分层注水在油田中的应用

我国大部分油田油层的层间、层内渗流特性上存在着明显差异,随着油田开发进入中后期,采用混合注水的方式已经不能适应油田开发的需要。为了提高这类油藏的注水开发效果,分层注水工艺技术在油田得到了推广应用,成为保持油田压力、调整层间和平面矛盾、控制油田含水上升的主要技术手段,对采油中后期提高采油率起到了重要作用。     

集通铁路电气化改造工程可行性经济评价分析

对集通铁路电气化改造工程经济可行性进行分析,运用经济评价方法,进行投资估算和资金筹措策划,确定评价原则,并对运价、运量、投资和运营成本四项因素做敏感性分析,确定投资回收期、项目投资财务内部收益率,最终确定经济可行性,为类似工程进行可行性经济评价分析提供参考。     

高含水油田注水系统节能改造对策及分析

大港油田分公司羊三木油田经过多年开发已进入高含水期,该油田注水站唯一、注水压力等级单一、注水量大、注水井分布集中,因此节能改造潜力大、见效快。对该油田注水系统开展深入分析,挖掘节能潜力,存在注水系统效率低、单井注水压力差异分级化,系统压力就高不就低,管道结垢压损大、能耗高等问题,提出高低压分离、系统降压+局部增压、注水管道除垢等节能改造对策,并预测节能效益,从而达到优化注水地面工艺,降管损、降能耗、提效率、提效益的目的。     

基于单井单位注水量电耗的注水系统评价方法

为了对油田注水系统运行情况进行评价,基于能量守恒定律,引入单泵单井模型,提出了以单井输入功率与单井单位注水量电耗线性关系为基础的评价方法。对测试注水系统的四个运行时期进行评价,结果表明:注水井输入功率与单井单位注水量电耗呈明显的线性关系,线性拟合度达0.8以上,现场数据结果与理论分析结果相符;对于测试系统在测试期间内,2017年12月31日注入单位水量所需要消耗的功率最大,2016年6月30日注入单位水量所需要消耗的功率最小;被测注水系统的单井输入功率与单井单位注水量电耗直线的截距的合格限定值为0.7 kWh/m~3,截距的节能限定值为0.2 kWh/m~3。     

陆梁油田注水系统优化研究

陆梁油田陆9井区存在注水能力不满足地质配注需求、管网压损较大、两套注水压力系统分布失衡、注水系统效率低等问题。针对这些问题分别对注水系统的站区和油区进行优化。优化后提高了注水能力,降低了管网压损,达到了提高注水系统效率,降低注水单耗的目的,满足了油藏开发"注够水"的地质需求,为低渗透油田稳产、增效起到了重要作用。     

油田注水开发效果评价方法

我国低渗透油气资源十分丰富,边水与底水驱动不明显,天然的能量补给较差,增加了开发难度。随着石油的不断开采,国内大多数油田需要采取注水开发以保持地层压力,达到提升最终采收率的目的。对这些注水开发油藏,如何评价注水开发效果,到目前为止,还几乎没有系统完善的方法。在充分调研的基础上,对现阶段油田注水开发效果的评价方法进行了归纳分析。     

电荷感应法检测煤层注水防冲效果研究

为了探究电荷感应法检测煤层注水防冲效果,采用试验方法开展了不同含水率煤样单轴压缩破坏电荷规律的研究。理论分析了水对煤样物理力学性质和煤样产生电荷信号特征影响的规律,并对现场煤层注水过程进行了电荷感应现场监测,分析了注水前、中、后电荷信号变化规律以及产生原理。研究结果表明:水的存在减弱了煤样内部颗粒之间的摩擦作用,促进了微孔裂隙的增长与发育,导致水对电荷信号的产生起到弱化作用,出现有应力降而无电荷信号产生以及电荷信号滞后的现象;随含水率增高,煤样电荷均幅呈指数函数递减趋势;得到了煤样电荷均值与含水率的关系式,进而得到耿村煤矿符合煤层注水防冲要求的含水率增量对应的电荷降幅理论百分比为50.13%。由此可根据现场煤层注水前、后电荷降幅实际百分比与理论百分比相比较,就可对煤层注水防冲效果进行初步评价;现场监测结果表明煤层注水前和注水过程中,监测的电荷幅值较大,注水后电荷幅值与注水前相比降幅为52.65%,大于试验室理论结果,符合煤层注水要求。因此,电荷感应方法可以用来检测煤层注水防冲效果,但还需要大量的试验室以及现场试验进行不断的修正和完善。     

精细注水结构调整在低渗透高含水油田开发中的应用

某油田是我国开发较早的裂缝性低渗透油田,目前油田开发进入中高含水后期,面临着含水上升快,注水效益差的问题。在研究量化常规调整技术标准的基础上,结合精细油藏描述成果,开展分层注水、注水结构调整、周期注水、化学浅调剖常规调整技术,合理进行单砂体的强、弱水驱注水结构调整,可以有效控制含水上升和产量递减,投入成本低,是高效的油藏工程节能手段。减少无效注水76.31×104m3,节约水资源费用610.48万元,少产液节约用电486.99×104k Wh,节约电费266.53万元,取得了好的节能效果和经济效益。     

节能减排经济评价管理体系的建立与应用

辽河油田作为千万吨产量规模的石油企业,也是耗能大户,为了实现经济效益和环境效益双丰收,必须从源头上控制耗能项目,建立节能减排长效机制。建立科学实用的节能减排经济评价管理体系,利用前期经济评价指导项目决策,优选节能项目,减少无效低效投入。通过节能减排经济评价管理体系的建立与应用,将石油企业节能开发和经济效益的统一纳入到了油田发展的战略规划之中,实现节能项目规模与经济效益的有机结合,并通过效益评价的形式不断赋予油田节能增效开发的崭新内涵,实现石油企业生产经营由定性管理向定量管理的转变,由粗放管理向精细管理的转变。     

红山嘴油田稠油污水回注效果跟踪评价

红山嘴油田于1990年投入注水开发,在注水开发中,由于注入水水质不稳定,注水配伍性差,注水开发过程中注水系统结垢严重,注水井井况恶化,修井频繁,注水井测调合格率低。经过对红浅稠油污水可行性评价及论证,实现了红浅稠油净化污水回注红山嘴油田,污水回注后需对污水回注地层后储层伤害、腐蚀结垢趋势进行动态跟踪评价,确定净化污水对注水指标的影响程度及影响因素。通过对污水回注效果动态跟踪表明,污水回注后红山嘴油田水质得到明显改善,消除了注水系统结垢,污水回注地层后储层伤害得到有效控制,年可节约油田清水用量73万方。不仅如此,还在合理利用外排污水,减少环保压力方面,为稠油污水回注提供技术储备和技术示范奠定良好基础。