八面河注水系统能耗现状及节能潜力分析

在油田开发过程中,注水是保持地层压力、补充地层能量和确保油田高产稳产的重要手段.经统计,八面河油田目前注水系统能耗占总能耗的31％.针对八面河油田注水系统能耗现状,从机组、管网等方面分析影响注水系统效率的因素,通过减小管网能量损失、降低注水泵能耗损失、利用信息化开展自动巡控技术等一系列节能措施,保证管网运行的较高效率.     

八面河油田联合系统注水伤害及水质改善技术研究

八面河油田联合系统水质综合达标率由91%下降到58%,水质恶化严重。分析八面河油田注水系统水质恶化因素及伤害机理,认为联合系统主要腐蚀因素为细菌腐蚀,电化学腐蚀在该注水管网中影响较弱,建议在南区联合站尝试投加杀菌剂,以此抑制细菌滋生及细菌腐蚀。通过开展注水适应性研究,单剂筛选以及配伍性研究,制定了相应的水处理药剂投加方案并应用于实际,收到较好的效果。     

八面河油田注水系统适应性分析及建议

八面河油田经过多年开发,其地面管网存在腐蚀老化、机组效率低等问题。根据注水压力和水质能够满足注水开发的需要,以及GB/T 31453-2015《油田生产系统节能监测规范》等的要求,八面河油田对地面注水系统进行适应性评价。分析认为,北部油区可完善污水处理工艺流程以提升水质,同时停用角四污水站,南部联合注水系统可在更换设备后采用降压运行、局部增压等改造措施,有效提升地面注水工程系统水质,减少能耗,降低运行成本。     

石家庄市某供暖系统故障诊断

石家庄市某项目采用工业余热.该项目多为新建建筑.一次管网存在流量偏大,供回水温差较大的问题,少数用户采暖效果不佳.应热力公司要求对该供热系统进行诊断分析,以期改善不热用户供热效果,并为一次管网节省能量,节约运行费用.通过现场勘查,对本项目供热系统进行校核分析,并提出了整改措施.     

张家口市某清洁供暖系统故障诊断

张家口市某项目采用电锅炉固体蓄热.一次管网为原有管道上进行改造,改造完成后开始供热.系统运行过程中存在较大问题,用户采暖效果不佳.应热力公司要求对该供热系统进行诊断分析,通过现场勘查,分别对锅炉热源、主循环泵、管道及板式换热器进行校核计算,计算结果为锅炉热源满足要求,主循环泵流量偏小,管道尺寸偏小或偏大,板式换热器换热面积不足.针对出现的问题提出了整改措施.     

八面河油田小修作业打捞防砂管柱技术

由于八面河油田特殊的地层物性及井身结构,打捞防砂管柱工作量一直居高不下,采用小修作业打捞防砂管柱存在许多技术难题。对小修作业打捞防砂管柱进行改进后,可形成一系列配套技术,对八面河油田修复套管具有重要的实际意义。     

八面河油田地面集油工艺优化技术研究

随着八面河油田开发的不断深入,三级布站模式逐渐暴露出管理点多,维护工作量大,岗位人员多等问题,越来越不适应现代化生产需要。生产信息化将单井产液计量由计量站内计量改为井口功图计量,为地面集油工艺优化创造了条件。根据八面河油田各油藏开发区块原油物性及集油工艺现状,开展地面集油工艺优化研究,采用单管串接集油、单管环状、枝状掺水集油工艺替代单管(双管)集油工艺,优化集油管网及布站模式,降低管网投资及运行成本。     

集中供热系统中锅炉节能运行调控研究

对某集中供热系统中锅炉节能运行调控进行研究,采用以热源、热网、热用户为对象的智能控制模型.通过对锅炉排烟温度及炉膛含氧量的测试表明,应用该模型后,在保证供热效果的前提下,与前一采暖季相比节电31.17%;节煤11.31%;改善了锅炉房操作工的工作环境,取得了良好的供热效果.     

系统工程在八面河油田地面建设中的应用

近年来,系统工程学在油田开发建设中应用广泛。系统工程的主要观点是全局性观点、综合性观点和满意性观点。八面河油田面120区块地面建设的方案设计,应用系统工程进行技术优化,避免了技术风险;按照全局性观点进行项目整体经济评价,最大限度地降低了项目的经济风险。     

高矿化度油田污水的微生物处理中间试验

根据八面河油田现场高矿化度采油污水的特征,利用高效可降解石油的高耐盐微生物,采用厌氧酸化水解-好氧接触氧化工艺进行了较为系统地研究。结果表明,八面河油田采油污水虽然矿化度很高,但完全可以应用耐盐微生物对其进行处理,实现采油污水的达标排放。隔油池-厌氧酸化水解池在八面河油田高矿化度采油污水COD去除中起主要作用,平均COD去除率在50.2%。系统去除氨氮的最佳气水体积比在14~16。单一接触氧化工艺与酸化水解-接触氧化工艺相比,去除COD效果都能满足国家污水二级排放标准,前者去除氨氮效果稍好,平均氨氮去除率约高4.2%。     

应用注氮技术提高八面河油田北区采收率

八面河油田为稠油断块油藏,含水高,能量不足。采用注氮气技术能有效补充驱动能力。在实践中应从四个方面考虑注氮气与增产油量之间的相应关系:1、注氮气量与油砂体孔隙体积;2、注氮气位置与地层倾角对注氮气效果的影响;3、注氮气对油井含水的影响;4、注氮气对地层能量的影响。2005年,八面河油田北区共有7口井注氮气,投入产出比为1∶4.8。     

八面河油田稠油热采工艺现状及下步建议

八面河油田在实践中,逐步发展形成了针对薄互层油藏、薄层油藏和特薄层稠油藏的热采工艺。该工艺以优化注汽参数和选井选层工艺为核心,以保证注汽质量为关键,以强化防砂、油层保护工艺配套为辅助,使蒸汽吞吐热采成为这类油藏改善开发效果的主导工艺,解决了八面河油田难采稠油开发难题。     

八面河油田稠油热采井出砂机理及循环充填防砂工艺

八面河油田两大稠油区块均为弱胶结成岩相。胶结疏松是造成油井出砂的主要原因,注蒸汽热采亦对储层造成了一定程度的伤害,加剧了油井的出砂。循环充填防砂工艺具有二级拦截过滤体系,较好兼顾了产能和控制出砂要求,防砂强度高,有效期长,工艺适应范围广。     

八面河油田广北区块腐蚀结垢原理探讨

针对八面河油田广北区块设备、管线、油井的严重腐蚀及输油管线的结垢问题,通过水质、垢物及腐蚀产物的分析与测定,分析与探讨了腐蚀结垢的原理和主要原因,为进一步解决广北区的腐蚀结垢问题提供了理论依据。     

八面河油田疏松砂岩油藏出砂与防砂机理探讨

八面河油田属疏松砂岩油藏 ,由于油藏压实作用差 ,胶结疏松、胶结构中粘土矿物含量多 ,加上原油粘度高 ,造成油井出砂严重 ,绝大部分油水井不防砂无法生产。文章从储层特征和开发工艺技术分析入手 ,得出了疏松砂岩出砂的砂粒中包括四个方面的颗粒 :渗流砂出砂 ,含量为3 -4 % ;弱胶结附着的颗粒出砂 ,主要粒径为<37mm ;储层骨架颗粒破坏型出砂 ;砂穴崩落型出砂 ,同时文章还对八面河油田防砂工艺进行了探讨 ,并提出了相应的改进措施。     

八面河油田面120区地层精细划分增储上产

面120区位于八面河油田西南端,主要含油层系为下第三系沙河街组沙三段与沙四段。区内沙三段与沙四段呈不整合接触,由于主要含油层组集中,在油藏开发初期,地层对比和划分存在一些问题。经过重新进行地层精细对比划分,新发现一套沙三中油层,使该区储量、产量大幅度增加,取得了良好的油藏开发效果。     

水平井储层保护钻井液技术在八面河油田的应用

八面河油田北二区为复杂小断块边底水油藏,开发时间长,井网密度大,注采不平衡,主力油沙体水淹严重,纵向上钻遇的油层多、断块多,形成了剩余油的富集区,主要通过水平井、大斜度井挖潜。首次在该区角5-平14井应用无固相甲酸盐储层保护钻井液体系钻遇油层,结果表明,无固相甲酸盐钻井液体系具有好的防塌能力和润滑减阻效果,性能稳定,粘度、切力较低,减小了有害固相及滤液对储层的伤害度,在八面河油田水平井钻井油层保护技术方面进行了有益的探索。     

八面河油田面14区的综合调整措施及效果

八面河油田面14区为断块稠油油藏,油层出砂,渗透率差异大。为了解决产量递减快、注采井网不完善、储量控制程度低、注水井欠注等问题,采取加强地质综合研究、钻扩边井和调整井、强化注水系统和优化压裂工艺等措施,有效地改善了油藏开发效果。     

八面河油田面14区剩余油分布数值模拟研究

八面河油田构造位置处于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷南斜坡东段的八面河断裂构造带上,其北东与广利洼陷相连;西北紧邻王家岗断裂构造带;西南为草桥断裂构造带;南部抵达广饶凸起附近,面积约1100km2。经过20年的开发,油田已经进入高含水阶段,产量开始递减。用数值模拟的方法,分析并挖掘剩余油的开采价值可以有效的缓解生产压力,这将是下一步稳产甚至增产的确实可行的方法之一。     

八面河油田稠油热采过程油层保护技术研究

八面河油田应用地层预处理技术进稠油开采,采油量有所提高,较没有采用此项技术之前,注汽压力降低了（1～2）MPa。为了更好提高开采效率,特提出三点建议：1、所有入井液应采用本区块产出水或与地层流体配伍性好的水源,防止盐敏的发生;2、保持地层压力下的开发与开采;3、保存地层温度开采。