抽汲收油的诀窍

抽汲收油是以消耗小、能量大、方便灵活的特点成为高含水开发后期的主要采油方式之一,尤其是对边缘零散井、低能井和高含水等低效井,抽汲收油可以进一步降低生产成本,既体现节能降耗,又拓宽了挖潜增效的新路子。近几年来,大多老区油田综合含水不断上升,油田开发经济效益日趋变差。中原濮城油田经过20多年的高速开发.已进     

油井生产的经济效益分析研究

结合油田开发的现场生产实际,分别就大多数油田通常采取的进网油井生产、边缘零散井单拉、高含水期油井生产等3种常规采油方式的可采经济效益临界值及盈亏状况进行了全面、客观评价,从而为从事油田开发的现场管理人员、工程技术人员,提供一套操作性强的科学的决策分析方法。     

吐哈油田喷射-气举采油技术研究

针对吐哈油田低压、低孔、低渗的油藏特征,开发出适合鄯善油田低产气举井的喷射-气举采油新技术。通过对气体喷射泵原理及结构设计的研究,研制出多级投捞式SLB气体喷射泵和配套投捞工具,满足了油田现场的需要,S613等油井的喷射-气举采油现场试验表明,采用喷射-气举采油新技术达到了增产、节气、防蜡和提高气举井举升效率之目的,喷射气举采油比常规气举采油有更多的优势,在气举采油油田具有广阔的应用前景。     

降低朝阳沟油田产能建设工程地面投资的措施

通过对大庆朝阳沟油田在产能区块中应用一体化开发、以及简化地面工艺技术的论证,提出了外围零散区块的开发应打破油藏、采油、地面专业界限,以控制开发井成本;应用新工艺、新技术减少地面工程系统占地为原则,以减少地面工程投资在油田开发建设投资中的比重,优选出适合外围零散区块的地下地面一体化开发方案。     

油井提捞采油经济极限产量研究

提捞采油更适合于低产新建产能井、零散油井和已投产的低产、低效抽油井.大庆外围油田提捞采油的规模在逐渐扩大.为了提高低渗透低产油田的储量动用程度,以油藏工程理论为基础,结合现场提捞采油实践,依据盈亏平衡原理,推导出简便适用的确定油井提捞采油经济极限产量计算公式,为大庆外围油田今后经济有效地开展提捞采油工作提供了经济评价工具.图1参1(于士泉摘)     

大庆外围油田油井捞油界限研究

尽管提捞采油更适合于低产新建产能井和零散油井，可大幅度降低投资和成本，提高经济效益，但并不意味着所有低产井和低效或无效井转捞油后都有经济效益。为此，以油藏工程理论为基础，通过全面总结捞油实践，提出油井捞油或抽油转捞油经济极限产量和含水经济界限确定方法，并提出了计算公式，指出了主要影响因素。该方法简便适用，为确保大庆外围油田经济有效的开展提捞采油工作和提高外围油田开发效益提供了技术依据。     

红浅火驱试验区窜漏原因分析

新疆油田公司采油工艺研究院技术研发中心,新疆克拉玛依834000火驱过程中会不停地向火井注入空气,以维持燃烧,产生的气体在采油井中产出。但是,由于储层层内和平面非均质性的影响,使得产出气体沿高渗透条带突进,当运移到固井质量差和套损的井时,就可能会发生窜漏。在对火驱开发先导试验区红山嘴油田红浅1井区储层特征和油井井况研究的基础上,主要分析了窜漏原因,并提出了治理措施。为火驱先导试验的继续开展提供经验参考。     

油田开发工艺对抽油机的要求

<正> 机械采油是我国各油田开采原油的主要方式。据胜利油田统计,截至1990年底,全油田机械采油井占油井总数的98.6％;机械采油井中,有杆泵采油井占机械采油井总数的87％,有杆泵采油井的原油产量占油田总产量的76％。这表明抽油机、抽油泵和抽油杆组成的三抽设备在机械采油中占有重要的地位。抽油机的效率和可靠性直接影响油田的产量和效益。那么,我国油田采油工艺的发展和油田现状对抽油机有什么要求,什么形式的抽油机能够满     

吉林油田零散井放空天然气CNG回收技术研究

对于油气田偏远零散井,存在试井周期长、条件差、与集气站距离较远,无法建立规模化集气站的问题,为保护生态环境,提高资源利用率,“试气不点火,天然气安全回收”的零散井放空天然气回收技术应运而生。文中以吉林油田零散井为研究对象,在满足油气藏开发试采需求的同时,通过天然气回收技术分析与对比论证,优选了CNG天然气回收技术,优化设计了安装相关回收装置参数,确定了回收工艺和流程。现场回收试验表明,该技术实现了吉林油田零散井放空天然气的安全高效回收,达到了保护环境和提升油田资源利用率的目的。     

海上特高含水老油田挖潜策略与措施——以珠江口盆地陆丰凹陷LFD13-1油田为例

珠江口盆地大部分油田已进入特高含水开发后期,综合含水率高,采油速度下降,剩余油分布零散,加密井网难度大,需要探索新的开发策略和工艺技术以实现油田的可持续开发.以陆丰凹陷LFD13-1油田为例,总结了海上特高含水老油田挖潜策略和措施:通过“纵向上层系转移”提高整个块状油砂体的垂向波及效率;通过非均匀井网加密开采分布零散的剩余油;通过水平分支井及MRC技术增大油井泄油面积、增强横向导流能力;通过自流注水补充地层能量方式建立有效注采系统提高单井产能;加大冲洗强度,通过换大泵提液等措施进一步提高油田整体采收率;积极寻找替代资源,实现老油田滚动开发.这些开发策略和措施的探索与实践,对海上同类特高含水期老油田的开发具有借鉴意义.     

合理井网密度与最终采油量的定量关系

本文用实际油田的统计资料,以最大经济效益为前提,研究了采油井距与最终累计采油量的定量关系、获得确定最佳采油井数的公式。在合理井数条件下,求出最佳经济效益时的最终采油量。由此得出合理井网密度与最终累计采油量的定量关系。以马岭油田为例,计算合理并网密度15.6公顷/口,最终累计采油量折合为最终采收率为36.1%.     

国外最新采油技术与装备(二)

近年来 ,美国的石油机械制造商为促进采油技术的进步 ,提高采油管理的自动化水平和经济效益 ,研制成功大排量高效气体分离器、高含气井气体处理装置、高效多级电潜泵、三种双电潜泵完井系统、新型大排量多级电潜泵、大功率电动机、通用井下气体分离器、气举井光纤控制装置、光导纤维控制的停泵装置、油田资料采集网络、中压浪涌预防、石油磺酸盐棒自动发送器等。对以上技术和装备做了简要介绍     

孤岛油田水力喷射泵在开采零散稠油井区的应用

孤岛油田南区零散稠油井曾采用挤稠油降粘剂、泵下掺水等工艺，但效果不明显。1998年在部分稠油井上应用了水力喷射泵采油工艺，进行水力喷射泵开采稠油实验，取得了成功，使原来长期停产的稠油井恢复了正常生产，平均单井日增产能5．2t，累计增产原油36950t。     

采油井故障原因的判断及应对措施

油田开发过程中，随着生产自动化的提高，生产流程的复杂与不可控，影响井下采油设备的因素诸多，为了确保井下采油设备稳定、安全、高效运行，文章从采油井的地面工程入手，讨论探究管式抽油泵井与杆式抽油泵井在实际运行中会面临的故障问题，并分析采油井日常故障原因的判断方法与应对措施，最终达到提高油田采收率的目的。     

开发后期提高油井效益的方法与实践

油田开发后期，采油井普遍含水高，低效井逐步增多，如何有效地治理低效井，降低采油成本，提高油井的开发效益已经成为老油田后期工作的重点。本文在分析开发后期低效井成因和改善低效井效果途径与实践的基础上，提出了低效益井综合治理的5种挖效方法，这些方法简单，实用，可以有效地改善低效井开发效益。     

SLB气体喷射泵技术的研发与应用

针对吐哈油田低压、低孔、低渗的油藏特征,开发出适合低产井的喷射气举采油接替技术。通过对气体喷射泵原理及结构设计的研究,研制出多级投捞式SLB气体射流泵和配套投捞工具,满足了油田现场的需要,经S613井等井的现场试验,达到增产、节气、防蜡和提高气举井举升效率的目的。     

沥青质沉积对油井产能影响的模拟分析——以南海北部湾盆地W-1油田为例

油田开发过程中油藏压力、温度等变化会导致原油中沥青质析出并沉积,从而对储层造成伤害并使油井产能降低。以南海北部湾盆地W-1油田为例,利用油藏数值模拟方法模拟了衰竭式开发及注水开发方式下沥青质析出与沉积的过程以及对油井产能的影响情况。由于采油井近井地带压力下降幅度最大,沥青质析出与沉积现象最为显著,造成原油黏度升高和渗透率下降的幅度也最大,从而导致油井产能下降。通过模拟分析,提出了针对由于压力下降导致的沥青质沉积伤害的主要开发对策:一是降低采油井生产压差,如采油井采用小排量生产或者水平井开发;二是提高采油井附近的能量补充速度,如注水井超注、加密注采井距等。基于模拟分析认识提出的水平调整井方案已在W-1油田实施,并取得了一定的增产效果。     

埕北稠油油田生产渗流特性的研究和应用

对埕北稠油油田试井资料分析中的特殊现象进行了探讨,并指出其对提高油田采收率和采油速度的意义。应用统计理论和渗流力学理论求出采油指数、含水率、生产压差和流压之间的经验关系式,提出了确定稠油油田防砂井合理生产压差和最大采液量的思路和方法。     

海上油田同井注采技术开发与应用

针对海上油田开发生产中出现的油田注水水源不足,采油井多层系开发调整要求分层段、分阶段转注及采油井伴生气回注等技术问题,开发了同井采注工艺技术。将有水层注水井的水层打开提供水源,同时保持原注水井正常注水,与平行双管相比,单管大排量同井采水注水技术使同井采水量从800 m3/d提高到2 500 m3/d;对不同目标层位可分别进行采出或注入,即同井采油注气或同井采油注水,相当于把原来的1口井变成2口井使用,提高了单井利用率,实现了一定范围的井网优化。该技术在渤海湾SZ36-1J、Z9-3、LD10-1等油田成功应用8口井,已成为老油田稳产增产的重要技术手段,为新开发油田生产完井开辟了一个新的完井模式。     

海上油田同井注采一体化技术研究与应用

针对海上油田采油平台油井投资高、井间距大、井槽数量少的特点,在充分进行国内外调研的基础上,通过研制适宜的工艺管柱及配套的井下工具,研发了同井注采一体化技术,包括同井注气采油、同井采油注水、同井采水注水和水聚分注技术,可以把原来的1口井变成2口井,在不增加新井的前提下成功缓解了海上油井数量对油田增产的制约,节省了油田钻井和平台建设的开发成本,降低了油田生产投资风险,为油田产量快速增长和节能减排(减排污水、CO2减排)等方面做出了贡献,并在现场应用中获得显著的经济效益。