X聚驱工业区合理提液的研究

本文根据X开发区聚驱配套调整技术研究成果阐述了X开发区聚合物驱阶段划分及动态变化规律,即随着聚合物溶液在地层中注入量的增加,原油的含水率先降后升,采液指数随之下降是聚合物驱的普遍规律,造成油井产液量降低,增油幅度低。提液一方面能够减缓因产液量下降较大而导致产油量下降的趋势;另一方面可以加速聚合物推进速度,促进聚合物段塞形成,具有引效作用。文章分析X聚驱工业区提液效果,提出X聚驱工业区提液井选井原则,研究结果对进一步改善X聚合物驱开发效果,提高原油采收率具有重要的指导意义。     

边水油藏油井提液技术研究

边水开发油藏在油井见水后,含水率上升加快,产油速度迅速下降,油井提液措施是保持稳产,提高最终采收率的有效开发模式。针对这类油藏,开展了提液技术研究,在油井提液六项基本原则的指导下,根据数值模拟结果优选提液部位、提液时机以及合理的提液幅度。该项技术对边水油藏中后期开发有着重要的指导意义。     

抽油泵提液倍增器技术在克拉玛依油田六、九区浅层稠油油藏的应用

通过对克拉玛依油田六、九区浅层稠油油藏抽油井举升设备的调查分析,发现抽油泵泵效低等问题,严重影响了抽油机井的系统效率,并影响单井生产周期及周期产油量。措施效果分析表明,六、九区浅层稠油油藏累计应用抽油泵提液倍增器采油技术48井次。措施井累积增油1296t,平均单井增油约108t,取得了很好的增液效果。     

非均质油藏油井提液机理分析

油田开发到一定时期,随含水不断上升,为确保油田稳产、上产就必须不断放大油井生产压差来提高油井产液量,特别是对非均质油藏油井,其有放大生产压差动用差油层的可能性和必要性,但油井应用多大生产压差生产？本文试从油井启动压力、生产压差计算公式来对提液机理进行分析。     

边底水块状油藏油井提液技术研究

边底水块状油藏在油井见水之后,含水率上升加快,日产量下降迅速。针对这类油藏,开展有效提液技术政策和技术界限研究,提出了油井提液时机以及不同条件下的合理提液幅度。研究结果表明：针对这类油藏的开发,采取“初低后高”产量策略既能提高采出程度,又能控制含水上升;通过打隔板可以控制含水上升速度、提高开发效果;对于不同隔板半径条件,提液幅度控制在极限产量附近,开发效果较好。研究结果对这类油藏的高效开发提供了理论依据,具有一定的技术指导意义。     

注水开发油藏提液引效研究与矿场实验

放大生产压差提液是油田中后期稳产的一项重要增产措施,同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段。在注水开发油田高含水期,放大生产压差、提高油田排液量是强化开采的主要方法。而合理选择井点井区进行提液增排有利于实现注水引效,均衡水驱效果。辽河滩海油田海南3断块采取了这一方法,有效提高了油田开发水平。应用该技术后,已有12口油井见到良好的增油效果。该技术的研究与应用为注水开发油藏后期高含水开发探索出了一条稳油控水的新途径。     

合采井渗流特征方程的理论推导及应用

多油层合采时,由于层间压力及物性的差异,各油层对油井产量及含水率的贡献不同。从简单常见的油水两层模型入手,假定各油层地饱压差较大,油层为刚性水驱,基于达西定律和多层油藏油井流入动态理论,对多油层油井的层间流入动态差异进行分析,结合分层和全井的IPR曲线,推导出了全井的含水率与井底流压、含水率与产液量、含水率与产油量、产油量与产液量的关系式,并通过实例对这些关系式进行了分析讨论,得出层间不同的流压及含水对全井产液的影响规律,从而指导油井工作制度的优化。     

因井施策 谨慎提液 盘二断块提液井现状调查分析

本文以盘二断块提液井生产现状入手,深入分析了油井沉没度与泵效的关系,针对盲目提液造成的一些开采负效应进行了阐述,提出了合理提液的开采建议。     

二类油层化学驱不同开发阶段受效油井压裂方案的优化设计

二类油层是目前化学驱开发的重要层位,油井注剂受效后,产液量下降,产油量上升,含水明显下降。为此,本文制定了不同开发阶段受效油井措施压裂选井原则,并且明确了不同开发阶段受效油井的主要压裂层位及压裂方式。通过对受效油井措施压裂方案优化设计的应用,被压裂A井取得了增液32t/d,增油8.4t/d,含水保持稳定的好效果。     

胜利海上举升工艺适应性分析及区块提液潜力探讨

本文从油藏类型、原油粘度、泵排量、泵效等四方面对胜利海上举升工艺现状进行了分类统计,在此基础上对目前海上举升工艺适应性进行了分析。再以具体的油井为例,根据最小流压计算公式、产能计算公式以及防砂对产能的影响确定出单井合理提液量,采用覆盖式计算,扩展至井组,进而对全区的提液潜力进行分析,根据分析结果把目前胜利海上井组划分为五类,为海上中后期提液提供一定的借鉴和参考。     

大庆西部低渗透油田产液规律研究

低渗透油田油井见水后,采液(油)指数下降,给油田稳产造成很大影响。同时,由于初期建设时选择抽油机均留有较大提液稳产的载荷余地,致使载荷利用率低,能耗增加。为了达到降本增效的目的,必须研究其产液变化规律,为抽油机选型提供依据。本文通过根据相渗曲线对油井产液变化规律进行了研究和预测。     

油田站外系统单管集输技术研究

通过对油井的产液量、含水率、井口温度及集输距离进行分析和计算,确定了单管集输的主要原则和老油田进行单管集输改造的主要方案。对于产液量和井口温度较高的油井,在保证进站温度的条件下可以直接实施单管输送;对于产液量高,但井口温度偏低的油井可以通过井口电加热器实现单管输送;对于产液量和井口温度均较低的油井,可以通过高温油井串接低温油井或油井井口电加热器串接的方法实现单管输送;当原油含水率低于转向点时,进站温度应维持在高于凝固点3~5℃之内;当原油含水率高于转向点时,进站温度应维持在低于凝固点5℃范围之内。     

喇嘛甸油田因供液不足导致螺杆泵井卡泵故障的研究

针对目前螺杆泵井生产过程中存在的卡泵问题,油田常以常规热洗、或者吊车上提光杆热洗的方面进行处理,然而对于"深液面、低沉没度"供液能力不足的井,这两种办法常常都无济于事,会导致油井检泵频繁,大大影响了油井的时率、利用率。油田通过反复实践找到了以改生产流程,"上提光杆正注洗井"为主的解除卡泵的新方法,实现了不检泵、不修井,直接解除卡泵故障,减少了躺井,提高了油井开井率和生产时率,甚至解决了以往依靠检泵以至修井也无法解决的疑难问题。经现场应用和效果评价,具有一定的可操作性和实用性,取得了较好的经济效益。     

水平井合理生产压差制定机理研究

油田开发到一定时期,随含水不断上升,为确保油田稳产、上产就必须不断放大油井生产压差来提高油井产液量,特别是对非均质油藏油井,其有放大生产压差动用差油层的可能性和必要性,但水平井油井应用多大生产压差生产？本文试从油井启动压力、生产压差计算公式来计算油井生产压差,从计算公式和部分井实践我们可以定性知道：非均质油井启动压力各不相同,同一油井各油层（段）启动压力也不一样,油井在不同时期合理生产压差不同,过高过低的生产压差都不利油井生产,随含水上升,生产压差要不断上调,以确保油田的稳产。     

抽油机井供采平衡理论研究及配套工艺技术应用

油田进入开发中后期,油井含水越来越高.一方面,提液增油难度加大;另一方面,在预测产能不准确的情况下,对于供液能力较强而选泵径较小者,势必会增大冲程、冲次,容易造成抽油杆柱疲劳拉断,而对于地层供液能力差而下泵深度过浅者,则会导致供液不足,无法达到预期产量.本文通过供采平衡理论研究及配套工艺技术应用,使油井基本实现了供采平衡.     

硝酸磷肥装置工艺冷凝液系统的工艺优化

根据硝酸磷肥装置氮磷蒸发和硝铵蒸发工序产生的工艺冷凝液处理系统,即汽提装置运行不稳定的情况,通过实践摸索,工艺优化,减少进入汽提装置的NH4 N;改进汽提装置加碱方法和外排水pH检测位置等措施,实现了工艺冷凝液的达标排放,工艺冷凝液排放中的NH4 N由1.16%降为0.0044%,氮回收率达99.6%,年回收氮价值达758万元。     

陶瓷超滤膜用于盐湖卤水提锂合格液的中试研究

为解决纳滤膜用于盐湖卤水镁锂分离中长时间运行后出现通量下降、膜污染和分离效率下降的问题,开展了将陶瓷超滤膜作为纳滤预处理措施用于盐湖卤水提锂合格液的中试研究。中试设在吸附提锂车间,进水为提锂工序中的合格液。结果表明,在冬天低温环境合格液浊度<50 NTU的条件下,以及在合格液浊度上升至50~170 NTU的极端进水水质条件下,陶瓷超滤膜均可在300 L/（m ²·h）的测试通量下稳定运行,过滤时间为30~50 min/周期。产水浊度稳定<0.1 NTU,优于后续纳滤系统进水要求。     

海上油田电泵提液配套技术

提液是水驱油藏开发中后期保持稳产,提高最终采收率的有效开发模式.胜利海上油田经过多年开发已进入开发后期,海上主要的机采方式是潜油电泵,本文通过对电泵提液适应性进行分析,配套完善了一套适应海上生产的电泵提液技术,并对如何改进电泵提液技术提出了下步建议.     

濮城油田化学法防垢、除垢技术

濮城油田在长期注水开发过程中,生产油井普遍存在结垢现象。油井结垢往往会导致油井产液量下降,产油量减少。针对油井结垢特点,开展油井硫酸钙除垢剂配方研究,通过室内及现场实施,生产油井均见到了较好的除垢效果,对油田生产起到了积极促进的作用。     

贫液/准贫液酸性气体脱除单元气液比的优化

介绍贫液/准贫液酸性气体脱除单元再吸收和常温闪蒸系统工艺流程,分析两个系统在进行氮气气提时相互影响的因素,确定再吸收和常温闪蒸系统气提时需要控制的主要工艺参数。通过调节气提氮气和半贫液、低温富甲醇、常温富甲醇之间的气液比,分析气液比与其溶解的CO_2气体含量的关系,找到气提效果的高效拐点区间。最终确定了气提效果最优的气液比区间,半贫液气提时气液比控制在0.8%～1.2%,低温富甲醇气提时气液比控制在2%～3%,常温富甲醇气提时气液比控制在0.8%～1.0%。