找水工艺技术在石西油田的现场应用

介绍了常用找水工艺技术在石西油田的应用情况,对各种常用的技术进行了介绍。通过现场应用效果分析,对找水工艺技术在石西油田的适应性有了较为深入的认识,同时对各种技术的适用性进行了分析,为今后的找水工艺技术的改进与提高提供了经验与借鉴。     

石西油田石炭系油水分布规律及含油性评价

石西油田石炭系火山岩油藏油水分布在平面上具有明显规律,即由南向北原油性质逐渐变重,且不受构造的控制,地层水的变化则东、西两块有别,西块为低矿化度水分布区,离子浓度梯度由南向北;东块为高矿化度水分布区,高于浓度梯度由西向东.综合研究认为,原油和地层水的迁移方向均由南向北;油自中部断裂是分隔东、西两侧地层水分布并进而影响油气丰度的主要因素.     

QBZC-Ф25／28光杆密封器的现场应用效果评价

新疆油田稠油开采井口的密封装置长期以来主要采用法兰式调偏心光杆密封器（以下简称“法兰式光杆密封器”）,一直存在着密封周期短、密封效果差、井口跑油等问题。2005年,试用了QBZC-Ф25／28光杆密封器,通过现场应用评价和对比认为,QBZC-Ф25／28光杆密封器不仅弥补了现有的所有光杆密封装置的缺点,彻底地解决了井口跑油问题,而且有望成为稠油开采井口密封装置的最佳解决方案。     

QBZC-(φ)25/28光杆密封器的现场应用效果评价

新疆油田稠油开采井口的密封装置长期以来主要采用法兰式调偏心光杆密封器(以下简称“法兰式光杆密封器”),一直存在着密封周期短、密封效果差、井口跑油等问题。2005年,试用了QBZC-Φ25/28光杆密封器,通过现场应用评价和对比认为,QBZC-Φ25/28光杆密封器不仅弥补了现有的所有光杆密封装置的缺点,彻底地解决了井口跑油问题,而且有望成为稠油开采井口密封装置的最佳解决方案。     

油田用段塞流捕集器内涂层施工新技术应用浅析

油田压力容器长期处于腐蚀环境中,采用内涂层技术是压力容器内防腐的主要方法之一.阐述了内涂层防腐机理及失效原因,根据某油田处理站段塞流捕集器内涂层现场使用情况,在内涂层施工中采用新技术进行质量控制,包括选用渗透性、抗油污性能良好的低表面处理St2等级的环氧防腐涂料作为底漆,采用新型湿法喷砂技术进行容器表面预处理,采用能显...     

镍基耐蚀合金涂层在油气田压力容器内壁防腐的应用

为了延缓油气田压力容器长期在复杂工况下服役发生的设备腐蚀失效,提出了一种新型钎涂内防腐工艺技术。该技术通过钎涂工艺在压力容器内壁制备镍基耐蚀合金内涂层,形成的涂层结合强度高,均匀致密,可以避免因有机涂料防腐层脱落出现的腐蚀加速现象以及焊缝处材料成分不均匀导致的点蚀现象。同时,钎涂工艺对基体材料损伤小,有效克服了设备因热处理而降低耐蚀性的缺点。该工艺技术在塔里木油气田高压生产分离器的应用结果表明,涂层防腐效果良好,设备运行的安全可靠性提高,且减少了现场操作人员的维修工作量,具有良好的经济效益和社会效益。     

江汉油田站场综合防腐措施及其应用

针对江汉油田污水含盐量高,设备及管道腐蚀十分严重的状况,对其腐蚀机理进行了分析。江汉油田污水腐蚀主要为电化学腐蚀和细菌腐蚀,影响电化学腐蚀的主要因素为污水流速和污水中所含溶解氧、∑Fe、pH值的大小。通过对油田站场阴极保护技术、缓蚀剂、防腐涂料及腐蚀监测等内容进行研究,制定了一套治理高含盐油田站场污水腐蚀的综合措施:采用杀菌、除氧、调节pH值等常规防腐措施;使用高效缓蚀剂并优选涂料;在设施的不同部位采用不同的阴极保护。在江汉油田站场,通过实施综合防治措施,可将污水腐蚀速率控制在0.05mm/a以下,储罐内保护电位达-0.90--1.20V时,保护度为85％～90％;储罐外保护电位达-0.87～-1.50V时,保护度为85％～93％。     

油田水处理新工艺应用与效果评价

随着油田开发时间的延长,产出的污水也随之增多,污水逐渐成为油田开发中晚期注水的重要水源,污水处理达标问题已引起企业的高度重视。针对油田污水处理的实际情况,试验了简便、高效、节能的油田污水专用处理设备(水处理一体机、专用水处理剂)。该设备占地面积小,在运行中无需对设备进行反冲洗,解决了油田核桃壳及纤维球水处理设施反冲洗带来的二次污染与更换滤料的问题。     

中子寿命测井在L油田储层动态评价中的典型应用

随着油田步入高含水或特高含水开发阶段．找出高剩余油层段是保持油田稳产和提高采收率的关键。中子寿命测井技术作为一种动态储层测井参数评价手段．在计算剩余油饱和度参数、寻找产水段和高剩余油富集区等方面有重要作用。以L油田为例．采用中子寿命测井对储层进行动态监测。结合岩心、生产等资料．列举了相关地质应用实例。     

鄯善油田提压注水试验应用效果评价

低渗油藏的主要特征是具有小孔隙、细喉道、高渗流阻力和低吸水能力。油井产油能力和吸水能力都非常低。流体在地层中的流动受毛管力、贾敏效应等因素影响,注水井大多启动压差大,要求注水压力高,注水难以达到配注要求。在低渗油田注水开发过程中,存在许多欠注井,常规的酸化、压裂增注的效果不明显。特别是Ⅱ、Ⅲ类储层压力扩散困难,不能建立有效的压力驱替梯度。为了增加驱动压力梯度,提高Ⅱ、Ⅲ类层的吸水强度,提高储量动用程度,制定并实施了微超压注水的技术对策（即提压注水）试验,经过一期和二期提压注水,收到了很好的效果。     

孤东油田措施效果评价与挖潜方向认识

通过分析孤东油田采取的各种措施挖潜手段,评价了措施效果与潜力,找出了下步措施增产的制约因素,提出了下步措施方向,对孤东油田特高含水期措施挖潜有指导意义.     

安塞油田加密调整井的增产措施及效果评价

安塞油田1996～1999年共打加密调整井65口,通过对这些加密井的试油、压裂资料分析,认为加密井的单井产量受其加密方式的影响,在水未波及地带或注水形成的异常高压区加密均取得较好的效果.加密井适合特低渗透油田开发,是安塞油田保持稳产的主要开发技术之一.     

胡尖山油田水力压裂效果灰色关联评价模型

针对鄂尔多斯盆地胡尖山油田油层复杂、水力压裂措施效果不理想的问题,在统计分析胡尖山油田117井次水力压裂历史数据的基础上,利用灰色关联分析方法研究了各因素对措施效果的影响权重,并运用多元二次非线性回归方法建立了胡尖山油田水力压裂措施效果预测模型。经实际应用得出该模型对建模所用样本点的符合率为90.8%,对储层类型的新压裂井的措施效果预测符合率为84.8%,具有较强的针对性和精确性,可为该油区水力压裂优化设计提供指导。     

姬塬油田纳滤脱硫酸根技术应用效果评价

通过纳滤脱硫酸根技术在黄3区块姬五联合站的配套应用试验,降低注入水中硫酸根离子含量,减少地层及管线流程结垢,减少注水地层的硫酸根结垢,降低注水压力,从源头上控制注入水中成垢离子含量,解决地层结垢难题。     

应用监测资料评价孤岛油田聚合物驱油效果

为评价孤岛油田注聚合物后的驱油效果,本文利用注聚合物前后的动态监测资料,运用试井和油藏工程分析方法,以多角度方式对聚合物的驱油效果进行了评价,其方法简单、实用.     

渤海KL10油田复式油藏滚动评价技术及应用效果

KL10油田是渤海莱州湾海域近年来发现的储量规模超亿吨的复式成藏油田,具有含油层位多且纵向叠合程度差、断裂发育、沉积相和油藏类型多样等复杂的地质特征。为快速落实储量规模,开展了滚动油藏评价技术研究,通过全三维精细构造解释、气云区校正技术落实了油田的构造特征;以沉积模式为指导,运用地震属性和地震相结合技术开展了古近系沙河街组储层预测,运用地质-地震一体化储层描述技术定量描述了新近系河流相砂体;依据成藏特征论证该区的油气运移、成藏规律,明确了油气富集区带,为下一步开发奠定了基础。     

某油田一体化水处理技术应用研究与效果评价

某油田原有油田采出水的处理工艺为物理沉淀进行回注,存在水质波动大、设备老化等问题。且为满足地层能量需求,原注水水源采用水源井单独供水。采用一体化水处理工艺技术,采出水悬浮固体含量、悬浮固体颗粒直径中值、含油量三项指标达标率提升至100%,且满足注水B1级指标,取消原有水源井注水流程,优化回注工艺,降低运行成本,经济效益明显。     

表面活性剂驱油性能评价及其在低渗透油田的应用

结合低渗透油田储层和化学驱油技术特点,考察了双子型表面活性剂驱油剂YC-2 表界面活性、乳化能力及驱油效果。实验结果表明,该驱油剂在浓度为3000mg/L时的表面张力可以达到30mN/m左右,与原油间的界面张力可以达到10^-3mN/m超低数量级,并且对NaCl和CaCl₂ 体现出较强的抗盐能力;表面活性剂YC-2 溶液/原油乳液体系析水快,有利于产出液的破乳。驱油实验结果表明,浓度为3000mg/L的表面活性剂YC-2 溶液在气测渗透率为0.3541× 10-3μm²岩心水驱（采收率50%）基础上可进一步提高采收率15% 以上;该表面活性剂适用于低渗透油层驱油,随着岩心渗透率的提高,表面活性剂驱油效率降低。该驱油剂产品已在延长油田青化砭、瓦窑堡、青平川等采油厂应用,取得了显著的驱油效果。     

电爆震解堵技术在低渗透油田的应用评价

电爆震是低渗透油田新兴的一种油水井物理解堵技术,已在国内多个油田修井作业中得到应用。2009年长庆油田在姬塬地区实验性应用该技术措施解堵水井18口,其中16口取得明显效果,2口井无效,措施有效率88.9%。该技术现场工艺简单,操作方便,占井时间短,井筒无伤害,成本低廉,在低渗透油田解堵效果比较明显。但该技术选井条件要求高,可与其他措施解堵技术互为补充,配合使用。     

孤东油田挖潜剩余油实用技术应用效果评价

近几年,孤东油田在剩余油描述与挖潜方面取得了新进展,利用老区新井、碳氧比测井、精细油藏描述等技术预测剩余油分布区,采用在老区打水平井、聚合物/石油磺酸盐二元复合驱先导试验等实用技术挖潜剩余油.截至2007年12月.孤东油田已钻水平井43口,累计增油42×104t.新井钻遇有效厚度核算、产能到位率评估、实际钻遇情况与设计指标对比、新井产量与同层老井产量对比认为.老区新井改善了资源利用程度、提高了产能和采收率.孤东油田自2003年9月开展国内首例聚合物/石油磺酸盐二元复合驱先导试验,截至2007年12月,累计增油13.1×104t,翁氏模型预测和修匀-递减法标定二元复合驱可提高采收率7.6%.扣除无效采液后的可采储量预测、消除开发时间差异后的产量指标评价、应用可采储量采油速度划分油田开发阶段等评价方法深化了对开发规律的认识.