质含量的特点,其开发方式以蒸汽吞吐为主,SAGD、蒸汽驱为辅,已连续13年保持百万吨产量规模.但在开发过程中,出现了高浓度硫化氢气体,严重威胁到油区员工的身体健康,并对环境造成污染.几种开发方式中,蒸汽吞吐井硫化氢浓度相对较低,SAGD、蒸汽驱油井由于高温高压蒸汽的长期作用,硫化氢浓度较高,达到吞吐井硫化氢浓度的5倍左右.对于硫化氢成因,认为主要有两方面原因:一是超稠油中的含硫化合物在高温高压条件下发生热裂解反应,生成大量硫化氢;二是采油助剂中的磺酸盐类表面活性剂受热分解,产生少量硫化氢.针对硫化氢污染,通过引进新型表面活性剂,减少了硫化氢的释放,通过开展现场干法脱硫试验,有效处理了超稠油井伴生气中的硫化氢.     

稠油油藏注空气改善开发效果研究与试验

杜80块油藏属超稠油油藏,含油面积为1.68km2,石油地质储量为1012×104t,采用注蒸汽吞吐开发,累积产油89.69×104t,累积注汽254.7×104t,累积油汽比0.38,阶段采出程度7.4%,采油速度0.62。伴随着多轮次蒸汽吞吐开发,油层低压力、低油气比矛盾越来越突出,周期递减逐渐加大,效果越来越差,汽窜呈逐渐加剧趋势,严重影响区块油井产量。提出应用注空气辅助蒸汽吞吐技术改善开发效果。对于稠油油藏,注空气驱油机理主要是燃烧产生的热和蒸汽,使原油降黏。与热力采油和化学采油技术相比,注空气技术在操作成本、采收率、经济效益等方面具有明显优势。理论研究及现场先导试验显示,注空气辅助蒸汽吞吐技术适合于井间气窜不严重、油层温度高(100℃)、油层动用不均衡、地层有倾角、地层压力低、胶质和沥青质含量相对较高的井,可以改善普通稠油、超稠油低产低能问题,恢复地层压力,改善稠油蒸汽吞吐效果。同时,通过合理监测及细化生产管理,亦可保证现场操作安全可靠。     

超稠油复合油层处理剂的研究与应用

曙光油田超稠油油藏的储层物性和原油物性具有明显的"四高一低"特征,即原油密度高、原油黏度高、凝固点高、胶质沥青质含量高,蜡含量低,油藏开发难度大。在开发过程中存在新井首轮"注不进、采不出"的生产矛盾,具体表现为注汽压力高、回采水率低、生产周期短。为提高超稠油油藏新井开发效果,经过对油藏特点、储层特点、原油物性的分析,针对影响新井开发效果的各个因素,最终选用以有机扩散剂、表面活性剂和黏土稳定剂组分形成的复合乳化体系作为复合油层处理剂。在新井注汽前,使用该剂处理油层,从而改善新井首轮吞吐效果。2008～2010年,利用该项技术现场应用112井次,新井吞吐效果得到明显改善。与同类未实施该项技术的新井相比,生产周期延长,油汽比明显提高,周期回采水率得到提高。室内实验及现场应用结果表明,超稠油复合油层处理剂具有使用效果明显、施工工艺简单、药剂成本低廉等特点,适合曙光油田超稠油开发的需要。     

螺杆泵井转速对泵效的影响研究与应用

螺杆泵生产过程中,影响泵效的因素包括定(转)子过盈值、转子转速、液体黏度、含气量、泵沉没度等.其中,转速的选择尤为重要,合理的转速应与油井工况及螺杆泵的结构参数相匹配.如果转速选择不当,则螺杆泵高效节能的优点不能发挥,导致泵效下降,甚至影响螺杆泵寿命.针对如何提高井下螺杆泵泵效问题,从螺杆泵转速对油井的泵效影响分析入手,阐述螺杆泵转速对泵效的影响机理,并通过分析不同环境下转速对泵漏失、泵充满度的影响关系,拟合出理论计算公式;通过室内试验与现场应用,得出在井下工作环境中,转速对泵效的影响关系为反比关系,即转速越低,泵效越高.分析结论认为,针对井下工作环境,合理增大螺杆泵排量,适当降低转速,不仅可以提高螺杆泵的泵效,发挥其高效节能特点,在一定程度上还可减少螺杆泵的磨损,延长油井检泵周期.     

超稠油蒸汽驱先导试验效果分析

杜229块兴隆台油藏为中厚互层状超稠油油藏,单层厚度薄、储层物性好、原油黏度高,已进入蒸汽吞吐末期,综合含水率快速上升,产量递减严重,亟需实施开发方式转换。针对该区块蒸汽吞吐后期的特点,运用开发机理研究、数值模拟研究等方法,论证了超稠油蒸汽驱的可行性,并于2007年规划了7个70m井距"反九点"井组,开展蒸汽驱先导试验。经过8年的探索与实践,先导试验取得成功,井组年产油由转驱前的4.1×104t上升至5×104t左右,油汽比为0.17,采注比为1.09,采出程度达到53.8%,各项指标达到国际先进水平。通过对历史生产资料及监测资料分析研究,初步形成了超稠油蒸汽驱"先连通、再驱替"的驱油机理,掌握了影响生产效果的各项主要因素,总结了汽驱阶段的动态调控理念及方法。该试验的成功实施,突破了超稠油不能实施蒸汽驱的认识禁区。     

抽油机井一体化节能技术在油田中应用

抽油机是目前采油生产中的主要抽油设备,同时也是油田耗能的主要设备。将抽油机一有杆泵抽油系统分为地面及井下两部分,根据抽油机井光杆功率及电网向抽油机系统输入的总电能,分析得出抽油机井地面能耗约占总能耗的30%,地下能耗约占总能耗的70%,地下能耗节能潜力较大。地下损失能量主要包括黏滞损失功率和滑动损失功率,滑动损失功率与冲程和冲次成正比,黏滞损失功率与冲程和冲次的平方成正比。在抽油机井能耗影响因素中,运行参数是易于控制的主要影响因素。因此,确定了"大泵径、长冲程、低冲次"的地面及地下一体化优化节能思路。累计实施1152井次,系统效率由优化前的26.17%提高到30.81%,节电率达15.09%,年节电1216.86×104kW.h,节约电费776.48万元,加上节约作业费用和维护费用,年获经济效益1420.28万元。     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

超稠油蒸汽辅助重力泄油动态调控技术研究

蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）作为超稠油开发的接替技术,2005年开始在曙一区杜84块馆陶油藏进行先导试验,试验区采用直井与水平井组合方式。在试验实施过程中,先后遇到了汽液界面不合理、水平段动用状况不均匀、水平井汽窜、汽腔压力高等问题,在借鉴国外成功经验基础上,辽河油田研究出了适合自身特点的一整套油藏动态调控方法．包括阻汽控制技术、水平段均匀动用技术、水平井防窜技术和蒸汽腔压力稳定技术。其中,阻汽控制技术可合理控制采油井产液速度,避免发生汽窜现象;水平段均匀动用技术可提高水平井动用程度;注汽井射孔时,射孔井段底部距水平井3～5m．可有效阻止形成汽窜;蒸汽腔压力保持在3～4MPa时,SAGD开发效果较好。2007年8月,馆陶油藏通过每天减少注汽量300t,15d后,蒸汽腔压力由4．2MPa降至3．9MPa,日产液量保持不变,含水下降1．5个百分点。先导试验表明,注汽井及注汽井段适宜是SAGD操作的基础,水平段均匀动用是SAGD操作的保障,阻汽控制是SAGD操作的核心,蒸汽腔压力稳定是SAGD操作的关键。