不加热集油技术在大庆高含水油田中的应用

大庆油田已经进入高含水采油期,导致原油集输热力系统自耗天然气呈上升趋势.为最大限度地节约能源,降低原油生产成本,开展了喇萨杏水驱高含水油田不加热集油节气技术研究.2007~2011年,在现场试验取得较好效果的基础上,低温集油技术在大庆油田大规模推广,先后有42座联合站系统、392座转油站系统和37200口油井实施了采出液低温集输处理工艺技术,累计节约天然气6.57×108 m3,取得经济效益10.58亿元.     

大庆油田原油集输处理技术进展及攻关方向

介绍了九五期间及近年来大庆油田原油集输处理系统在降低老油田调整改造工程投资与节能降耗;完善三次采油采出液处理工艺;简化外围油田集输工艺以及技术科研攻关方面所取得的成果与进展。并根据当前油田开发生产形势和所面临的问题,提出了原油集输处理技术领域今后的主要攻关方向。     

低温下原油/水的乳化形貌与微观结构研究

1．引言 目前，油田原油集输工艺主要采用高温下脱水集输，每年需要消耗大量能源。研制高效低温破乳剂，降低脱水集输温度，可以有效解决上述问题，近年来，开发破乳温度相对较低的破乳工艺已成为原油集输一个主要研究方向。为了研制开发高效低温破乳剂，有必要针对性研究低温下原油的乳化形貌与微观结构，并以此为基础，进一步研制开发特性、高效低温破乳剂。本文以大庆油田的原油和采出液为靶向，研究了低温下（30-40℃）大庆原油的乳化形貌与微观结构，为进一步开发高效低温破乳剂提供了基础数据。     

低产油田低能耗掺水集输技术探讨

大庆外围油田掺水耗气占油田生产耗气的50%左右,为降低原油集输的耗气量,低温集输规模不断扩大.文中结合大庆外围油田低温集输实践,对低温集输过程中的现象进行分析,并对形成的一系列低温技术进行了总结.针对原油的结蜡规律和低温状态下的流动特性进行研究,分析了原油低温输送的影响因素,提出含水原油凝固温度偏移的观点,从而进一步打破了原油在高于凝固点输送的管理界限,为原油低于凝固点输送提供了技术支持,使集油进站温度设计参数降至低于凝固点3℃.同时提出低温集输界限的判定方法,并结合油田自身特点,形成了不掺水集输等多种适合高寒地区低产油田的低温集输技术,为高寒地区低产油田节能降耗、优化简化提供了实践经验.     

原油集输与处理工艺低能耗技术应用研究

通过对华北油田岔北联合站、岔三站、岔四站集输系统的生产参数的现场实测,进行了原油及其乳状液流变性模拟试验,对30口单井进行了井口回压的模拟计算,研究出单井实现不加热输送的条件;根据其物性进行了破乳剂筛选和研究工作,研制出了适合岔北联合站原油脱水的低温破乳剂;通过低能耗集油及原油处理工艺的技术经济对比,提出了岔北油田低能耗集输与密闭处理工艺技术方案.     

原油溶解气溢出量的测定及分析

根据油田采出液处理工艺设计对集输过程中原油溶解气溢出量数据的实际需要,进行了相关实验,设计了适用于现场的取样装置。针对新疆油田公司风城油田某作业区块原油采出液在不同密闭状态下的溶解气溢出量进行了实际测试,建立了压力与相应区块溶气量的关系曲线,由关系曲线可知集输管汇中原油溶解气溢出量与平衡压力呈线性关系。溶气原油在18℃、0.58 MPa状态下,变化至压力为零时,溶解气溢出量为2.78 L/kg,该实验结果为油田密闭集输工艺的精细化设计和生产控制提供了依据。     

降温集输技术用于外围环状掺水集油工艺

外围油田集输系统采用单管环状掺水集油工艺,受到单井产量低、气油比低、井口出液温度低、集输半径大及原油凝固点高等因素影响,集输系统生产能耗一直偏高。针对这种状况,经过几年的现场试验,摸索经验,逐步形成了适合外围油田集输运行的技术界限,为环状集油工艺低温运行探索新的途径。     

大庆油田二氧化碳驱集输处理工艺初探

由于二氧化碳驱采出液中气油比高,采出液中含大量二氧化碳气体,使得采出液物性、井口出油温度及压力与常规水驱、聚驱等驱替方式相比均发生变化,常规集输处理工艺不能很好地适应二氧化碳驱集输处理工艺需求。因此,大庆油田通过开展一系列先导性试验及工业化推广项目,不断摸索适用于大庆油田二氧化碳驱开发需要的集输处理工艺技术。介绍了大庆油田先导性试验及工业化推广试验的实际运行情况及应用效果,对二氧化碳驱集输处理工艺中的技术难点提出了几点认识。今后,大庆油田将根据前期先导性试验成果及工业化推广的实际应用情况,逐渐形成并完善一套成熟、可靠的集输处理工艺技术体系,实现油田的持续高效开发。     

关于原油集输改用油田采出污水伴热的讨论

从技术和经济两方面讨论了原油集输清水伴热改用油田采出污水伴热的可行性，指出原油集输系统改用油田采出污水伴热不仅可行，而且经济效益显著，技术可靠。     

油田集输系统区域优化对策探讨

随着油田开发进程的不断深入,油田采出液逐步显现出液量大、含水高、油品差等特点,造成油田地面集输系统区域处理能力不匹配、集输管网布局不合理、集输站处理工艺冗余等问题.以胜利油田某采油厂两个油田的集输系统为例,分析了区域集输系统存在的问题及原因,并针对性地提出了集油工艺的区域化调整、处理工艺的整体优化、自控技术的优化应用等...     

异常高压、高温的低渗油藏压裂增效技术研究与应用

异常高压、高温的低渗油藏的地质特点给压裂设计、压裂材料筛选、施工作业以及压后增产都会带来很多困难和影响。以往受认识水平和压裂工艺水平的限制,在压裂设计与实施中,将这类油藏按常规低渗油藏对待,往往压后难有好的压裂效果。在深入研究油藏特征、以往压裂实践及油田现有工程条件的基础上,提出了一套适应该类油藏的优化压裂技术,经中原文南、文东两油田压裂实施,实现了提高增产效果、延长压裂有效期的目标,并可为类似油田的压裂改造提供参考。     

低渗裂缝性高凝稠油油藏油井选择性堵水技术

针对牛心坨油田的储层特性、原油物性、出水特点,从堵水剂的选择、堵水剂成胶前与原油的流度比差异、成胶后强度、施工工艺、施工参数等多方面进行深入研究。研究认为,牛心坨油田因油水黏度差大、地层非均质性,导致裂缝诱导、注入水窜流,并研制出了适合该油田的选择性堵水工艺,现场应用2口井,取得了较好的增油降水效果。研究内容填补了国内外低渗裂缝性高凝稠油选择性堵水领域的空白,为同类油田的选择性堵水找到了切实可行的突破口。     

风城油田超稠油污水旋流分离技术

风城超稠油具有密度高、黏度高、胶质和沥青质含量高,采出液泥砂含量高,以及存在多重乳液形态等特点,这些特点使得采出液油水分离难度大,分离出的污水含油量高,污水处理药剂用量大,系统运行效率低,处理成本高。旋流分离是一种实现高温密闭处理,提高分离效率、污油回掺处理效果的经济、高效处理技术。通过风城超稠油污水旋流分离技术的研究与应用,形成了超稠油污水旋流除油-化学反应处理技术,补充完善了新疆油田污水离子调整旋流反应法处理技术,为超稠油污水处理探索了新途径。     

人工地震提高采收率技术在濮城油田的先导试验及其效果

人工地震采油技术作为三次采油的新技术,以其技术含量高、投入少、产出高、工艺简单、对油层和环境无污染而受到日益广泛的重视。文章通过对人工地震采油的研究,介绍人工地震采油的原理及影响因素,通过实验研究并总结了人工地震采油的适用条件和范围,并具体阐述了人工地震采油的施工工艺。该技术通过在濮城油田开展试验,日增油22t,日增气8000m3,取得了明显的应用效果。对于濮城油田低渗油藏进一步提高采收率奠定了基础。     

胜利油田回注污水处理技术新进展

结合胜利油田分公司油田污水处理现状,介绍了胜利油田污水处理技术进展情况,针对胜利油田污水处理特点形成了污水处理技术系列。同时详细介绍了3项单项技术试验应用情况:①二级气浮除油工艺,提高了除油效果,减少了管网及设备的腐蚀;②针对强腐蚀回注污水实施了电化学预氧化技术,详细介绍了电化学预氧化处理污水技术实施情况;③针对化学驱回注污水,研究、实验了高梯度聚结气浮技术,介绍了高梯度聚结气浮现场试验情况。最后,对今后油田污水处理技术的发展进行了展望。     

安塞油田重复压裂技术探讨

安塞油田随着开发时间推进,老井出现低液面,低面,低流和采 指数下降,综合含水上升,产量递减率增大,裂缝主向油井与侧向油井矸力差异大等日益突出的矛盾,这直接影响油田开发效益和最终要收率,对油田造成严重威胁。     

哈萨克斯坦哈德油田低压易漏层防气窜固井工艺

哈德油田油气活跃,地层条件复杂,气窜和井漏是固井面临的主要难题;泥页岩、砾石层在钻进过程中脱落,形成不规则的"糖葫芦"井眼.渤海钻探工程有限公司第一固井分公司中标哈德油田固井后,提取了以往不同时期典型的10口井的录井、电测和固井资料,经过分析、对比、研究,采用优质的BCS-010L冲洗液、阶梯式多密度多凝膨胀型防气窜水泥浆体系及优化施工参数等固井工艺,有效地解决了固井过程中的漏、窜和顶替效率问题,固井质量有了显著提高,优质率由2007年37.5%提高到了2008年的81.8 %.该技术可在哈德油田进一步推广应用.     

“三低”油藏空气泡沫驱低温氧化可行性研究——以甘谷驿油田唐80区块为例

甘谷驿油田＂三低＂油藏具有非均质性强、水源匮乏和单井产能低等特点,而低成本、高调驱能力的空气泡沫驱技术在该区具有广阔的应用前景。为了进一步验证空气泡沫驱低温氧化的可行性,并确保注空气的安全性,通过调研该技术的应用现状、室内动静态低温氧化模拟实验研究及实际矿场试验检测,研究了不同压力、不同温度下原油与空气的氧化反应以及实际矿场试验含氧量监测分析。结果表明：在该类＂三低＂油藏条件下同样可发生低温氧化反应,且反应速度随着压力的增加而加快。     

层内自生气复合吞吐技术在李堡油田的应用

李堡油田属高凝油藏,地层能量不足,油井单井产量低,常规酸压措施有效期短。为增加地层能量,提高单井产量,开展了自生CO2复合吞吐技术在李堡油田的应用研究。室内采用长填砂模型,利用李堡区块的高凝油饱和岩心,考察了含油饱和度、注入速度、注入量、闷井时间、岩心渗透等因素对层内自生气复合吞吐技术提高采收率的影响。结果表明:自生气体系的注入速度越小,注入量越大,含油饱和度越高,闷井时间越长,吞吐效果越好。自生气复合吞吐技术现场应用后单井増油效果显著,措施有效期超过6个月,对高凝油藏低能低产井有很好的提高采收率作用。     

安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术研究

安塞油田是典型的低渗透油藏,经过20多年的开发,目前已进入中高含水期,开发矛盾也日益突出,主要存在油井见水后产量递减快、储层天然微裂缝发育、剩余油分布更加复杂、套损及水淹关井逐年增多等问题。结合安塞油田多年开发实践效果,在研究剩余油分布规律的基础上,开展了井网调整、重复压裂、堵水调驱、套损井治理工艺技术研究,形成了安塞油田中高含水期剩余油有效动用技术。该技术在安塞油田推广应用1 100余井次,累计增油20余万吨,采收率提高了1.8%,油藏整体开发形势较好。