定量掺水阀低温掺输技术

吉林油田乾安采油厂开发进入中后期,随着含水不断上升以及地面系统规模的扩大,原油生产过程能耗不断升高。为了控制能耗,降低原油生产成本,乾安采油厂工艺所在乾157站开展了低温掺输技术研究,研发了定量掺水工艺。实施后冬季只开1台掺输炉、1台掺输泵生产,掺水温度42℃,掺输水量由1561 m3/d降到725 m3/d,平均回油温度27℃。     

定量低温掺输技术研究

为降低集输系统能耗,英台油田在高产液区块采取了常温输送和常温掺输工艺,但中低产液区块掺输系统能耗高的问题没有解决.为降低能耗、控制成本,英台油田又开展了卓有成效的技术攻关,研究应用中低产液油井定量低温掺输技术,此项技术的应用取得了理想的节能效果.同期对比,冬季掺输水温由65 ℃降低到42 ℃,单井集油温度由42 ℃降低到28 ℃,系统运行温度降低后,管线结垢腐蚀问题得到了解决,增效显著.     

油田小环状掺输流程油井计量技术探讨

吉林油田地质条件复杂,边缘低渗透复杂断块油田多采用小环状掺输集油流程.油井产液计量主要采用翻斗分离器+电子水表的计量方式,这种计量方式影响因素较多,计量误差一般较大.通过现场试验,验证了水表与翻斗分离器之间存在系统误差,确定了合理的计量掺水量及完善的掺输计量方法,使计量结果控制在误差允许范围之内.     

双河油田原油不加热集输工艺技术研究

根据高含水期采油的集输特性,提出了不加热集输工艺的可行性,通过对双河油田5口井不加热集输和加热集输工艺的运行参数和运行成本的计算对比表明,不加热集输工艺具有明显的经济效益。     

常温掺输技术研究与应用

油田开发进入中后期,随着含水上升液量增加、地面系统规模的扩大,原油生产能耗不断升高。为了提高效率、降低能耗,充分利用采出水的热能,开展了不加热集油的常温掺输技术研究,通过试验得出掺水量的确定原则并研发了定量掺水工艺,在吉林油田英148辖区应用取得了理想的效果。同期相比,掺输水温由60℃降低到42℃,单井集油温度由42℃降低到23℃,试验区块油井全部实现了全年常温掺输,系统运行压力平稳,节能降耗效果显著。     

低渗透油田油井低能耗集油技术

随着大庆外围油田进入高含水后期开发,采出液含水逐渐升高,采出液的流动性向有利于集输方面发展.因此,为达到节能降耗的目的,选取计量间进行降低掺水温度和集油温度等现场试验,研究不同掺水量、掺水温度、回油进站温度集油环回压之间的变化规律,确定出适合于大庆外围低产低渗透油田的掺水集油参数,并对现场节气效果进行分析,节约天然气30%以上.     

降温集输节能降耗效果分析

降温集输是大庆油田采油九厂控制能耗的方法之一，一般采取两种途径：一种是掺水温度不变，降低单井掺水量；另一种是保持单井掺水量不变，降低掺水温度。本文以一个集油环为模型，对不同掺水温度下的耗电耗气量进行估算并做出相应曲线，从能耗和经济角度对这两种途径进行计算、分析并得出比较结果，从而推断出哪一种对节能降耗更为有效、且方便生产。通过系统对比研究，加深了认识，对今后节能工作的开展起到了一定的借鉴作用。     

混输技术在小区块油田上的应用

针对外围油田储量丰度低、区块分散、地面建设环境敏感、远离老区、系统依托条件差等特点,在新区建设和老区改造过程中,按照新老油田系统兼顾的原则,优化地面系统的布局及建设规模,应用混输技术,扩大集油半径,取消了转油站,实现了一级半布站,充分利用了伴生气资源.为边际低产油田区块的开发提供了行之有效的经济开发模式.     

掺输流程抽油机井计量新方法

吉林油田自采用掺输伴热集油以来,单井计量一直是一个难题,尤其计量不准确和管线凝环更是突出的问题,这不但影响生产,而且增加了工作负荷。为了解决这些难题,吉林油田采取不停掺输水的计量方法,这种方法与停掺输水计量方法相比,不但大幅提高了计量准确度,而且有效地解决了掺输水影响和单环温度低造成凝环等问题,为掌握地下动态和动态调整提供了可靠的数据保证,有利于提高注水开发效果。     

一体化集输装置在大港南部油田的试验应用反硝化技术在油田的应用

摘要一体化集成装置将机械技术、电工技术、自控技术、信息技术等有机结合、高度集成,能够独立完成油气田地面工程中常规需要一个中小型站场或大型站场中多个生产单元共同完成的生产环节的全部功能,可简化地面工艺、减少占地面积、降低工程投资、缩短建设周期。近年来,大港南部油田结合接转站调整改造及新区产能建设,共研发了气液分离＋外输增压、油气水分离＋切水＋外输增压、油气水分离＋切水＋加热＋外输增压3种一体化集输装置。论述了一体化集输装置技术方案,介绍了一体化集输装置在大港南部小集油田小6计量站的应用情况及效果,并针对应用中发现的问题和不足,提出了改进建议。     

低温含油污水净水剂XL-01研制

针对吉林油田低温(≤25℃)含油污水研制了低温净水剂XL-01。使多元脂肪醇与环氧氯丙烷在催化剂存在下生成氯代聚醚,再与二甲胺反应生成含季铵盐侧基的阳离子聚醚,即净水剂XL-01。讨论了合成反应,用红外光谱确证了合成产物结构。实验污水样取自吉林采油三厂,矿化度3106 mg/L,悬浮物105.2 mg/L,含油942.2 mg/L;含油量用石油醚萃取液吸光度法(430 nm)测定。在25℃下含油量与XL-01用量关系曲线通过最低点,最低值范围宽,最佳加量为60 mg/L;沉降时间2 h时的含油量已能满足气浮处理要求;在20~30℃之间水温降低则XL-01除油效果变差。在温度25℃、沉降2 h、加药量60 mg/L条件下,与多种常用原油破乳剂、絮凝剂、净水剂相比,XL-01处理后污水含油量最低(82.65 mg/L)。图4表2参8。     

优化射孔工艺在吉林油田的应用

针对吉林英坨油田储层物性普遍较差，所有新井射孔完井后都要进行水力压裂增产，且部分井底水发育良好、水力压裂后出水多、开发费用大等实际情况，优选采用下挂式复合射孔工艺技术进行完井射孔，起到了增产、增效的作用。与水力压裂效果进行比较，证实了复合射孔更适合于英坨油田的新井投产；针对套保油田的实际情况，采用102枪装BH64RDX-2型射孔弹组合，正反螺旋射孔，实现了BH64RDX-2型射孔弹最佳炸高和穿深，提高了井层泄流面积和油井产量。     

标准化设计在吉林油田的推广应用

通过总结吉林油田推广标准化设计工作的实践,坚持标准化设计与油气田开发生产实际相结合、与优化简化相结合,从标准化定型设计、规模化采购、模块化建设、一体化橇装集成装置的推广应用角度全面阐述了开展标准化设计的主要做法。一体化橇装集成装置包括橇装密闭单井罐装置、天然气单井橇装站、一体化橇装注水装置,提出了吉林油田推广标准化设计今后的工作目标。     

纤维压裂液及其在吉林油田的应用

针对油气生产过程中容易出砂和压后测试快速排液时出现的支撑剂回流等问题,采用纤维稳定支撑剂技术配制出了性能优良的纤维压裂液,对该压裂的性能进行了系统评价,并介绍了纤维压裂液在吉林油田的应用情况。通过考察纤维加量(0.1%～0.4%)对压裂液黏度及交联时间的影响,得到了纤维压裂液配方:0.3%瓜尔胶+0.04%SD2-2有机硼交联剂+0.035%过硫酸铵+0.2%T-3纤维+其他添加剂,该纤维压裂液pH值9～10,稳定性良好,并具有良好的延迟交联性能和耐剪切性能,适合于60～65℃的中低温地层。当闭合压力小于20 MPa时,加入纤维的支撑剂导流能力不受影响;常温、170 1/s下连续剪切90 min后黏度保留率为52.86%;破胶水化液的表面张力为23.8 mN/m并且黏度小于5 mPa.s。该项技术在吉林扶余油田东+5-33、东34-201、松原采气厂老4-24井共3口井进行现场施工中取得了良好应用效果。     

井温找水工艺在文留油田的应用

注水油田进入中后期开发后,油井在生产初期的主力层逐渐成为高压水淹层,使其他低渗低压层无法被开发利用,因此必须找出出水层段,然后采取适当的堵水措施。文留油田采油自然伽马磁定位井温找水工艺进行了３０８井次的找水施工,并对１４６口井采取了堵水措施,取得显著效果。实践表明,该工艺具备操作简便,数据精确,费用低廉等特点。     

油田热采地面工艺技术在吉林油田的应用

为了实现优化、简化、节能、降耗的目标,对热采开发地面工程技术进行研究和技术攻关,使地面工程注汽、集输、脱水及污水处理系统满足热采开发工程需要。将该技术应用到吉林油田生产中,降低了运行成本,为今后的热采开发提供了参考。     

油井稳定试井解释在吉林油田的应用

在稳定试井解释时,通过数据预处理技术,可判断和筛选各个测试点的合理性,做指示曲线、确定指数式产能方程,计算该井潜产量和油藏各项参数。A井稳定试井不足之处在于压力计未下到油层中部,只是随泵深增加而增加,在统计流动压力时还需要折算,给试井解释带来困难。通过多次调取井的工作制度、泵挂深度取得资料,对抽油机生产井稳定试井是一种尝试。     

低阻油层判别技术在吉林油区的应用

吉林油区低阻油层判别技术能够有效识别因储层的泥质含量高、砂泥薄互层、钻井液侵入、地层水矿化度异常高等因素造成的低阻油层,提高了油水层解释精度,解决了油田开发的关键问题.针对不同的影响因素,采用孔隙度-电阻率改进电性图版识别法,用"纯砂岩"地层的电阻率值做电性图版来识别孔隙流体性质在四方坨子地区取得较好的效果;利用束缚水饱和度-含水饱和度交会图分析法,求取地层含水饱和度Sw和地层束缚水饱和度Swi来判别地层产油或产水,发现了大老爷府大型整装低阻油田;通过分析在淡水钻井液侵入条件下电阻率径向上变化的"无侵线法"油水层识别技术及其应用,发现了一批高产层或油田.