泵上掺水工艺在孤东油田稠油油藏的应用

稠油油藏现已成为孤东油田储量接替的关键 ,稠油产量直接影响着孤东油田的稳产。改善油井井筒流体流动条件的方法主要有热力、化学和稀释法等 ,化学降粘法和电加热法采油成本高 ,且在孤东油田无良好降粘效果的稀油资源 ,所以 ,应用了井筒抽油泵泵上掺污水工艺。通过软件模拟研究 ,优化了泵上掺水井的相关生产参数。现场共实施了 18口井 ,已累积增产原油 2 5 79.2t。     

稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺

针对胜利油田孤东稠油井井筒流体流动难的特点，实验研究稠油、掺入水及油水混合物的粘温关系相关式，建立油套环空泵上掺水降粘举升工艺及其参数设计模型。结果表明，油水混合后有明显的降粘效果，合理掺水温度和掺水量是孤东稠油高效举升的重要条件。     

泵上掺水降粘工艺在零散稠油开采中的应用

针对目前孤岛稠油油藏开发中,具有分布零散、无法形成注汽管网、成本较高、经济效益差的缺点,结合油田实际情况,采用空心杆和井下掺水单向控制系统相配合,通过油管内泵上掺水,达到降粘的目的,在GDN23X04井现场试验,取得了很好的效果,满足了生产降粘工艺的需要.     

稠油井油套环空泵上掺水降粘举升工艺

针对胜利油田孤东稠油井井筒流体流动难的特点,实验研究稠油、掺入水及油水混合物的粘温关系相关式,建立油套环空泵上掺水降粘举升工艺及其参数设计模型。结果表明,油水混合后有明显的降粘效果,合理掺水温度和掺水量是孤东稠油高效举升的重要条件。     

空心杆掺水技术在孤东油田的应用

系统介绍了空心杆掺水降粘开发稠油工艺的工作原理,结合矿场实际情况对包括掺水深度、掺水温度、掺水量等参数进行了确定,并在典型区块HLKD641块与电热杆稠油降粘工况、能耗及材料投入进行了对比和分析,表明该工艺有综合成本低、维护方便、热利用率高的优点,在孤东油田有较好的推广价值。     

空心杆掺水技术在孤东油田的应用

系统介绍了空心杆掺水降粘开发稠油工艺的工作原理，结合矿场实际情况对包括掺水深度、掺水温度、掺水量等参数进行了确定，并在典型区块HLKD641块与电热杆稠油降粘工况、能耗及材料投入进行了对比和分析，表明该工艺有综合成本低、维护方便、热利用率高的优点，在孤东油田有较好的推广价值。     

孤东油田稠油开采配套技术及应用

孤东稠油油藏具有油层埋藏浅，泥质粘土含理高，油层岩石胶结疏松等特点，粘度分布范围宽，开采过程中出砂严重，断块分布零散，开采难度大，结合稠油油藏特点和开采中存在的难点，综合配套油层保护，防砂，降粘和机采等工艺，提高稠开发效果。     

孤东油田稠油注蒸汽开采防砂及配套工艺应用

分析研究了孤东油田稠油区块地质特点和蒸气吞吐开采中防砂及配套工艺存在的问题,优化了一套适合孤东稠油区块注蒸汽开采的防砂及配套工艺。现场应用表明,“涂敷砂＋金属棉滤砂管”复合防砂方法适合于孤东油田稠油疏松砂岩油藏蒸汽吞吐开采,成功率高,有效期长,注蒸汽后配套过泵电加热工艺,可提高稠油注汽开采效果延长注汽周期,优化射孔工艺和防膨预处理是提高泥质疏松砂岩藏防砂成功率的有效措施。     

孤东油田稠油热采测试技术应用

针对稠油热采测试技术的应用现状,对于热采监测技术在稠油开发中的作用进行了总结,就如何发挥测试工作在稠油热采中的作用、提高测试资料利用率等问题进行了探讨。认为利用测试资料可以指导区块注汽方案,发现低效井及异常井。     

稠油空心杆掺水降粘技术试验及应用

目前在稠油、超稠油开发中普遍采用掺水降粘和掺稀油降粘两项技术。针对这两种技术在实施中存在的问题，结合油田实际情况，运用空心杆和井下掺水单向控制系统相配合，通过油管内泵上掺水，达到降粘的目的。在杜212断块现场试验，取得了很好的效果，满足了生产降粘工艺的需要。     

孤东油田特高含水期剩余油分布规律研究

利用大量的生产、测井及监测等资料对孤东油田特高含水期剩余油分布的影响因素进行了研究,指出注采对应关系、大孔道、累积注入倍数等是影响剩余油分布的主要因素。归纳总结出了“两段三层四区”的剩余油分布规律,印剩余油主要富集于层内低渗透段、受夹层影响的低水淹段;层间状况差异大且物性差的层、累积注入倍数低的低水淹层及动用差或未动用的薄层;平面上动态注采对应差部位、受井闻渗流特征及大孔道等影响的滞留区、绕流区、起伏较大的微构造高部位。另外,对油层的认识程度也是一个不容忽视的潜力。同时探讨了老油田剩余油挖潜的主要方法,对矿场应用具有指导意义。     

海上稠油油田投产及生产管理探索

为了确保海上稠油油田顺利投产及生产管理,避免因油稠、易出砂造成的井下和地面设备损坏从而引起生产中断,根据海上稠油油田的特点,提出了采用变频启泵投产、投产初期对油井重要参数进行动态跟踪和分析、投产后为油井确立合理的生产制度及生产过程中采取控制生产压差生产、实施出砂管理等一系列投产和生产管理方法。结合南堡35—2油田的投产和生产管理实践,证明提出的油井投产和精细化管理方法对油井顺利投产、降低油田操作费用及提高海上稠油油田的采收率很有效,值得借鉴和推广。     

孤东油田特高含水期注采结构优化研究与应用

孤东油田经过多年的高速开发、强注强采 ,地下矛盾十分突出。为探索特高含水期改善油田开发效果的途径 ,在深化油藏开发特点认识的基础上 ,应用精细油藏描述技术、数值模拟技术 ,以及开发测井和油藏工程方法 ,进行了剩余油分布规律研究、合理地层压力水平研究、扩大水驱波及体积途径分析、注采结构状况分析研究等。在降压强排试验的基础上 ,调整注采结构 ,使油田地层压力得到控制 ,注采结构得到了优化 ,控制了含水上升速度 ,油田开发趋势明显好转 ,强化了油田稳产基础 ,走出了稠油疏松砂岩油藏高含水后期开发的新路子     

稠油特性及其输送技术研究

基于金属杂原子及其赖以存在的载体－－沥青胶质对原油粘度的绝对贡献,测定了稠油模拟油的粘温特性及流变特性,分析了稠油高粘度的实质,为稠油节能降耗输送提供依据。研究结果表明,在10－50℃内稠油模拟油呈牛顿流体,其粘度随温度降低及沥青、胶质含量增加而明显增大,稠油高粘的实质在于体系中不同分子相互作用所形成的胶束结构。通过稀释或膜分离等技术减小稠油大分子结构或降低稠油大分子深度,将有效降低稠油粘度。     

单家寺油田单6东超稠油开采技术

单家寺油田单6东断块是典型的超稠油油藏。文章介绍了该超稠油油藏开采过程中一系列改进的热采技术，阐述了该断块超稠油油藏全面投产后所取得的良好开采效果。     

埕北油田稠油油藏出砂冷采工作制度优选模拟实验

为了优选稠油油藏出砂冷采生产压差,研究油水产量和出砂量变化关系,研制了装岩心砂粒的填砂管,可以模拟出砂过程中地层压力对岩心结构破坏.设计了稠油出砂冷采实验装置及实验步骤,在恒压条件下驱替油水进入岩心,模拟完全产油和油水同产时的油水与出砂量及产水率的变化.实验结果表明,出砂主要发生在完全产油和产水的初始阶段,完全产油时携带出自由砂,产水时携带出骨架砂,继续驱替产出的砂量大大减少;该实验优选的埕北油田压力梯度为8.3～33.3 MPa/m,虽现场很难达到,但稠油可以在近井地带和窜流通道中逐步启动;恒压驱替和改变压力驱替,产水率均随着驱替的进行不断增加,而产油量不断下降,进入的水在地层压力下破坏了岩心结构,油水相渗透率大大下降,因此,要尽量控制水侵.     

河南油田超稠油油藏动用实践与效果

河南油田高粘度超稠油油藏储量1088.19×104t,目前采用常规的注蒸汽吞吐试采,试采效果很不理想,达不到热采产能要求。通过注氮气隔热、注降粘剂的措施虽然可以提高试采效果,但仍然突破不了产能关,导致超稠油储量难以动用。通过调研国内超稠油油田稠油开采的先进技术,分析适宜河南油田超稠油油藏特征的开采技术,优选了采用高干度、高强度、高速度、辅助氮气、溶剂降粘的蒸汽吞吐开采技术,单水平井蒸汽吞吐方式,大井眼(95/8″套管,双油管)开采方式,过热蒸汽技术等,有效提高了超稠油难采储量动用程度。     

长庆油田分采泵分层采油工艺技术研究与应用

三叠系延长组是长庆油田主力开发层系,油藏在纵向上表现为多套小层叠合,受到超前注水、笼统注水等因素影响,两层笼统合采油井层间压差较大,层间矛盾突出,因此用分采泵分层采油是消除合采油井层级间干扰矛盾的主要方式之一。鉴于长庆油田三叠系油藏饱和压力低,地饱压差小,油井气油比高,研发了一种"上泵抽下层,下泵抽上层"的防气式分采泵。现场试验应用表明,该防气式分采泵分采效果明显,对高气油比油井适应性强。     

塔河稠油电泵掺稀开采系统效率测试分析评价

通过系统效率测试可以准确获得效率参数以及各种工作参数,是塔河稠油电泵井维护和管理的一项重要工作。立足于塔河油田2010年的系统测试资料,对比分析了电泵井与常规机抽井的系统效率与泵效,解释了"高泵效、低系统效率"的原因,进而初步确定了最优系统效率下相关参数的合理范围,为油井提高提液效率、优化掺稀工艺和工作制度提供了合理的决策指标和评价手段,对提高稠油采收率有十分重要的意义。