油田注水系统能耗指标计算方法探讨

反映油田注水系统的能耗指标有很多,但在评价不同的注水系统时又没有一个单一的指标可以直接进行比较。通过分析现有常用指标的适用性及原理,指出了这些指标在应用中存在的问题,同时分析注水系统能耗指标的影响因素,并研究如何消除这些因素引起的指标值的不可比,最终找到一个能够以数值大小直接反映不同注水系统之间能耗水平的指标。     

孤岛油田抽油机采油系统的能耗分析及系统最优配置

对油田抽油机采油系统进行能耗分析,寻找各种改善抽油机性能和提高节能效果的方法,对指导油田在不同开发阶段进行抽油设备配套和抽油机节能改造以及降低采油成本具有重要意义。文章介绍了抽油机采油系统中的能耗损失,分析了孤岛采油厂油井负载状况及参数需求,对抽油机的选型进行了探讨。认为游梁式抽油机应采用软特性驱动,在油井地面设备的配套上要考虑电动机节能与抽油机的合理驱动之间的有机结合,并介绍了3种组合的应用实例,节能效果均较显著。     

低渗透油田注水系统能耗分析指标与测试计算方法分析

针对长庆油田企业标准Q/SYCQ 3403—2010《低渗透油田注水系统能耗分析指标与测试计算方法》与石油行业标准SY/T 5264—2006《油田生产系统能耗测试和计算方法》的区别,主要从泵入口水功率的处理、注水系统能耗分析及评价指标的细化管网的重新划分3个方面进行了详细解读,以方便此标准在长庆油田应用。     

抽油机能耗分析及节能措施优化方法研究——以大庆油田采油三厂为例

采用能耗节点分析方法,通过系统分析机采井各环节能量传递过程中的耗能状况,找出能耗分布规律,确定抽油机井节能重点方向和所采取的节能技术措施.开展了地面设备组合优化研究,以能耗最小、投入成本最低为目标,建立抽油机井节能多目标组合优化数学模型;同时,依据大庆油田第三采油厂节能管理实施规范和标准,制定抽油系统经济运行措施的实施...     

油藏流体类型的研究——以石西油田石炭系油藏为例

按油气藏流体类型可将油气藏划分为气藏、凝析油气藏、挥发油藏、一般黑油油藏和稠油油藏等,但仅从常规流体物性判断两种典型流体类型之间过渡的边缘流体类型是困难的,比如由黑油到挥发油,原油组分和性质的变化是一个渐变过程,因而严格地划出黑油和挥发油之间的界线有一定困难.从相态特征、地面原油物理特征、流体组成特征、高压物性特征等方...     

低渗透油田合理井距确定方法研究——以N油田为例

针对低渗透油田合理井网密度问题,从开发技术条件与经济效益两个方面出发,考虑启动压力梯度影响,采用势的叠加原理,建立了油水两相稳定渗流时的技术极限井距模型,并推导出不同注采压差下技术极限井距与含水饱和度、含水率以及储层渗透率的关系。根据N油田采收率与水驱控制程度、井网密度的关系,考虑销售收入、开发投资的将来值、维修及管理费用等,运用曲线交会法计算出不同油价对应经济极限井网密度及经济合理井网密度。N油田目前开发阶段反九点井网210 m井距小于技术极限井距,仍有加密潜力。     

油田企业经营财务现状及对策——以胜利油田分公司河口采油厂为例

结合胜利油田分公司河口采油厂的经营财务状况,分析油田企业在新形势下出现的经营财务问题,并提出相关解决措施,从而促使油田企业的经营财务管理水平不断提高,搞好蹦务经营管理工作,促进企业的发展。     

油田开发中层系合理性的评价方法——以胜利油田某稠油油藏为例

目前表征油田开发过程中层系合理性的方法多采用渗透率级差或变异系数来判断,对于层系内纵向上流体性质变化大的稠油油藏,仅用渗透率这一物性参数难以准确评价层系的合理性,因此提出了用流度变异程度来表征层系合理性的方法,流度变异程度的计算借鉴了洛伦兹曲线法,选取胜利油田海上12个稠油油藏的动态数据,统计了层系内流度变异程度与干扰系数的关系,给出了相关公式和判断同类油藏层系合理性的标准,并且相似油藏可以通过流度变异程度的大小估算层系干扰系数的大小,该方法简单实用。     

指标综合筛选方法在高含水油田开发效果评价中的应用——以埕东油田为例

高含水油田开发效果评价涉及指标很多,为了能用较少的指标映射原来许多个指标才能包含的信息,依据逻辑分析、系统聚类和复相关分析等现代统计理论,借助SPSS统计软件和MATLAB数学软件等工具,通过逻辑分析方法构建了高含水油田开发效果评价指标体系.应用聚类分析对指标进行聚类,并以复相关分析求得的复相关系数为依据,确定了以剩余采油速度、含水上升率、综合递减率和含水率作为高含水期开发效果评价的典型指标.实践表明,评价效果较好.     

低渗透油田抽油井合理注采压力系统研究——以鄯善油田三间房油藏为例

注采压力系统是油田开发研究的重要组成部分,任何形式的开发调整和技术政策界限的制定必须在合理注采压力系统范围内进行,才能取得预期效果。针对鄯善油田进入中含水期开发后,在低含水期建立的注采压力系统已不能适应油田开发需要的矛盾,重新研究建立了中含水期合理的注采压力系统,并对油田目前的注采压力系统进行了评价。     

低渗稠油油藏蒸汽吞吐合理开发井距的确定——以叙利亚O油田为例

以叙利亚O油田SH_B油藏为例,研究了低渗稠油油藏蒸汽吞吐开采时考虑变启动压力梯度影响的有效动用范围和合理开发井距。首先采用驱替实验测定不同渗透率、不同原油黏度条件下油相的启动压力梯度,确定启动压力梯度与流度呈幂函数关系;然后基于水平井焖井结束后,开井生产时的水平井沿程温度变化和建立的黏温关系,首次揭示了水平井沿程的变启动压力梯度分布特征。在此基础上,建立考虑变启动压力梯度的数值模型,通过数值模拟,研究低渗稠油油藏蒸汽吞吐开采时考虑变启动压力梯度的油藏有效动用范围,论证了油藏合理开发井距,为O油田SH_B油藏蒸汽吞吐开发方案编制提供了依据。     

稠油油藏化学驱原油黏度界限数值模拟研究——以胜利油田孤岛东区普通稠油油藏为例

稠油油藏常规注水开发主要面临原油黏度高、储层非均质性强、采收率低等问题。以孤岛油田东区南15-5#站普通稠油油藏化学驱效果为基础,针对胜利油区不同原油黏度油藏条件,与矿场实际动态相结合,建立了化学驱油藏数值模拟模型;通过收集不同原油黏度油藏的高压物性、相渗曲线等开发试验数据,研究不同原油黏度对水驱、化学驱开发效果及注采能力的影响;考虑提高采收率和经济性两方面指标,初步确定适合化学驱的稠油油藏的地下原油黏度界限为500 mPa·s。在合适原油黏度条件下,应用化学驱技术可以提高稠油油藏原油采收率。     

普通稠油油藏聚合物驱合理井距研究——以古城油田泌125区块为例

以古城油田泌125区块为例,针对普通稠油油藏地下原油黏度高、地下原油流动呈非牛顿流体特性,应用油藏工程方法计算了注入能力、采液能力与油藏注采井距的关系;针对稠油油藏存在启动压力梯度的情况开展了有效驱替对井距的研究,结果显示,驱替压力梯度在注采井周围能量损耗最大,油水井中点处存在最小驱替压力梯度,且井距越大,最小驱替压力梯度越小。考虑到经济因素,参考数值模拟研究结果,最终确定了泌125区块合理的井距范围为120~141 m。     

砂岩底水油藏水平井合理配产影响因素研究——以哈得逊东河砂岩油藏为例

为了有效抑制哈得逊东河砂岩油藏外围底水锥进和产量递减、提高原油采收率,利用油藏数值模拟技术分析了油水粘度比、油水密度差、油层厚度、油层中夹层的发育程度及位置、水平井井轨迹及射孔段位置、水平井水平段长度等因素对该油藏外围水平井合理配产的影响。研究表明,影响该油藏外围水平井合理配产的主要因素是水平井避水高度、夹层发育程度及位置和油水粘度比,并提出了该油藏外围单井合理配产的对策。     

稀油岩性油藏合理开发技术界限研究——以春光油田排2油藏为例

春光油田排2油藏是一个构造简单、物性良好、油水流动能力相近且天然能量充足的优质油藏,如何经济有效地开发该类油藏是目前重点关注的一个问题。主要利用油藏数值模拟技术,对排2油藏进行了合理开发技术政策界限研究,确定了合理的油藏开发技术界限,从而科学高效地指导油田开发。     

油藏数值模拟自动历史拟合方法——以Nelson油田为例

针对北海中部Nelson油田,研究油藏数值模拟自动历史拟合方法。完整的油藏自动历史拟合工作流程包括选择要调整的油藏变量、选择参数调整方法、自动历史拟合、数据分析、组合最优结果得到最优的油藏模型集5个步骤。以净毛比、水平渗透率、垂直渗透率为调整参数,采用全局单变量法、区域多变量法、局部多变量法等3种油藏参数调整方法,并结合生产数据和时移地震数据,对Nelson油田进行自动历史拟合。结果表明,局部参数调整方法减少了模拟中模型的数目和计算时间,提高了模拟精度,使得油藏中油水产量拟合误差大大降低,在Nelson油田应用效果最好。全局单变量法适合于历史拟合参数相互独立的情况;对于井网密度大且井间关联性强、历史拟合参数相互影响的油藏,最好选用区域多变量法进行参数调整;对于油藏历史拟合参数相互影响但每个选定调整区域相互独立的油藏,局部多变量法更加适用。     

油田企业在改革中的投资管理制度研究——以中国石化胜利油田分公司为例

正中国石化胜利油田的勘探开发之路至今已有50多年,其凭借雄厚资本、优秀人才和技术能力已经成为我国国有特大型企业。近几年,社会环境及国际市场正深层次地影响石油工业的改革,胜利油田虽然已逐步完成企业资本的重组改制,但是面临国际石油公司的激烈竞争,客观上要求企业在管理、投资等方面逐步与国际接轨。因此,推动胜利油田的投资管理制度改革创新将会     

适于低渗裂缝性油藏的堵关液流改向技术——以火烧山油田为例

对于特低渗高角度裂缝性油气藏来说,投产初期油井综合含水快速上升,部分井还出现暴性水淹,在初期进行的一系列堵水措施能取得明显效果,但随着堵水轮次增加,效果逐渐变差.试验表明,堵水后增加关井时间,堵水效果可明显提高.其原因在于改变液流方向使油水流动系统重新分布,使裂缝与基质有较长时间的充分渗吸交换.在油藏精细描述的基础上,对以往增产措施效果进行分析,总结出适于裂缝性油藏的堵关改向配套技术,经大量的矿场试验,取得了显著的增油效果,为裂缝性油藏后期的开采和稳产提供了宝贵的经验.