特种油开发公司

规模应用水平井 实现超稠油高效开发1997年。特种油开发公司开始进行超稠油油藏水平井蒸汽吞吐试验研究。2003年以后,已经逐步实现了规模化开发。通过对水平井技术的不断完善、创新。部署及开采方式已发展为多样化形式：由最初的新区单水平井发展到整体部署;由新区部署发展到老区直井井间加密、层间接替;     

多井整体蒸汽吞吐在超稠油开采中的初步应用

以曙-区杜84断块曙1-38-7030井组为例，系统地论述了利用多井整体蒸汽吞吐技术改善超稠油开发效果的原理及开发程序。通过对多井整体蒸汽吞吐机理的研究。综合分析了该项技术在超稠油开发中的可行性和必要性，提出实施的前提条件和具体的操作程序，在生产实践中见到了明显效果。实践证明。多井整体蒸汽吞吐是改善超稠油中，高轮次吞吐效果的主要手段之一。为辽河油区超稠油油藏以及其它地区类似油藏的开发提供了借鉴。     

曙一区超稠油间歇蒸汽吞吐技术探讨

针对曙一区超稠油井进入高周期后产量递减、成本上升的矛盾,提出用间歇吞吐技术改善高周期蒸汽吞吐效果.通过对吞吐机理和现场实际资料统计的分析,对这项技术实施的条件及效果进行了探讨,结果表明,该项技术在高周期井实施效果较好,具有较好的推广前景.     

超稠油水平井产能影响因素分析

随着相关技术的不断发展和成熟,水平井已经成为高效开发油田的重要手段,尤其在超稠油油藏开发中,水平井日益被广泛应用并且发挥越来越重要的作用。然而,在对水平井生产效果统计分析时发现,部署条件相似的水平井在产能上存在着较大差异。结合大量现场生产数据,从油藏参数、注采参数、生产控制等方面进行深入细致的分析,其研究结果为提高水平井生产效果,进一步指导超稠油油田的高效开发提供了依据。     

曙一区超稠油油藏蒸汽吞吐开发技术界限研究

以全国最大的超稠油生产基地--曙一区蒸汽吞吐开发实践为基础,分析了随着蒸汽吞吐周期的增加各项开发指标的变化规律,并结合现场试验,对生产技术参数进行了探讨和优化,给出了参考界限.该研究对国内同类油藏的开发具有普遍的借鉴意义.     

多种开发方式提高超稠油整体开发效益

针对多种开发方式下如何提高超稠油的整体开发效益问题,对影响超稠油开发效益的因素进行分析,并制订相应的技术对策.基于对单井效益评价,通过制订合理的效益产量成本规划、加强油藏经营管理、提高超稠油商品率、合理优化老区资源配置,指导生产实际,为科学预测各项经济指标和准确完成资金预算提供可靠依据,并为各投资项目决策可行性研究提供经济依据,提高超稠油开发经济效益.     

曙一区超稠油间歇式蒸汽吞吐技术界限的确定

通过对杜229断块高轮次低效油井间歇蒸汽吞吐技术效果分析,间歇时间是决定间歇蒸汽吞吐技术效果的重要技术参数.并对间歇时间的影响因素进行了分析,在此基础上,确定了超稠油油井的最佳间歇时间.这一成果为超稠油油井实施间歇蒸汽吞吐技术提供了重要依据.     

改善互层状超稠油油藏吞吐效果技术研究

辽河油田曙一区兴隆台油层为互层状超稠油油藏,是主要的储量接替和产能建设区域.该区域储层发育差,开发过程中存在注汽压力高、低周期采注比低、周期产油量低、油汽比低、吞吐效果差等问题.通过对油藏储层特征、油藏开发矛盾的研究,掌握制约互层状超稠油油藏开发效果的因素和机理,寻求改善开发效果的有效途径和技术手段.现场应用表明,通过合理的射孔层位组合、合理的注汽参数设计、组合式吞吐技术的应用、套管防护技术的应用等,可以有效的改善油藏开发效果.     

影响超稠油开发因素分析及对策研究

通过对曙一区超稠油油藏开发规律分析和主要影响因素研究,掌握制约超稠油油藏开发效果的因素和机理,寻求改善开发效果的有效途径和技术手段,提出相应的解决方案.有效的改善油藏的开发效果,可为同类油藏开发提供借鉴。     

特种油品生产相关技术开发与应用总结

总结了利用石油馏分生产低硫、低氮、低芳烃特种油产品的加氢技术及其工业应用和轻质白油标准制定系列成果。工业应用结果表明：以柴油馏分为原料,通过芳烃深度饱和工艺和配套催化剂,可生产芳烃质量分数小于0.03%的轻质白油,满足NB/SH/T 0913—2015Ⅱ类轻质白油产品标准;以减压蜡油为原料,采用加氢处理-异构脱蜡/补充精制组合技术,可生产Ⅱ/Ⅲ类润滑油基础油、橡胶填充油。此外,加氢基础油经过深度加氢精制可生产食品级白油产品和动物疫苗用白油。开发的系列特种油品生产技术和制定的轻质白油标准为石油行业的产业结构调整、“油转特”战略部署实施及企业提质增效提供了技术支撑,有助于早日实现“双碳”目标。     

特低产液井油流量仪在升平油田的应用

升平油田作为大庆油田13个水驱精细挖潜示范区之一,其范围内油井产液量较低,有的甚至不到1m3/d,因此如何提高示范区低产液井测试资料的精确性就成为了急需解决的难题,具有十分积极的意义。通过对特低产液井油流量仪在升平油田的应用效果分析,展示其在低产液井测试精度上的优势,从而促进该项低产液井测试技术的发展和进一步推广。     

王102断块高速递减期控水稳油的主要做法

针对王102断块高速开采过程中出现的含水上升快、老井递减大、主力油层生产负担重、地下亏空大等问题，开展了油藏精细描述，重新评价剩余油分布潜力区，并采取补充完善井网、主力层系注采调整以及合理调整产液结构等一系列措施，使开发矛盾得到一定的缓解，控水稳油见到效果。     

电导式相关流量测井仪在疑难产出井中的应用

文章概述了电导式相关流量测井仪的仪器结构、测量原理、技术指标及相关信号的采集、处理、传输。电导式相关流量测井仪由于内部无转动部件，可以克服流体粘度大和出沙严重对测量造成的影响，在涡轮流量计不适用的疑难井中，具有明显技术优势。在产出剖面测试领域成为涡轮流量计的必要补充，拓宽了产出剖面测井仪的应用范围。     

海上低幅背斜砂岩油田挖潜稳产技术

南海已开发低幅背斜砂岩油田有20余个,可采储量约占南海已开发油田可采储量的80%;目前这些油田中有相当一部分采出程度已超过35%并进入中高含水期,产量递减明显,挖潜稳产越来越受到重视,其余或正在建设或刚投产。总结提出了海上低幅背斜砂岩油田挖潜稳产技术,其要点:应用开发地震技术,精细构造研究,发现、落实微构造(珠江口盆地西部油田采用高分辨率地震可识别出幅度为8m的微构造);加强地质油藏研究,确定出剩余油富集区;应用水平井技术提高产能;采用先进钻采技术及工艺实现低成本采油,提高整体开发效益。该项技术用于文昌13-2油田挖潜稳产取得了良好效果。     

强基固本开拓创新确保油气硬稳定再创开发新水平

科学分析和判断油田开发形势和趋势,是制定开发政策、目标任务的前提和依据。围绕“百年创新、百年胜利”的发展愿景和“十一五”中国石化东部产量硬稳定的目标任务,胜利油田2006年以“断块、低渗透、海上三大调整,稠油、三采两大接替”为导向,通过深化油气发展战略研究,加强勘探开发、油藏与工程结合,加强老油田精细挖潜和结构调整,进一步提升了油田开发技术水平和管理水平,原油产量、产能实现稳定增长。在综合分析宏观发展环境和胜利油田资源、产量、技术接替形势的基础上,经过科学论证,提出了“十一五”期间胜利东部年均产油量稳定在2700×10^4t以上的工作目标。安排部署了2007年及今后一个时期胜利油田开发任务和重点工作。     

Mauritania set to begin oil production

In just under a year, Mauritania will become Africa's newest oil producer with the commissioning of the Chinguetti field, some 60 miles offshore. Two other discoveries have been announced nearby, making the North African state one of the most prospective areas at present in Africa.     

环烷基馏分油高压加氢生产特种油品的研究

以辽河油田开采的环烷基混合减3线馏分油为原料,采用某公司提供的加氢催化剂,在高压加氢装置上采用全氢法进行试验,验证该工艺能否生产出满足国家标准的润滑油基础油,并考察不同工艺操作参数对油品性能的影响.结果表明:全氢法高压加氢装置合适的工艺条件为反应压力15.0 MPa,加氢处理体积空速0.3 h-1、氢油体积比1000:1、温度378℃;异构脱蜡的体积空速0.8 h-1、氢油体积比800:1、温度300～340℃;补充精制的体积空速0.4 h-1、氢油体积比800:1、温度230～250℃.在上述条件下得到的润滑油基础油满足国家标准,因此环烷基油混合减3线馏分油可以用来生产冷冻机油、变压器油、橡胶油等润滑油.     

特高含水采油期安全混输温度界限试验研究

随着油田开发的深入,大庆油田原油综合含水率不断升高,大部分油井产出液含水率在90% 左右。随着含水率的升高,集输原油的能耗也呈急剧上升趋势。为了实现安全不加热集输及降低能耗和生产成本,在大庆油田建立了一套试验装置,以大庆油田采油六厂喇嘛甸油田特高含水油井产出的油气水混合物为试验介质,测试了不同温度、不同含水率、不同产液量及不同含气情况下的压降及油气水混合物的流动状态。试验研究结果表明,在含水率超过85% 、产液量为11~105t/d、气油比为40~60m³/t及油气水混合物的流速为0.2~2m/s、气相折算速度为0.15~1.8m/s的条件下,油、气、水三相在水平管道内的流动属于冲击流,油、水两相属于分层流或水为连续相的乳状/悬浮液。在不加任何药剂的情况下,特高含水采油期,油气水安全混输温度界限为23℃,低于原油凝固点。