特超稠油郑6区块出水原因分析及对策

胜利油田郑6区块为裂缝性块状底水稠油油藏，由于存在活跃的边底水，随着开采的进行，底水锥进使油井过早见水，加之该区块在低含水开采期无合理临界产能，部分油井因强采在一定程度上缩短了低含水周期，产油量骤减，含水快速上升，并导致水处理费用增加和开发成本升高。2011年4月开始，对郑6区块实施堵水作业，已取得一定成效，具有继续应用和推广的价值。     

哈拉哈塘缝洞型油藏油井产水特征及机理分析

针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发过程中油井见水普遍且治理难度大等问题,结合单井动静态特征,探讨了哈拉哈塘油田的产水特征及形成机理。分析认为,受产层段储层特征多变的影响,形成了多种含水类型。其中,含水波动型形成机理为:井段有多套产层,封存水沿非主力层突破,由于产出通道稳定,含水波动变化;含水缓慢快速上升型形成机理为:产层段储层相对均质,地层水突破后随地层水产出通道的逐渐增多及相渗的增大,含水持续上升;含水突然上升型形成机理为:产层段纵向上非均质性严重,地层水沿主产通道突破,致含水突然(阶梯)上升。针对不同油藏特征及出水机理提出了相应的控水治水对策,效果明显。     

羊三木油田注水系统提效节能技术对策研究

注水开发是油田提高采收率的有效手段,随着油田综合含水的不断上升,采出液逐渐增多,注水能耗将逐渐增大,油田开发成本也将不断上升。羊三木油田单井注水压力需求差异大,部分携排砂井动力液压力需求高,系统效率较低。为提高羊三木油田注水系统效率,采用"系统降压+单井增注"方式进行系统改造,改造后年节约电费可达84.25万元,节能效果明显。     

气田水回注系统节能降耗技术措施探讨

泸州采气作业区气水同产井产量占总产量的80%以上,气田水的处理方法主要依靠转水泵输送到气田水回注站注入回注井,电能消耗较高。通过对气田水回注系统现状及节能潜力的分析,作业区气田水回注系统采取了多项节能降耗技术措施:对自动排液装置就地自动排液流程进行改造,实现远程输水;对部分转水站转水流程进行适应性改造,实施越站转水;制定合理的转水制度,实施错时打水;充分利用电价机制,实施错峰打水,在用电低峰转水,实现降本增效。措施方案实施后取得了明显的节电效果。     

弱凝胶调驱技术在旅大5-2油田的应用

旅大5-2油田经过多年开发,东二上段部分井区储层非均质性强、油水流度比大,造成该区块层间动用不平衡。为改善注水井吸液剖面,抑制注入水突进,增加中低渗透层原油储量动用程度,减缓2号块东二上段含水上升速度,对旅大5-2油田2号块东二上段开展弱凝胶调驱技术室内研究及现场实施。结果表明,弱凝胶调驱收到了较好的效果,为海上油田提高原油采收率提供了新的思路和方法。     

周期注采技术的研究与应用

大庆油田萨北开发区已进入特高含水期开采阶段,随着含水上升,高含水井比例增加,低效无效循环问题更加严重,控制综合含水上升、提高注水效率,从源头上控制能耗,是降低油田生产成本的根本所在。依据水动力学原理,在周期注水和周期采油的基础上,提出了周期注采相结合的思路,于2007年在北三区东部选取了17注22采的试验区,采用分层段井间异步交叉的方式开展了周期注采试验,累计节约注水168.3×104m3,少产水40.48×104m3,使全区年均含水下降0.03个百分点,减缓递减增油0.60×104t,取得较好效果。为使水动力学方法的应用更趋规范化,应用数值模拟技术,并结合实践经验,对周期注水、周期采油、周期注采的方式及参数等进行了优化,形成了一套完善的周期注采技术,具有一定指导意义。     

增压机组工况改造给力节能降耗

<正>2011年7月,随着最后1台增压机组完成72 h加载试运行考核,投入正常生产,至此重庆气矿大竹作业区双家坝增压站顺利完成了增压机组缸径改造作业。改造后每年能为大竹作业区节约天然气消耗32×104m3。2011年是"十二五"的第一年,为保证完成重庆气矿下达给大竹作业区能耗技措的指标任务,大竹作业区在节能     

葡南扩边井含水变化特点及治理对策

葡南油田开发井网边部共部署七批扩边井。目前,这些扩边井油水关系复杂含水上升较快,注水开发效果逐渐变差。通过对扩边井开发效果进行分析,总结其生产规律和含水变化特点,指出含水上升快是扩边区目前存在的主要问题。并从影响葡南油田扩边井含水主要因素进行详细分析,得出油水井比例不合理、油层平面矛盾和层间矛盾大是影响扩边区含水上升,产能下降较快的主要原因。针对这一情况提出了控含水治理对策,有效改善水驱开发效果,控制含水上升速度,起到增油控水作用,以此改善扩边区的开发效果。     

采油系统高效低耗管理方法与效果

彩南油田作业区为了提高能效水平,在能源现状分析、节能技术推广、节能评估等方面运用"自动化远程监控系统"和"油气生产一体化软件"开展"一井一策"对应治理,提高单井系统效率。利用高液量、高温度油井带动整体集输系统温度,降低用电、用气量。引用节能技术提高单井抽油时率,降低井下作业量。通过以上科学、系统、规范的能源管理方法和技术措施,提高作业区能源利用效率,有效地加强前端能效管控,保障了油气生产高效低耗运行。     

MBBR工艺用于青岛李村河污水处理厂升级改造

青岛市李村河污水处理厂的升级改造工程规模为17×104m3/d,在综合分析污水厂现有工艺、占地、进出水指标及运行情况的基础上,升级改造的生物处理工艺采用投加悬浮填料工艺(MBBR工艺),实施改造后出水水质稳定达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》(GB 18918—2002)的一级A标准。     

不同类型油藏特点及节能技术对策

油田开发进入高含水阶段,如果依靠强注强采维持稳产势必造成能耗总量的成倍增加。针对油藏特点采取的CO2吞吐、调剖调驱、压裂改造等技术措施取得显著的控水稳油效果,提高采收率的同时大幅减少地层产水量,吨油耗电由321 k Wh下降到308 k Wh,平均每年节约采注输用电量900×104k Wh。分析了油藏特点与能耗的关系,对油田开发生产系统节能工作有一定的宏观指导意义。新提出将节电量计入措施产出效益的观点对单井措施经济评价工作有借鉴意义。     

基于水力模型对给水管网的优化改造研究

利用建立校核成功的水力模型对T市某计量区的现有给水管网进行优化分析,提出一种管道评分的优化计算方法,根据优化计算所得数据为该区域给水管网制定优化改造方案,并通过改造后数据的收集验证了该方法的可行性,可为给水管网的优化改造提供参考依据。     

体积压裂缝网渗流特征与注水开发适配性研究

鄂尔多斯盆地致密油储层体积压裂改造后,单井产能较常规压裂有了大幅度的提高,但由于地层压力系数小,仅靠天然能量开发效果并不理想,因此,探索体积压裂井的注水补充能量方式有重要意义。基于体积压裂复杂缝网形态的特点,建立了缝网数值模拟模型,对直井体积压裂缝网渗流特征进行了分析;以体积压裂矩形井网为例,研究了注采形式下体积压裂井的增产机理,并结合并网对缝网适配性进行了探索。研究结果表明,缝网系统增加了储层垂向动用程度,提高了主裂缝壁面方向的水驱波及体积,改善了注采井间的水驱动用效果。由于缝网系统存在"最短渗流距离",体积压裂井见水后含水上升较快。通过长庆某典型致密油储层直井体积压裂实例分析,对后期可行的井网形式进行了优化设计和论证。     

卫360块整体调整方案研究

卫城油田卫360块为低渗复杂断块油藏,注采井网完善后经历8年稳产上产阶段。近年来,受水质因素影响,注水压力上升,欠注井注井逐年增多,整体压裂后水井单层突进严重,含水上升速度快,开发效果变差,自然递减加大开发效果变差,针对这种情况编制实施卫360块整体调整方案后,区块开发效果好转,水驱状况得到改善。     

高压脉冲破乳装置的研制与应用

为了解决长庆油田长期使用热化学沉降脱水工艺,造成破乳剂不断调整配方、药剂成本高以及加药量难以控制等问题,研究了一种新型的高压脉冲破乳装置,该装置基于常规电脱水方法,将研制的高频脉冲供电装置与三相分离器巧妙结合实现油水分离。结果表明：在无需加药和加热的情况下,单井来油经过处理后,净化油含水0.11％,污水含油14.5mg/L。该技术不仅节约原油处理成本,且控制化学药剂的使用,减轻了环保压力。     

一级A升改造技术的新突破裕隆悬浮真料在市政污水领域的新开拓

2011年8月中旬,由中国环保产业协会主持的“城阳污水处理厂一级A提标升级改造”成果评议暨技术交流会在青岛城阳召开,与会的专家对于改造的成功给予了极大的肯定,为未来的水处理技术提供宝贵的经验.早在2009年,青岛市就出台规定,城市污水处理厂出水水质标准由原来的二级标准直接提高到一级A标准.而城阳城区污水处理厂,原来一、二期设计均执行国家《城镇污水处理厂污染物排放标准》中的二级标准(一级B标准).因此,必须对现有污水处理厂一、二期工程进行升级改造,使其出水达到新的排放标准.可以说,城阳城区污水处理厂升级改造是迫在眉睫的.     

缝洞型油藏单井注氮气见效特征

为了开采"洞顶阁楼油",塔河油田开展了单井注氮气矿场试验,并取得了较好的效果。但单井注氮气增油效果差异很大,影响了现场单井注气的大规模应用。通过综合分析,认识到岩溶成因和储集空间类型是决定单井注氮气效果的基础;基于岩溶成因及储集空间类型,将注气井划分为4种类型,从产油量、有效期、含水、压力等4个指标对比分析了不同类型井注气后的见效特征,可对矿场注气选井提出建议,指导矿场注气试验的实践和推广。     

化工农药废水处理提标改造工程设计与实践

湖南某化工农药产业基地污水处理厂提标改造工程处理规模为2.0×10^4 m^3/d,在充分分析现有污水厂处理工艺、进出水指标以及运行状况的基础上,采用高级氧化前置预处理+强化生化+后置高级氧化+深度处理工艺进行提标改造,出水水质稳定达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》(GB 18918-2002)的一级A标准,直接运行费用为8.004元/m^3。     

A区块标准层套损治理效果分析

随着油田开发的不断深入,套损井数越来越多,导致油水井利用率降低,给油田开发带来严重的负面影响。尤其是标准层套损,由于其发展速度快,影响范围大,涉及井数多,已成为影响油田开发的一大难题。因此,深入分析套损原因、合理调整压力系统,预防和治理相结合才能有效控制套损。总结了A区块套损成因,针对标准层套损防控及油藏开发相应进行治理,累计节约注入水79.01×104m3,日产液增加198.9 t,含水下降了0.5个百分点。按目前油价1812元/t计算,原油产值每天增加1.2万元,节能降耗的同时增加了收益,为相关区块套损治理提供了依据,有效控制套损,节约开发成本。     

东营市革办公楼水源热泵空调系统冷冻站设计

为降低空调运行费,对该办公楼空调系统进行改造,选用水源热泵,简要介绍了空调系统设计,包括机房设计,水源水系统、水泵、水管、水井口装置等设计,改造后系统冬夏运行费降低一半以上。