塔河油田4号油区稠油计量分离器的技术改进

塔河油田 4号油区探明储量 6 345× 10 4 t,目前共有采油井 4 0口 ,已建 4 - 1、 4 - 2、 4 - 3三座计转站 ,其接转能力分别为 5 0× 10 4 t、 70× 10 4 t、70× 10 4 t。此外 ,该油区尚有 11口单井通过单井流程拉油至塔河一号联 ,且随着油区南平台的勘探开发 ,需新建 4 - 4计量接转站。塔河油田 4号油区为重质原油 ,混合原油相对密度为 0 9772 ,运动粘度为 15 94mm2 /s (5 0℃ ) ,凝固点为 7℃ ,单井平均产量 10 0t/d ,气油比4 0m3/m3。已建的三座计转站目前存在单井误差大的问题 ,平均误差大约 15 % ,个别单井最大误差甚至达到 80 % ,分…     

SCADA系统在莫北油田的应用

莫北油田地处古尔班通古特沙漠腹地,自然环境非常恶劣,油田SCADA系统包括12个计量配水站、100口抽油井、6口气井、5口水源井、1座60×10~4t/a转油联合站,1座60×10~4m~3/d天然气处理站,1套60×10~4m~3/d伴生气处理装置,转油联合站内油气集输和天然气处理设DCS系统2套。油田自动化系统采用无线通讯和光纤通讯相结合方式,实现了油田无人值守和信息采集的全面自动化。     

刘陆油田地面工程项目后评估

刘陆油田位于江苏里下河地区 ,河网纵横。该油田由陈 2、陈 3两个断块构成 ,含油面积 3 6km2 。原油密度0 87g/cm3 ,动力粘度 18 0 5～ 38 91mPa·s,凝固点 31～33℃。刘陆油田 1997年投入开发以来 ,共布油水井 6 5口。采油方式为抽油机深井泵采油。1 地面工程设计的指导思想、主要建设内容及主要技术指标指导思想 :以油藏工程、钻井工程、采油工程和地面工程四个概念设计为核心 ,并从技术、经济的角度进行评价 ,做到地面适应地下 ,同时做到地面地下相结合 ,近期与发展相结合。主要建设内容 :①陈 3联合站 1座 ,设计规模 2 0×10 4t/a;②…     

中国炼油业正在走向规模化经营

建设大型化装置 ,发展规模经济是实现低成本战略的有效途径。据测算 ,12 0 0× 10 4t/a炼油厂与 6 0 0× 10 4t/a炼油厂相比 ,相对投资节约 2 5 % ,生产费用节约 12 %～ 15 %。国外炼油厂最大规模已达 4 70 0× 10 4t/a,单系列原油加工达 12 5 0× 10 4t/a ,我国目前最大的炼油企业仅 12 5 0× 10 4t/a ,单系列加工超过 5 0 0× 10 4t/a的较少。我国吨油平均加工费比国外高 4 5 %。中国石油和中国石化两大集团正在改变过去炼油石化装置规模太小、缺乏竞争力的状况 ,努力发展规模化经营 ,走可持续发展之路。到 2 0 0 5年 ,中国石油天然气集团…     

大庆油田"九五"聚合物驱油总体规划设计地面工艺技术方案

大庆油田“九五”聚合物驱油地面建设总体规划 ,通过方案比选 ,采用了“集中配制、分散注入”的布局方案 ,比“分散配制、分散注入”的布局方案节省投资 39% ,“九五”总体规划设计地区可节省基建投资 5 1× 10 8元。由于采用了聚合物电脱水与水驱电脱水混合的处理方案 ,少建脱水站 8座 ,节省投资 0 72 8× 10 8元 ;通过与油田开发密切结合 ,及适当调整注入区块和时间 ,使萨中油田减少配制站 1座 ,喇嘛甸油田 2号、 3号配制站减少设计规模 0 79×10 4 t/a ,及相应的采出液、采出水处理规模 ,节省投资 1 2 7× 10 8元     

四新技术用于注水站

目前,胜利油田已进入特高含水开发阶段,现有60个小油田进行开发注水,注水量66×10~4m~3/a。油田共有注水站206座,其中离心泵站53座,离心泵231台套,装机功率39.01×10~4kW;柱塞泵站153座,柱塞泵776台,装机功率10.21×10~4kW。由于注水泵配备电机功率大、能耗大,是油田的耗能大户,因此提高注水泵整体运行效率、降低注水消耗,成为油田节能降耗的一项重要工作。     

用化学方法改进稠油开采效果的技术

胜利桩西油田桩斜 139井 (生产井段 192 0 .0～ 1930 .0m)原油粘度高 ,6 5℃ (地层温度 )下 2 1Pa·s,5 0℃ (井口温度 )下 6 0Pa·s,采用蒸汽吞吐法开采 ,需电热杆加热才能实施井筒机械举升。新开发的乳化降粘剂SB 2为≥ 2 5 %的溶液 ,主剂为阴离子表面活性剂。在室内实验中 ,体积比 7∶3的原油与含SB 2 1.4× 10 4～ 3.0× 10 4mg/L ,矿化度 1.5× 10 4mg/L ,含Ca2 + +M2 + 1.0× 10 3 mg/L的水形成的乳状液 ,5 0℃粘度≤ 2 0 0mPa·s ,可稳定存在数周至数月 ;使用矿化度 <1.0× 10 4mg/L的油田污水 ,SB 2用量 2 .0× 10 4mg/L ,油水体积比 6 5∶35时乳化降粘效果最好 ,乳状液在 6 0℃可稳定存在 12～ 2 4h。通过油套环空将SB 2加入桩斜 139井泵下 ,产出液含水 36 %～4 0 % ,加入量为产液量的 1.1%时产出液井口粘度 15～ 2 5mPa·s,加入量为 0 .2 3%时井口粘度 70mPa·s ,抽油机上下行电流稳定 (6 8和 4 8A)。此后加热杆停止加热 ,将SB 2加量降止 0 .12 % ,该井生产稳定     

适合胜利孤东油田的聚合物/无机铝弱凝胶体系及其试应用

孤东注水开发油田层内、层间矛盾严重 ,注入水和注入聚合物单相锥进 ,注聚井常发生堵塞。为此 ,研制了微凝胶调驱体系 :聚合物 (日本三菱公司的MS35 0 0 ,M =1.9× 10 7,HD =2 6 .4%) 10 0 0mg/L ,交联剂无机铝盐 5 0～2 0 0mg/L ,稳定添加剂 10～ 15mg/L ,用矿化度 390 0mg/L的油田污水配制。铝盐浓度 5 0 ,10 0 ,15 0mg/L的体系(CDG 5 0 , 10 0 , 15 0 ) 6 0℃下的粘度 ,在初配时较相应聚合物溶液 (PS) 6 0℃下的粘度 (4 1mPa·s)略低 ,在 6 0℃反应后均有所降低 ,但相互之间及与PS之间相差不大 ,在 6 0℃反应 5 6天后约在 30mPa·s上下。在 6 0℃下初配制的PS ,CDG 5 0和CDG 10 0流过气测渗透率 4.2～ 4.3μm2 的人造岩心柱时 ,阻力系数相差不大 ,随着 6 0℃下反应时间的延长 (0～ 42天 ) ,PS的阻力系数趋于下降 ,而CDG 5 0特别是CDG 10 0的阻力系数增加的幅度越来越大。在孤东 7 2 9 194井组试用CDG弱凝胶体系进行调驱 ,采用双段塞注入工艺 :10 0 0m3 CDG 10 0 +16 0 0m3 CDG 5 0 ,初步结果良好 ,注水井启动压力由 0 .4上升到 6 .7MPa ,吸水指数由 30下降到 2 8m3 /d·MPa ,对应 6口采油井日产油量由 2 9t上升到 48t,含水由 96 .1%下降到 90 .1%。     

塔里木轮南油田产能建设一期工程胜利投产

轮南油田产能建设一期工程主要包括一座规模为10~6t/a 的油气处理联合站(承担油气分离、原油脱水、注水及含油污水处理、天然气处理及液态烃回收、增压注气、燃气发电、供电和原油外输等工艺任务)、六座油井产物计量站(每座计量站内设有油气水三相计量间、五井式配水注水间、十一井式注气采油配气间)、62口油、水井和各种相应的管网,形成以轮一     

聚丙烯酰胺反相乳液深部调驱先导试验初步结果

题示反相乳液(W/O乳液)以油田污水携带进入地层设定位置后,在环境温度、矿化度及转相剂作用下发生相反转,原分散相中所含的聚丙烯酰胺和交联剂迅速溶于水并生成可流动的水基凝胶,起深部调剖、液流转向及驱替作用。胜利孤岛油田中二南Ng3-4先导试验区,原始地温69℃,地下原油黏度20~100 mPa.s,产出水矿化度5.5g/L,注入水矿化度7.2 g/L,包括5口注水井,21口采油井,试验前处于聚驱后的水驱阶段。设计注入聚丙烯酰胺反相乳液在注入水中的稀释液,其中前置段塞浓度8 g/L,段塞尺寸8×103m,折合反相乳液64 t,主体段塞6 g/L,1.2×104m3,72 t,以及顶替液(注入水)1.2×104m3,连续注入45天。预测先导试验区采收率将提高1.05%,其中高、中、低渗层分别提高0.50%,1.48%,2.47%,含水率降低2.65%,增产油效果将延续至2010年。注水井21-4的调驱作业于2004年12月底开始,共注入反相乳液25吨,转相剂1.75吨,施工注入压力由7.5 MPa升至9.5MPa,作业后注水压力由6.8 MPa升至7.0 MPa;2005年4月统计,对应5口油井平均日产液量上升21.3%,日产油量上升37.0%,含水率下降1.1%,有4口井产油量增加,1口井持平。图5表2参8。     

科学创建集成化建站模式探讨

长庆油田分公司第四采油厂所辖大路沟、白于山等6个采油作业区,年产原油产量超过150万吨。其中,大路沟二区归属陕西省安塞县镰刀湾乡,海拔高度1375·6m,属陕北典型湿陷性黄土地质条件。2005年,长庆油田分公司拟在此建设超前注水地面工程罗三注水站、罗三供水站和产能建设地面工程罗三计量接转站及3个值勤点。区块内归属罗三接转站油井数78口,归属罗三注水井数36口,总体供水能力为2200m3/d,注水能力为2000m3/d,原油外输能力为15×104t/a。由于滚动建产,在区块总体地面工程初步方案规划中三个场站及其三个执勤点建设位于不同地理位置,属传统意…     

萨尔图油藏剩余油挖潜技术研究

针对红岗油田萨尔图油藏开发现状和地质特征 ,采用了动态分析法、小层精细对比法、构造控制法、沉积微相控制法 4种研究方法 ,从已动用井点、未动用井点、井间等三个方面研究了剩余油分布状况 ;通过综合应用调整注水结构、改善注水状况、实施措施增产技术、部署扩边井、部署加密井、改向注水 6项挖潜措施 ,有效挖掘了油藏潜力 ;从 1999年至 2 0 0 3年新增地质储量 345× 10 4t,水驱可采储量增加 5 6× 10 4t,经济有效率提高了 30 % ,保持了油田 4 0× 10 4t以上的稳产。     

低渗气田复合压裂工艺技术

1 白庙气田概况白庙气田原始天然气地质储量 10 7× 10 8m3 ,凝析油地质储量 15 8× 10 4t,气层埋深 2 6 30～ 4 0 90m ,砂岩气层孔隙度6 1%～ 15 5 % ,其中 84 %的层孔隙小于 15 % ,渗透率 0 1～ 12× 10 -3 μm2 。气藏温度 89 8～ 14 3 0℃ ,压裂系数 0 98～1 75 ,原始地层压力 2 5 74～ 71 38MPa。相对密度 0 5 913～0 6 913,凝析油相对密度 0 73～ 0 82mg/L ,地下粘度 0 5 3～ 8 5 4mPa·s .地层水pH值 5 4～ 6 2 ,相对密度 1 0 5～1 12 ,水型为CaCl2 型 ,总矿化度 6 8～ 17 5× 10 4mg/L。砂岩储层酸敏、水敏、速敏…     

稠油降粘剂HP在塔河S66井的应用

报道了乳化降粘剂HP用于塔河油田S6 6井稠油开采的现场试验结果并作了分析。HP的主剂为改性酚醚表面活性剂 ,复配以表面张力改进剂和抗盐聚合物 ,在 80℃下可抗耐矿化离子的浓度高达 2 .2 6× 10 5mg/L(包括Ca2 + +Mg2 + 4 .3× 10 3 mg/L)。S6 6井原油基本不含水 ,含气一般～ 10 % ,5 0℃粘度 9.2Pa·s。该井用掺稀油工艺生产 ,产液量由泵排量决定 ,为～ 6 6m3 /d。在为时 2 2d的现场试验中 ,用矿化度 5 .6× 10 4mg/L、含Ca2 + +Mg2 +4 .3× 10 3 mg/L的井水配制的浓度 4 75 0～ 6 0 0 0m/L的HP溶液从环空连续注入井内 ,油水体积比逐渐由 6 0∶4 0变为 70∶30 ,HP加量以总液量计由 2 2 0 0mg/kg逐渐降至 14 0 0mg/kg。HP加量在 2 2 0 0～ 16 0 0mg/kg范围时 ,产出的O/W乳状液 35～ 36℃下的粘度为 17.5～ 2 0 .0mPa·s ,而掺稀油时产出原油的粘度为 30 0mPa·s。当油水比由 6 0∶4 0变为 70∶30时 ,稠油、气、水的产出量分别由 35 .6t/d ,3.96m3 /d ,2 6 .4t/d变至 4 1.6t/d ,4 .6 2m3 /d ,19.8t/d。在采用掺稀油工艺时 ,稠油和气产出量分别为 2 9.7t/d和 3.30m3 /d ,回采稀油量为 33.0t/d。在现场试验中井口油压略升并大体维持稳定 ,对产生这一现象的原因作了分析。图 1表 3参 1。     

胜利油田陈371区块高钙镁油藏稠油降粘剂研究

陈 371块稠油油藏温度约 6 5℃ ,所产原油粘度高 (6 5℃下 8.6Pa·s,5 0℃下 44Pa·s) ,胶质和沥青质含量高 ,地层水矿化度高 (～ 1.5× 10 4 mg/L) ,Ca2 + 、Mg2 + 含量高 (376 ,173mg/L) ,6 0℃时实验原油在含水率 36 .7%时发生乳状液转相。在 6 0℃、油水体积比 7∶3条件下考察了影响降粘剂ONS 1(一种阴离子表面活性剂 )乳化降粘效果的因素 :水相中NaCl浓度 ,ONS 1浓度 ,Ca2 + 浓度 (固定Mg2 + 浓度 )及增效剂三乙胺浓度 ,在水相中NaCl浓度为1.5× 10 4 ,Ca2 + 浓度为 6 0 0 ,Mg2 + 浓度为 2 0 0mg/L条件下 ,得到ONS 1与三乙胺的适宜质量比约为 10 0∶3。在上述条件下加入ONS 1+三乙胺 (2 .0× 10 4 +6 0 0mg/L)得到的实验原油乳状液 ,1s-1和 5 0s-1下的粘度 ,5 0℃时分别为 111和 41mPa·s,30℃时分别为 311和 12 0mPa·s,在 30～ 6 0℃范围内稠油乳化降粘率大于 99%。在矿化度和Ca2 + 、Mg2 + 含量较低的油田污水中加入ONS 1+三乙胺 (2 .0× 10 4 ～ 3.0× 10 4 +75 0mg/L)使实验原油乳化 ,可得到更好的降粘效果     

具有近疏远调作用的双液法深部调剖剂LF-1

为了封堵中原胡庆油田高压注水井远井地带的高渗层 ,研制了双液法堵剂LF 1。LF 1的A剂为可在水中解离出H 的无机盐溶液 ,B剂为硅酸钠溶液。 10 %A剂溶液对注水井结垢物的溶解率为 9.1%～ 10 .2 % ,加入 0 .2 %缓蚀剂后 85℃下的腐蚀速率降至 0 .10 8mm/a ,缓蚀率 95 %。根据等体积A、B剂溶液生成的沉淀物质量和堆积体积 ,求得A、B剂实用浓度为 10 %、15 %。在此实用浓度下 ,LF 1生成的沉淀物质量和堆积体积远大于对比双液法堵剂 (碳酸钠 /氯化钙、碳酸钠 /硫酸亚铁、硅酸钠 /氯化钙体系 )。注入 10 %A剂溶液 1PV使水泥 /粘土 /氧化钙堵剂封堵的石英砂压实岩心渗透率 (5 .6 7× 10 -3 μm2 )升高 18.2 %。在 85℃下 5支长 6 0mm的岩心注入 1.5PVA剂溶液 /0 .2 5PVB剂溶液 /0 .2 5PVA剂溶液后 ,突破压力为 1.6～ 3.6MPa ,平均 2 .4MPa ,堵水率为 6 6 .8%～76 .2 % ,平均 72 .0 % ,注水 10 0PV后渗透率上升 1.0 7%～ 5 .6 3% ,再在 85℃和注水压力下保持 12 0d后 ,渗透率上升 4 .30 %～ 7.31%。 2 0 0 1年 1～ 9月进行的 18次注水井深部调剖 ,平均处理半径 11.5m ,单井注入剂量 94 8.5m3 ,工艺上完全成功 ,绝大部分对应油井增油减水。给出了 4口注水井封堵前后注水参数的变化。表 8参 1。     

新疆陆梁油田百万吨级原油处理站正式破土动工

新疆陆梁油田位于准噶尔盆地腹部,是２０００年发现的一个沙漠整装油田。陆梁油田２００１年计划布开发井２６１口,建产能５３．２×１０４ｔ．日前首座１００×１０４ｔ原油集中处理站已正式破土动工,含油污水日处理能力为５０００ｍ３,可为油田提供日注水能力４２００ｍ３,每天可降低运行成本近８×１０４元。新疆陆梁油田百万吨级原油处理站正式破土动工@吴月先     

我国陆上油田采收率与波及系数评价

采收率和波及系数是油田开发的重要指标。根据对我国陆上油田各项指标的统计与分析 ,评价了这些油田采收率与波及系数。注水纯砂岩油田的平均采收率为 0 .355 ,非注水纯砂油田的平均采收率为 0 .2 2 6 ;地质储量在30 0 0 0× 1 0 4t以上的巨型砂岩油田的采收率为 0 .44 ;就注水纯砂岩油田而言 ,地质储量大于 1 0 0 0 0× 1 0 4t的 ,其最大波及系数为 0 .70 8,地质储量在 1 0 0 0 0× 1 0 4～ 50 0 0× 1 0 4t的 ,其最大波及系数为 0 .558;最大波及系数大于 0 .9的油田有王场、尕斯库勒和杏树岗。     

小集油田注水系统的防腐防垢研究

大港油田采油三厂小集油田已进入油田开发的中后期,油井以电泵生产为主,地层含水高达90%,油井来液温度71℃。该油田有注水井59口,实际开井29口,日注水量5070m3,注入污水温度高达68℃。在正常生产和开发过程中存在以下问题:①注水系统腐蚀严重,现场测得腐蚀率为1·34mm/a,造成注水系统管线漏失严重,平均漏失率高达0·41次/月·km;②注水系统结垢速度快,平均结垢速度为6mm/a,造成注水管线压损加大,水井注水压力低;③水井作业困难,近3年水换作业47口,因管柱腐蚀结垢影响转大修18口,增加了生产成本;④停注水井多达30口,且逐年增加。注入水量逐年…     

大庆油田开发形势和稳产新目标

1991年大庆油田实现了第16年持续稳产,年产原油5562.3×10~4t,是年产5000×10~4t以上稳产以来开发形势较好的一年。主要表现在以下三个方面。一是油田在继续保持注采平衡,地层压力稳定回升情况下,年注水比预计少注662×10~4m~3,年增长仅2.14％,是1985年以来增长幅度最小的。通过采取多种有效措施,高含水层位的注水量得到控