浅谈哈6区块高含H_2S稠油的脱水脱硫工艺

哈拉哈塘油田哈6区块采出的稠油H2S含量较高,处理工艺较为复杂,因此,在联合站工程设计中,需要针对稠油脱水、脱硫工艺方案进行优化对比。介绍了哈6区块高含硫稠油的油品物性及设计参数,论述了稠油脱硫工艺,对稠油脱水工艺进行了比选,最终确定采用二段热化学沉降脱水、气提塔脱硫的处理工艺。经过近3年的实际生产运行验证,该工艺方案在工程投资、生产管理及环境保护等方面更能满足油田长远发展的需要,对其他油田或区块高含H2S稠油脱水、脱硫工艺的选择具有一定的参考和借鉴意义。     

八面河油田稠油试油工艺的形成与发展

稠油油藏,在八面河油田勘探、开发中占据日益重要的位置。为了准确录取储层产量、流体性质、压力及地层参数等各项资料,对油气藏做出科学评价,为油田开发提供可靠数据。针对八面河油区低渗透致密复杂岩性地层,地层原油性质具有高密度、高粘度、高胶质、低凝固点的特点,结合安全环保要求,开发了稠油试油技术。该技术在八面河探区,特别是低产低渗透稠油油层勘探中起到重要作用,取得了明显的地质效果。     

复合抑制汽窜技术工艺参数优化及在河南稠油油田的应用

随着河南稠油油田热采开发轮次的增加,稠油油藏汽窜加剧,单一抑制汽窜技术无法满足治理需求,为此研究应用了复合抑制汽窜技术,对复合抑制汽窜机理、选井条件、工艺方案设计思路进行了总结,对复合抑制汽窜技术的工艺参数进行优化,该技术在井楼油田高浅三区应用取得了明显增油效果。     

中国陆上稠油资源潜力及分布特征

中国稠油资源比较丰富，陆上稠油、沥青资源约占石油资源总量的20％以上，预测资源量198×10^8吨，其中最终可探明的地质资源量为79．5×10^8吨。目前，已经在松辽盆地、二连盆地、渤海湾盆地、南阳盆地、苏北盆地、江汉盆地、四川盆地、珠江口盆地、准格尔盆地、塔里木盆地、吐哈盆地等12个盆地中发现了70多个稠油油田，这些稠油油田主要集中在辽河油区、胜利油区、克拉玛依油区及河南油区。     

吐哈鲁2块稠油油田先导性试验工程研究

吐哈玉东稠油油藏埋藏深、油层厚度大、原油粘度高的中渗稠油油藏，国内外尚无成功的开发先例，开发难度较大。鲁2区块作为吐哈稠油开发先导性试验区块，开展了大量的专题研究、基础试验及现场试验，采油工艺通过各种现场试验，确定采用掺稀油实现井筒降粘工艺进行开发。地面工程相应进行配套工艺研究，满足油田开发需要。     

螺杆泵热试油(采)探边一体化工艺技术

二连盆地阿 55井原油凝固点高 ,油稠、质差 ,常规排液困难。采用电加热螺杆泵排液、MFE 存储电子压力计试井工艺 ,可达到对稠油、高凝油加热排液 ,进行探边测试的目的。文中详述了阿 55井成功进行螺杆泵热试油 (采 )探边一体化工艺的施工过程 ;介绍了设计管柱中各部件的作用 ,理论上计算了现场施工的关键参数 ,并对操作技术进行了分析     

浅薄层稠油油藏水平井开发实践与认识

介绍了克拉玛依油田四2区齐古组油藏的特征、开发过程和开采工艺,形成了一套较为适合的常规直井钻机钻浅层稠油水平井的钻井、完井技术工艺,实践表明,在浅层稠油利用直井和水平井技术进行开发,可大幅度提高单井产能和综合开发效益。     

窄条带状边水稠油油藏水平井提高开发效果的技术对策

新庄油田南三块窄条带状边水稠油油藏热采水平井生产过程中存在油层剖面动用不均、边水侵入等问题。通过从油藏、注采参数和工艺等方面研究了影响水平井开发效果的主要因素,确定并实施了注采参数优化、氮气泡沫调剖、优化注汽管柱等配套技术,改善了稠油热采水平井开发效果,提高了稠油油藏资源利用率,为其他油田同类型稠油水平井开发提供了借鉴。     

埕岛油田提高稠油开发效果工艺改进措施

埕岛油田CB 243稠油区块主力含油层系为明化镇组和馆上段,该区块油藏具有储层埋藏浅、岩石胶结疏松、地层渗透率级差大、粘土矿物含量高、地层温度低、油层较薄、原油物性差等特点.由于受当时海上防砂工艺装备的影响和采油工艺技术的限制,CB 243区块在投产初期采用挂滤砂管、循环充填防砂工艺以及潜油螺杆泵、电泵带电加热机械采油方式生产,投产后出现油井产能低、不能连续稳定生产、检泵周期短等问题.通过CB 243稠油区块投产初期采用工艺技术适应性分析,提出了一系列提高稠油开发效果工艺改进措施,包括端部脱砂压裂防砂、连续杆螺杆泵及小排量电泵采油、简化完井管柱、地层酸化解堵等.实施上述工艺改进措施取得了显著的增油效果.     

淖尔油田油水井腐蚀、结垢治理技术研究与应用通过专家评审验收

“淖尔油田油水井腐蚀结垢治理技术研究与应用”项目是华北油田公司二连分公司2004年重点科研项目。     

下二门油田浅北稠油高轮次吞吐期改善开发效果技术探讨

针对下二门油田浅北稠油目前已进入高轮次蒸汽吞吐开发中后期,地层压力保持水平低,地下存水多,油汽比低,排水期增长,高含水低采出率,开发效果差,提高采收率困难等问题,通过采取调整注汽参数优化、提高生产压差及氮气泡沫调剖等技术对策,提高了蒸汽吞吐热能利用率和吞吐周期产油量,缩短了排水期和减缓了汽窜问题,有效地改善了稠油热采的开发效果。实现了下二门油田浅北稠油高轮次吞吐期的可持续开发,同时也为其他同类型油田持续提高采收率提供了一定的技术方向。     

海外河油田普通稠油油藏高含水后期改善开发效果研究

海外河普通稠油油田通过注水开发,在高含水期末已采出可采储量的84.5%,油田自然递减已降至近15 a的最低水平,开发效果得以改善,但随着油田即将步入特高含水阶段,剩余油分布零散、水驱动用程度不均、注采结构不合理等开发矛盾加剧,稳产基础薄弱.通过开展油藏工程研究,重新确立该油田四级断块的注采参数,开展注水油田结构调整,改善了普通稠油油藏高含水后期开发效果.     

河南稠油油田浅薄层油藏防砂技术

介绍了河南稠油油田的油藏地质概况和稠油热采区块油井出砂特征,分析了导致油井出砂的主要因素。通过对历年来油井出砂治理措施效果的统计,找出化学防砂措施在河南稠油油田的技术适应性,提出引进挤压充填防砂和机械悬挂防砂等新技术,形成能够满足河南稠油油田各种油藏防砂需要的技术系列,为稠油油田规模开发和效益开发提供技术支持。     

高3618块火驱举升工艺配套及应用

高3618块位于高升油田高二、三区的东北部,属深层巨厚稠油油藏,为提高区块的整体开发效果,2008年开展了火驱先导试验,试验过程中逐渐暴露出掺油困难、泵效降低等举升问题,制约了火驱试验的顺利进行,为此,针对性地开展了相关技术的试验与应用,形成了以双柱塞过泵掺油为主,以泵下油管电磁加热为辅的掺油配套工艺及双级复合气锚分离...     

超稠油集输处理工艺综述

内蒙探区幅员辽阔、油气资源丰富、勘探程度低,是中原油田重要的油气资源接替战场。内蒙古探区原油物性差、含气量低,属于典型的稠油区块。稠油集输工艺包括：单井拉油工艺、单管加热集输工艺、掺稀降黏集输工艺、热源伴热集输工艺。稠油集中脱水处理工艺包括两段热化学沉降脱水工艺、热化学沉降与电化学两段脱水工艺、一段热化学静止沉降脱水工艺。     

塔河油田稠油集输处理工艺优化研究

塔河12区油田原油属高含硫、高粘度、高凝点的重质稠油,属于特超稠油系列,原油物性比较差。针对塔河12区油田的这一特点,经过优化分析认为,稠油集输系统推荐采用将乳化降粘和掺稀降粘2种集输工艺技术结合起来使用;原油脱水采用热化学沉降脱水的方法,解决了稠油脱水问题;同时为协助塔河12区的处理工艺提供了一种高粘稠油计量技术作为优化参考。     

河南稠油油田浅薄层油藏防砂技术

介绍了河南稠油油田的油藏地质概况和稠油热采区块油井出砂特征，分析了导致油井出砂的主要因素。通过对历年来油井出砂治理措施效果的统计，找出化学防砂措施在河南稠油油田的技术适应性，提出引进挤压充填防砂和机械悬挂防砂等新技术，形成能够满足河南稠油油田各种油藏防砂需要的技术系列，为稠油油田规模开发和效益开发提供技术支持。     

泵上掺水技术在孤东油田稠油开采中的试验和应用

方法 本文通过对孤东油田目前稠油开采工艺现状分析,设计了一种新型的稠油开采工艺方法──泵上掺水工艺技术。目的实现井筒降粘和稠油常规开采。结果通过在现场２４口井的实施,累计增油１．１９２ ６ｘ１０４ｔ,投入产出比达１：１０．３６。结论泵上掺水工艺技术投入少、产出高、不污染地层、不影响泵效、占井周期短、生产过程稳定,为提高稠油油藏的经济效益提供了一种新的工艺方法。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

曙光油田化学堵水技术研究与应用

曙光油田目前大多数区块处于开发后期,油井高含水问题突出,其主要原因包括稠油蒸汽吞吐开发后期边底水侵、稀油注入水高渗透层段突进以及管外窜槽,对此,有针对性地采取了稠油高温化学封堵,稀油封堵高渗透层、挤灰堵水等化学堵水工艺,这些措施有效降低了油井含水,明显提高了油井产能。