单井掺水量油工艺技术的应用

针对喇嘛甸油田北东区块第四油矿近年来过渡带外扩井单井平均产液量低 (16 3t/d)、含水率低(平均 20 2% ) 等的特点, 发现目前的单井量油工艺已不适应过渡带外扩井 (粘度大、低含水井 ),如果还沿用原有的量油工艺流程, 会使量油时间延长, 这样不但加大冬季单井管线由于长时间停掺水而产生管线冻堵现象的几率, 影响原油生产, 而且增加了一线工人的劳动强度。因此, 为了缩短量油时间, 方便管理, 在不影响量油效果的基础上, 对原有单井量油工艺进行了改进———即在掺水热洗汇管上加装了 1台涡街流量计, 这样在单井量油过程中, 不必关闭单井掺…     

大庆油田原油集输系统集输耗气预测

大庆油田自从1960年开发建设以来，油田综合含水经历了低、中、高含水期，发展到目前特高含水开发阶段，原油集输系统吨油耗气随着含水的升高呈不断上升趋势，通过对大庆油田原油集输系统集输耗气预测可以找出油田原油集输系统耗气的发展规律，从而为下一步原油集输系统节能降耗流程调整及天然气下游利用工程产业化调整的研究指明方向，同时也有利于油田的高效益、高水平、可持续发展。     

底水油藏水平井水脊形态影响因素

在底水油藏开发过程中,水平井底水脊进是影响开发效果的关键因素,而关于水脊形态影响因素的研究相对较少。为此,利用油藏数值模拟技术,基于M油田的实际油藏参数,建立底水油藏数值概念模型,根据程林松等推导的水平井产能公式,回归得到水脊形态定量描述公式,分析水平井井距、垂直与水平渗透率比值、单井产液量、水平井垂向位置、油水粘度比和含水率等因素对采出程度和水脊形态的影响。分析结果表明:随着水平井井距的增大,相同含水率下采出程度和最大水脊半径逐渐减小,而水脊体积总体呈增大趋势;随着垂直与水平渗透率比值和油水粘度比的增大,相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积逐渐减小;随着单井产液量的增大,相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积总体呈上升趋势,但单井产液量超过一定值后,最大水脊半径和水脊体积略有减小;水平井垂向位置离油水界面越近,相同含水率下采出程度、最大水脊半径和水脊体积越小;随着含水率的增大,最大水脊半径和水脊体积逐渐增大。运用Box-Behnken试验设计方法,分析各因素及各因素间的交互作用对水脊形态影响的显著程度,结果表明:对水脊形态的影响程度由大到小依次为垂直与水平渗透率比值、油水粘度比、水平井垂向位置、单井产液量和水平井井距。其中,垂直与水平渗透率比值和单井产液量组合、油水粘度比和水平井井距组合对累积产油量的交互影响最为显著。     

东部某油田馆陶组油藏合理产液能力研究与应用

针对东部某油田主力含油层系馆陶组油藏单井液量低、采油速度低、与开发需求不相适应等问题,在建立典型概念模型基础上,采用油藏工程分析、数值模拟方法研究了各种影响因素对生产压差及产液能力的影响,对各因素影响程度进行量化排序后绘制了相关分析图版,并在油田现场进行了应用。结果表明,对合理生产压差的影响程度由大到小依次为井距、渗透率、表皮系数、井网完善程度、非均质性、含水率、偏心距。其中,井距、井网完善程度、表皮系数,随着参数值的增加,合理生产压差是逐渐增大的,而非均质性、偏心距、含水率、渗透率等因素,随着参数值的增加,合理生产压差是逐渐减小的。研究绘制的合理生产压差查阅图版,方便快捷,适合现场应用,为快速确定不同井组的合理生产压差及产液能力,同类油田合理提液提供了技术支撑。     

水平井堵水工艺数值模拟优化

针对渤海油田水平生产井平均综合含水率高、动用采出程度低的实际问题,结合A井资料,建立单井数值模拟模型,研究水平井产液量、避水高度、垂直与水平方向渗透率比值、油水黏度比对水平井含水上升率的影响,并利用油藏数值模拟技术对堵剂注入量、段塞组合、注入速度及焖井时间等参数进行优化.结果 表明,产液量、垂直与水平方向渗透率比值、油...     

油井间抽合理匹配 提高抽油机井运行效益

随着油田开采对象逐步转移到表内薄差油层和表外储层。三次加密井逐渐增多，油井供液能力、日产液量下降。单井能耗上升，企业经济效益呈现下降趋势。为了降低吨油操作成本，已经应用了众多节能采油工艺，抽油机井间抽便是其中之一。本文根据经济评价理论和采油工艺原理，确定抽油机井问抽合理的运转周期，达到供液与产液、产液与能耗间的合理匹配，提高抽油机井运行经济效益。     

新肇油田能耗状况剖析

新肇油田属低产量、低渗透油田,单井产量低,但是吨液耗电、吨液耗气、注水单耗全都优于全厂平均水平。本文通过对新肇油田从规划设计到运行管理上全面调查分析,介绍了新肇油田在设计和管理上采取的一些新方法、新技术,找出了新肇油田能耗低的原因,为低产油田的地面建设提供依据,为外围油田的节能管理工作提供经验。     

G271区低产低效井合理间开制度研究

G271区受低孔低渗条件及油田开发规律的制约,单井日产液普遍较低,经常出现油井供液不足的情况,油藏吨油成本较高。结合超低渗透油藏渗流规律,对低产低效井实施间开生产,选择适合的生产制度并持续跟踪优化,从而达到提高泵效、减缓管杆偏磨、降低吨油成本的目标,在保证产进液量平稳运行前提下实现降本增效。     

海上强底水油藏高含水期产液结构调整

A油田为海上强底水油藏,由于海上开发开采的特殊性,油田一直保持高速开发,强底水油藏具有含水上升特别快的特点,目前含水率高达96%,高含水阶段一般为提液增油从而达到高产量,而受海上条件限制,油田液的处理能力已达到极限。为了达到增油稳产的目的,需要对单井的产液量进行调整。如何在油田整体液量不变的情况下,合理分配单井产液量从而增加产油量,就成为了一个课题。通过油藏工程和渗流力学方法结合现场工艺,分析单井的最大产液能力,合理生产制度,关井压锥效果等,制定了全油田单井产液结构调整策略。在全油田液量不变的情况下增油稳产,为油田遇到液处理能力瓶颈时,提供借鉴和指导。     

影响PL油田产吸能力的因素探讨

PL油田为一个被断层复杂化的构造油藏,主力含油层段为馆陶组,储层物性较好,为中高孔渗,纵向上含油层厚,平均单井钻遇油层厚度77 m,但油井产液(油)量低,注水井日注量低,与开发方案设计差异大,油田开发效果差。通过对完井方式、构造断块大小、储层等因素的对比分析,确定储层分选性差是导致油田产油能力和吸水能力差的根本原因,为下步改善油田开发效果提供参考依据。     

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.