塔河油田井筒降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa·s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000～100 000 mPa·s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺.     

塔河油田两种主要稠油井筒降粘技术的分析与评价

对塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析结果表明,掺稀油和化学降粘两种稠油井筒降粘技术适用于塔河油田6区稠油井的开采。简要介绍了两种降粘技术原理,实验室和油井使用结果表明,掺稀油技术适用于稠油粘度大于50000mPa·S、油井含水低于20％的自喷井,在稀油与稠油体积比l：2至1：1时,降粘率达90％以上;化学降粘技术选择的乳化降粘剂XS-2具有抗盐性强、使用温度范围宽的特点,在油水体积比7：3、温度60℃、XS-2用量1．0kg／t原油条件下,T433油井稠油粘度由3156mPa·s降低至345mPa·s。     

塔河油田掺稀降黏工艺

塔河超深层稠油油田是我国目前最大的碳酸盐岩油田,油藏具有双孔隙网络特征,非均质性严重,埋藏深,温度高,原油在地层条件下黏度小,地面条件下黏度大,开采难度大.为此,在分析稠油黏度影响因素的基础上,优选出了掺稀油降黏开采方案.利用节点分析方法,建立了掺稀油降黏的优化设计模型,编制了应用程序,完成了实例计算,并对掺稀降黏工艺在塔河油田的应用效果进行了分析.通过掺稀降黏试验和现场应用,解决了埋深超过5 600 m的稠油储量动用问题,实现了常温下高黏度稠油的举升和集输.掺稀油降黏技术目前已成为塔河油田超深层稠油开采的主要采油工艺和增产措施.     

超深井掺稀降黏井筒温度分布模拟研究

掺稀降黏是开采稠油的一种重要的井筒降黏工艺。基于能量守恒和动量守恒,建立了考虑井筒产液温度和压力互相影响的稠油掺稀井井筒流体温度-压力耦合数学模型,并用迭代法对控制方程组进行了求解,实例计算与对比表明模型准确度高。利用该模型对掺稀井井筒温度分布进行了计算与分析研究,分析了掺稀温度、掺稀比、掺稀深度等参数对井筒温度分布的影响。为掺稀降黏工艺参数的设计提供一定的指导意义。     

塔河油田超深层稠油井筒掺稀降黏技术

塔河油田奥陶系油藏的原油属于典型的高凝、高黏、重质稠油,常规采油工艺不适用于塔河碳酸盐岩油田,而采用掺稀降黏技术,能有效改善稠油流动条件.针对塔河油田超深层稠油油藏的特点,在对稠油特性及深井举升工艺研究基础上,对掺稀降黏工艺在塔河油田的应用从理论上进行了深入分析和评价.现场应用表明,掺稀降黏工艺是适合塔河油田超深层稠油开采的主要采油工艺.     

塔河油田掺稀降黏技术研究及应用

塔河油田稠油降黏技术以掺稀降黏工艺为主,通过对掺稀降黏工艺参数分析结果表明:掺稀降黏工艺更适合高黏度、低含水稠油井,掺稀体积比选择1∶2至1∶1降黏效果较好,掺入深度越深,掺稀效果越好。结合掺稀井开采现状,鉴于稀油资源严重不足的问题,总结了高含水掺稀井停掺稀、中低含水掺稀井优化掺稀量、井下掺稀混配器使用三种掺稀优化方案。这些方案现场应用效果良好,有效提高了稀油利用率。     

塔河油田超稠油混合掺稀降黏实验研究

塔河油田超稠油的开采关键在于降黏,实践证明掺稀降黏是塔河超稠油开采的有效方法,但稀油与稠油在井底混合均匀程度不高,使得降黏效果与室内实验差距较大。研究发现,在掺稀油时掺入少量混合芳烃可提高掺稀降黏效果。实验结果表明,在静态下混合芳烃对塔河超稠油有良好的溶解能力,掺入混合芳烃能够显著降低超稠油黏度,且降黏效果好于单一掺稀油效果,同时又可节约稀油资源。     

塔河油田深井稠油开采技术

为了提高该区稠油的开采效果，提高采收率，分析了影响稠油井正常生产的主要因素，研究优化了相应的技术对策（主要是井筒举升工艺），为塔河六区稠油的正常生产以及提高整个油田的采收率提供了技术支持。     

深层稠油掺稀油举升方法研究

深层稠油在油藏条件下具有一定的流动能力,但在井筒中的流动阻力却很大,造成生产上的困难。该文针对深层稠油油藏的特点,在对稠油粘温关系和深井举升工艺进行研究的基础上,结合实验室掺稀油降粘效果研究结果,对空心杆泵上和泵下掺稀油举升工艺的可行性进行了研究,设计结果及现场生产分析结果表是,空心杆掺稀油是一种适合于深层稠油冷采的举升方式。     

深层稠油掺稀油举升方法研究

深层稠油在油藏条件下具有一定的流动能力 ,但在井筒中的流动阻力却很大 ,造成生产上的困难。该文针对深层稠油油藏的特点 ,在对稠油粘温关系和深井举升工艺进行研究的基础上 ,结合实验室掺稀油降粘效果研究结果 ,对空心杆泵上和泵下掺稀油举升工艺的可行性进行了研究。设计结果及现场生产分析结果表明 ,空心杆掺稀油是一种适合于深层稠油冷采的举升方式。     

TDR1-127减速涡轮钻具在塔河油田超深井的试验研究

为提高塔河油田超深井小井眼钻进速度,缩短钻井周期,设计并试制了一种具有金属密封的TDR1-127减速涡轮钻具,并在TH12509小井眼井中进行了试验,试验井段的钻速与同井相邻地层转盘钻井方式的钻速相比提高了80%以上,与邻井转盘钻井方式钻进相同地层的钻速相比提高了55%以上。理论与试验结果表明,TDR1-127减速涡轮钻具结构设计合理,工作寿命长,能够满足塔河油田超深井小井眼复合钻井需要,可进一步推广应用。     

塔河油田水平井钻井技术

塔河1号油田位于塔里木盆地沙雅隆起塔河1号构造，其圈闭层位有石炭系和三叠系中，下油组，目前，该油田已完钻的沙29井，沙51井，TK101井，TK102井，TK103井在三叠系上，中，下油组均获工业油气流，其中，下油组油层厚度大，油质好，但底水，为防止底水锥进，减少生产压差，完成原油生产任务及完善开发井网，验证水平井开发的经济效益，西北石油局从1998年5月至1999年11月相继在该油田完成了5口水平井，取得明显的经济效益，水平井的采油指数是直井的1－3倍，水平井可有效地控制底水锥进和气锥进，延缓见水时间，水平吉单井控制面积是直井的2－3倍，而钻井费用只是直井的1．5－2倍。     

塔河油田稠油复合井筒降黏技术研究与应用

塔河油田单项降黏工艺效果趋于极限,采用复合思路,开展了复合降黏技术研究.室内实验表明,水溶—油溶复合降黏剂能够乳化更大黏度(100×10⁴ mPa·s以上)的稠油;加热+油溶性降黏剂复合使用降黏效果进一步提高.矿场试验显示,化学复合降黏平均节约稀油率69.8%,电加热+油溶工艺复合降黏平均节约稀油率51.27%,单项降黏技术极限得到突破.     

塔河油田稠油沥青质解堵技术研究与应用

塔河油田油藏原油高含沥青质,随着油井生产,油藏、井筒压力、温度场的变化,井筒堵塞现象时有发生.采用X射线荧光光谱、组分分析、溶剂萃取等方法分析了堵塞物成分.结果表明,堵塞物90%以上是有机物,有机物中沥青质含量大于38%.针对堵塞物主要组分,研制了新型沥青解堵剂,对其性能进行了评价.60 ℃时溶解速率最高可达到2.956 mg/(mL·min),胶体不稳定指数大于0.9的原油中加入质量分数1%新型沥青解堵剂,可有效抑制沥青质沉积.     

塔河油田超深稠油电泵风险评价管理方法

为了提高潜油电泵系统管理水平,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2个方面的工作:(1)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;(2)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地反映电泵系统运行状态,用于指导电泵井系统管理,有助于提高运行寿命,降低躺井率.     

塔河油田侧钻短半径水平井技术

分析了塔河油田侧钻短半径水平井的难点，详细介绍了该油田侧钻水平井施工措施和注意事项，并以TK406CH井为例，介绍了该技术的现场应用情况。该油田20余口干井和老井的测钻施工表明，侧钻短半径水平井技术对干井或老井挖潜具有重要意义，值得进一步推广应用。     

超深侧钻水平井测井工艺在塔河油田的应用

系统分析塔河油田超深侧钻水平井测井作业过程的施工难点,主要包括湿接头对接成功率低、仪器温度性能难以得到有效保证、仪器组合方式受到限制、施工过程中会存在一些井下风险等因素。从井筒准备、仪器串性能检测与组合、施工过程控制、井口电缆防护等4个方面入手,形成较完善的超深侧钻水平井测井工艺和配套施工方案。超深侧钻水平井测井如果井底温度超出了常规仪器175℃/140MPa的工作范围,应使用高温仪器进行施工;施工前应认真检测仪器的温度性能;采取高温烘箱检测法时其加温温度应提高至175℃;井口电缆防碰装置对钻具输送时测井电缆在井口的安全起到了非常有效的保护;现场多个施工单位之间的紧密配合也是安全顺利取全取准测井资料的关键因素之一。该工艺能够应用到水平井和复杂深井直井施工中。超深侧钻水平井测井工艺在塔河油田先后完成近40井次的施工任务,一次施工成功率达到90%。     

超稠油藏井筒凝管处理工艺技术

超稠油藏开发过程中,防止井筒凝管是在开发作业中必须面临的难题,生产或作业过程易发生稠油在井筒内凝固,堵塞井筒,甚至高压不能打通的情况。以往修井处理过程经常出现稠油不易返出、堵塞循环系统、稠油进灌无法正常回收、稀油用量大等问题,施工难以连续,周期长,劳动强度大,费用高。塔河油田在措施作业过程中,结合超深、超稠油的特殊井况,采用分段倒扣配合连续油管切割技术、钻磨处理技术和地面装置改进技术,使稠油凝管处理更加高效、快速。     

塔河油田短半径水平井侧钻技术

塔河油田侧钻短半径水平井造斜井深在5300m以深,施工难度大。通过介绍侧钻短半径水平井的技术难点,结合TK405CH井的设计与施工情况,论述了该油田通过对井下工具、仪器的改进及工艺技术配套,进行短半径水平井作业的成功经验,探讨了短半径水平井中井眼轨迹控制技术、高造斜率下钻具的受力分析、摩阻扭矩分析等多项技术难题,并给出了相应的技术措施。塔河油田短半径水平井的成功钻成并获得良好的产能,为国内深井短半径水平井钻井技术的进一步发展奠定了基础