玻璃内衬管道在低产液井低温集输中的应用

低温集输技术经过多年的研究与应用,在高产液、高含水油井的应用方面日趋成熟,取得了明显的节能降耗效果。某厂二、三次加密及扩边井平均单井产量低,所占比例较大,采取技术措施保证这部分井实现低温集输是节能挖潜重点。在进行室内技术理论研究的同时,进行现场试验,使低产液、低含水、低出油温度油井实现了季节停掺水,深化了低温集输技术界限,为不加热集油界限的深入研究提供了借鉴。     

浅析降温集输现场应用效果

随着葡北油田采出液含水的增加,集输系统流动液体的流变性发生变化。为了进一步节能降耗,2008年708队76口油井进行单管冷输、单井降温及环状不掺水油井参数界限试验,摸索出适合于油井冷输正常参数界限,为下一步全面推广这一节能做积极探索。     

控水增油技术在沈84-安12块的应用

沈84-安12块目前油井高产液、高含水,区块采收率相对较低,油井开采井段长,层多且层薄,大多数油井处于多油层合采状态,油层动用程度差,层间矛盾大,致使油井中的"高渗透、高流压、高产液、高含水"("四高")油层占了主导作用,相对低渗透低含水潜力油层由于长期受其干扰,未能够充分发挥其应有的作用。本文通过对区块内油井的生产状况进行分析,选择注采动态关系明显,层间矛盾大、高产液、高含水的油井,根据油井动态分析和产液剖面测试资料等,对油井各个出油层的生产状况进行分析,确定高压、高产液、高含水的目标控水层段,进行控水生产,减少层间干扰,充分发挥中低含水油层的出油潜力。     

抽汲找水测试工艺在濮城油田的应用

产出剖面测试技术是高含水油田认识和挖掘层间潜力的有效技术手段，但常规技术应用过程限制条件多、实施困难。为此，通过利用作业机进行抽汲式产出剖面测试工艺技术的研究应用，提高了分层产出及水淹状况的认识，并且不受井况制约，还解决了在低产液井或低渗透油层的产液剖面测试难题。通过该技术在濮城油田的应用，表明油井产出剖面测试技术取得新的突破，具有很好应用前景。     

边底水块状油藏油井提液技术研究

边底水块状油藏在油井见水之后,含水率上升加快,日产量下降迅速。针对这类油藏,开展有效提液技术政策和技术界限研究,提出了油井提液时机以及不同条件下的合理提液幅度。研究结果表明：针对这类油藏的开发,采取“初低后高”产量策略既能提高采出程度,又能控制含水上升;通过打隔板可以控制含水上升速度、提高开发效果;对于不同隔板半径条件,提液幅度控制在极限产量附近,开发效果较好。研究结果对这类油藏的高效开发提供了理论依据,具有一定的技术指导意义。     

“堵-控-提”一体化技术在沈84-安12块的应用

本文通过高凝油油藏沈84-安12块目前开采现状进行分析,对区块内高产液、高含水油井的井史分析、动态分析,产液剖面测试资料分析等方面的研究,找出高产液、高含水油井的主要出水层段,根据出水层段的性质不同,采取"堵-控-提"一体化技术,即采取堵水提液、控水提液的的技术,减缓层间矛盾,扩大生产压差,充分挖掘中、低含水油层的剩余油潜力,提高油井各个油层的动用程度,达到"控水增油"目的,实现油井高效生产,为高含水油井的高效开发指明了一个方向。     

注水开发油藏提液引效研究与矿场实验

放大生产压差提液是油田中后期稳产的一项重要增产措施,同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段。在注水开发油田高含水期,放大生产压差、提高油田排液量是强化开采的主要方法。而合理选择井点井区进行提液增排有利于实现注水引效,均衡水驱效果。辽河滩海油田海南3断块采取了这一方法,有效提高了油田开发水平。应用该技术后,已有12口油井见到良好的增油效果。该技术的研究与应用为注水开发油藏后期高含水开发探索出了一条稳油控水的新途径。     

机采井单井流程工艺降温集输探讨

随着海拉尔油田进一步的开发建设,油田能耗呈上升趋势,节能形势十分严峻。由于作业区含水持续升高,间抽井增多,又有部分井转注,单井流程工艺的降温集输成为了节能重点。为最大限度地节约能源,降低原油生产成本,实现降温集输技术上进一步的突破,针对集油集输特点,本文利用降温集输现场试验对单井低温集输运行参数进行认真总结分析,优化了作业区集输流程运行参数,使全区极大的节约了生产成本,取得了明显的经济效益。     

油田站外系统单管集输技术研究

通过对油井的产液量、含水率、井口温度及集输距离进行分析和计算,确定了单管集输的主要原则和老油田进行单管集输改造的主要方案。对于产液量和井口温度较高的油井,在保证进站温度的条件下可以直接实施单管输送;对于产液量高,但井口温度偏低的油井可以通过井口电加热器实现单管输送;对于产液量和井口温度均较低的油井,可以通过高温油井串接低温油井或油井井口电加热器串接的方法实现单管输送;当原油含水率低于转向点时,进站温度应维持在高于凝固点3~5℃之内;当原油含水率高于转向点时,进站温度应维持在低于凝固点5℃范围之内。     

实现掺水流量恒量控制 减轻掺水调节劳动强度

孤岛油田开发进入后期,难采储量不断动用,随着高凝、高含蜡及稠油油藏的开发,低产液量,低含水,低出油温度油井越来越多,这部分油井面临井筒与地面集输管线温降大、结蜡严重的问题,造成光杆缓下,油井回压高,导致油井抽油杆断脱、传动毛辫子断脱频次增加,地面集输困难,管理难度加大,生产成本不断上升。由于掺水计量装置不完备,靠掺水保证地面正常集输存在水量控制难,浪费严重的问题。掺水流量恒量控制装置的研制和应用,较好地解决了难动用储量在开采过程中出现的种种问题。     

实现掺水流量恒量控制 减轻掺水调节劳动强度

孤岛油田开发进入后期,难采储量不断动用,随着高凝、高含蜡及稠油油藏的开发,低产液量,低含水,低出油温度油井越来越多,这部分油井面临井筒与地面集输管线温降大、结蜡严重的问题,造成光杆缓下,油井回压高,导致油井抽油杆断脱、传动毛辫子断脱频次增加,地面集输困难,管理难度加大,生产成本不断上升。由于掺水计量装置不完备,靠掺水保证地面正常集输存在水量控制难,浪费严重的问题。掺水流量恒量控制装置的研制和应用,较好地解决了难动用储量在开采过程中出现的种种问题。     

沈84-安12块堵水控水技术应用

通过对区块内高产液、高含水油井的井史分析、动态分析,产液剖面测试资料分析等方面的研究,找出高产液、高含水油井的主要出水层段,根据出水层段的性质不同,采取"堵-控-提"一体化技术,即采取堵水提液、控水提液的技术,减缓层间矛盾,扩大生产压差,充分挖掘中、低含水油层的剩余油潜力,提高油井各个油层的动用程度,达到"控水增油"目的,实现油井高效生产。     

油井高回压影响因素的敏感性分析

油井产出液中高含水,使产出液的流动性得以提高,对于地面低温集输了提供有利条件。但低温集输工艺易导致多数油井出现回压上升的现象,现采用系统单因素敏感性分析方法,结合Beggs-Brill压降计算方法,对日产液量、含水率、井口出油温度、集油距离和管道内径五个因素进行敏感性分析,并结合现场测试数据,提出治理措施。研究表明:管道内径和井口出油温度对井口回压的影响最敏感,其次为含水率,日产液量和集油距离最不敏感。因此为防止因井口回压高而影响油田的正常生产,可以通过辅助掺热水流程来提高井口出油温度,降低井口回压,提高生产效率。     

浅谈新肇油田低温集输实践与认识

新肇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、井口出液温度低、含水率高,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。为了最大限度地节约能源,降低原油生产成本,实现低温集输技术上进一步的突破,更大限度地节能降耗,针对新肇油田环状集输流程掺热水输送的特点,现对低温集输技术进行认真的探索。低温集输技术是油田降低集输系统能耗的有效方法,本文对影响新肇油田低温集输技术的各种因素进行深入分析,进而提出相关措施并加以试验验证。     

油井空化碎形增产技术试验

随着油田开发时间的延长,油井产量呈快速下降趋势,采取增产措施使近井储层受到不同程度的伤害,已成为影响油田开发的主要矛盾之一。本文试验了油井空化碎形增产技术,通过清水激发空化器产生空化作业,在近井地带生成微裂缝,提高渗透率与油井产量。现场应用油井空化碎形增油技术1口井,初期日产液11.6t,含水100.0%;目前日产液2.5t,日产油2.0t,含水20.0%,日增液1.2t,日增油1.0t,累计增液510t,累计增油8t,取得了较好的增产效果。     

濮城油田高含水期油井封堵水层技术界限研究

油田开发过程中，通过研究其经济规律，提高开发经济效益。本文通过运用盈亏平衡原理推导出濮城油田高含水期油井封堵水层技术界限，试 图解决濮城油田进入高含水期后的经济界限问题，并进行了实例计算，是到了濮城油田高含水期油井封堵水层技术界限。     

辽河油田高含水稠油不加热集输技术研究及应用

本课题研究以辽河油田新井产能建设与老区改造项目为依托,在研究高含水稠油流变性机理等理论研究基础上,界定了高含水期稠油的集输技术模型,开展以降低集输温度、减少掺液量、扩大冷输范围为目标的新集输模式研究与现场应用,逐步形成了高含水期稠油集输的"串接集油"技术,替代了放射状双管、三管伴热的传统集油模式,大幅度降低了集输系统能耗,进一步助推高含水期稠油油田提质增效。     

黄沙坨油田抽油机井合理套压确定方法

黄沙坨油田属于火山岩裂缝性稀油油气藏,1999年投入勘探开发,生产实践表明,油井套压过高或过低,对油层出液状况影响较大。本文以测试采油井恢复液面资料为基础,通过计算对比,提出了采油井的合理套压范围,并拟合了黄沙坨油田油井合理控套界限研究图版,通过对油井的套压和产量进行对比,分析油井的生产套压是否合理。生产实践证明,现场应用效果较好。     

高含水油田常温集输工艺技术初探

油田进入高含水期生产后，原油综合含水率逐年上升，普遍存在液量高、系统效率低、能耗大、等问题。本文初步研究了高含水期油田实现常温集输的条件，及几种常温集输工艺，为油田实现优化运行、减少能耗提供依据。     

化学堵水技术在跃进二号油田的应用

针对油井化学堵水技术的堵水机理,分析该技术在跃进二号油田中高含水开发中后期的适用性。介绍了现场施工过程中堵剂类型的选取、选井条件、堵剂用量确定以及具体施工工艺,并指出在油井堵水后生产过程中,应强化堵后合适采液强度的研究,从而避免注入水快速突破封堵层再次导致油井含水上升。