高压气井不占井口诱喷返排工艺技术研究与应用

目前东海常用的诱喷返排方法存在占用井口空间大,气源少,操作复杂,成本高等问题,无法满足海上平台的经济开发要求。膜制氮气有制氮撬和增压撬两个部分组成,设备简单,可以解决气源问题。通过环空气举和化学药剂注入阀气举两种气举方式可以实现不占井口诱喷返排。该工艺目前已经在东海数口井进行了成功的应用,取得了良好的经济效果。     

中原油田气举采油技术研究成果通过鉴定

中原油田采油工程技术研究院承担完成气举采油技术研究 ,上个月通过石化集团公司鉴定。鉴定认为 ,该项成果整体技术水平达到国际领先水平。该项研究根据文东油田油藏埋藏深、油气比高、矿化度高、地层温度高等特点 ,自行研究设计地面增压、配气、集气和处理系统 ,建立了气举井卸载模拟和气举系统优化配气模型 ,进行气举优化设计、间歇气举和柱塞气举工艺研究 ,为气举工艺对不同类型油藏的开发提供了技术保证 ,研制开发出气举井不动管柱酸化技术、不停井试井技术和气举井工况测试与诊断技术 ,初步建成了气举系统效率评价模型、优化配气模型和…     

文留油田文13北块剩余油挖潜技术应用

文13北块沙三中油藏是一个极其特殊的低渗低阻油藏,随着油田的开发,层间矛盾加剧,开发效果较差,采收率极低。本文详细论述了气举转抽、大型水力压裂改造储层、加密井部署三种工艺在该区块的研究和应用,大大提高了该区块的采收率,从而为同类型油藏的开发提供了可靠的依据。     

渤海南A平台气举工艺分析

结合渤海南A平台油井和气井生产现状,优选气举为首选采油方式,采用邻井高压气井产气为气源;利用投产时下入的自喷-气举合采管柱,对7口井进行试气举调试,对调试过程、注气、配气系统、管柱、气举阀等存在的问题进行了分析,为后续规模气举生产做准备。     

高温高压油田采油工艺研究

油田中一些油藏,具有异常高温、高压、油藏埋藏深、低渗透率、高油气比等特点。在开采工艺方面遇到过很多难题,本文较详细地介绍此类油田在气举、压裂、高压分注、调剖、解堵、堵水等工艺技术成功应用,为高温高压油田提高油藏开发水平提供了技术保障。     

文东盐间采油工艺技术应用

文东油田是一个极其特殊的油藏,具有油藏埋藏深;异常高温、高压;高油气比;低渗透率等特点。在开采工艺方面遇到过很多难题,本文较详细的介绍了文东油田在气举、压裂、高压分注、调剖、解堵、堵水等工艺技术成功应用,为文东油田提高油藏开发水平提供了技术保障。     

气举采油在文东低渗透油田的应用

通过对各种机械采油方式现场应用情况的对比、论证、经济概算,分析证明了气举采油方式比较适合文东沙三中油藏的地质特点及开发要求,而且投资少、见效快,是最合适的机械采油方式。经过十年来气举工艺的不断发展和完善,目前文东油区气举采油工艺水平已有较大提高,在压缩机优化管理、恒气量气嘴控制技术、气举井工况诊断技术方面已趋成熟。     

气举采油技术在124区Azraq区块的研究与应用

本文系统介绍了气举采油技术在苏丹124区Azraq区块高气油比低压油气藏的研究与应用,通过对Azraq油田油藏地质的研究,提出了针对Azraq油田的气举采油方法、优选了气举参数、配套了气举管柱,并在现场试验中将3口停产井成功复产,取得了非常显著的增产效果。     

气举井优化配气技术研究与应用

南堡油田1-3人工岛自2008年投产以来整体以气举采油方式为主,开发十余年,随着含水升高和地层能量下降,如何提高气举井举升效率关系到油田开发中后期的整体经济效益。通过应用气举宏观控制图、井下管柱结构优化、历史井筒压力和实测工况资料的气举井特征曲线等大数据,相继研究了加深气举、组合式声波射流气举阀、中空柱塞气举、优化配气现场计算方法修正等技术,较大幅度的提高了气举井的开发效果,达到了节约日注气量的目的,也为国内外同类型油田提供了技术借鉴。     

氮气泡沫气举工艺研究及应用

塔河油田试油井常用助排工艺有连续油管气举、气举阀气举、抽汲三种,由于塔河油田碳酸盐岩油藏具有两超五高的地质特征,上述助排工艺均存在一定局限性,如连续油管不防硫、气举阀不能用于稠油井、抽汲排液速度慢等,因此,提出了一种新型氮气泡沫气举助排工艺,经过现场应用评价,取得了较好的效果.     

本井气柱塞气举技术研究

吐哈油田自91年投产以来,随着油田的开发地层压力逐年下降而气油比呈急剧上升趋势,特别是温米油田出现了大批的高气油比油井,这给目前采用的有杆泵和电潜泵举升带来了一定的难度。吐哈油田气藏为凝析气藏,埋藏深,单井产能低,气井开发滑脱损失较大,井底积液较多,造成产气量的较大损失,目前采用的泡沫排水采气工艺效果不理想,发泡剂消耗大,泡排作业频繁,排水采气技术成本较高,亟需开发适应油田特点的新型排水采气工艺技术。而本井气柱塞气举能很好的适应高气油比和气井排水采气的特点。为此,我们开展了本井气柱塞气举技术研究,并进行了现场试验,取得了良好的效果,为油田部分低含水高气油比油井的开发和气井的排水采气提供了有效的举升技术支持。     

靖边气田水平井适应性评价及其应用

本文根据靖边气田下古生界马五1+2储层地质特点,通过数值模拟及技术经济评价等方法,确定了马五1+2储层水平井经济界限产量、最低有效长度以及经济界限渗透率等参数,在此基础上确立了水平井适应性评价标准。通过应用适应性评价标准部署水平井,靖边气田水平井开发效果显著,尤其在低渗区水平井增产效果明显,水平井开发潜力大。     

文东油田低产气举井系统效率的计算与分析

气举是中原文东油田的主要采油方式。本文针对该油田连续气举开发过程中出现的注入气利用效率低 ,综合效益差的问题 ,计算了低产气举井在连续、间歇、腔室、柱塞等不同气举采油方式下的系统效率 ,通过对比分析 ,指出了提高低产气举井系统效率的方向     

水淹气藏的配套挖潜技术及应用

目前濮城油气田南区沙二上1-3气顶气藏已进入后期开发,气井普遍水淹,严重影响了气井的正常生产。为了解决这一问题,根据不同气井水淹的具体情况,分别对气藏的气井应用了小泵加气锚、泡排、液氮气举、下电泵、酸化等配套工艺技术对气藏进行挖潜,取得了较好的采气效果。     

低渗透油田水驱开发效果评价—以N区块为例

低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。     

文23气田气井结盐分析及防治技术

文23气田2005年年初突发结盐现象,并迅速扩散到整个气田,经常造成管柱盐堵和遇卡,严重威胁到气井安全生产。通过开展文23气田结盐机理和防治过程研究,形成了一套适合该气田的系列清防盐工艺,可适应不同盐垢类型和部位,各项技术指标安全可靠,对油套管和产层伤害很低。通过应用清水、优化管柱、地层挤注抑盐剂、泡沫酸等配套工艺,提高了清防盐效果,降低了气井结盐速度,保证了结盐气井的正常生产,具有良好的推广应用前景。     

Toma South油田数值模拟研究

本文利用Schlumberger公司Eclipse 100模拟器对Toma South油田进行了数值模拟研究。在对油藏的产油量、含水、地层压力进行历史拟合的基础上,根据剩余油分布状况,研究了现状开采、提液、补孔、钻加密井四种方案与累积采油量的关系,得出油田需要钻加密井的结论。然后充分论证加密井数、井型、井距与累积采油量的关系,确定最佳的开发调整方案,达到改善水驱油效果,延缓油田递减速度。     

疏松砂岩气藏水锁机理模拟

水锁损害是气藏开采中最常见的损害之一。对于以层内水、层间水和边水为主的疏松砂岩有水气藏,出水水源不同,气井表现出了不同的产水特征和不同的水锁损害程度。目前,大多数学者对气田水锁研究集中在微观模拟实验定性的研究阶段,具体水锁损害对现场开发指标的影响,还缺乏定量化的研究手段。本文以青海xx气田为例,用1数模模拟方法研究了不同产量和生产压差等开采指标情况下,疏松砂岩层内水和边水对气藏的影响程度,定量分析了这两种水源对气田水锁损害的程度,为今后气田配产和合理生产压差制定及防水、治水,提供了定性和定量化的依据。     

气井抽汲排水采气工艺在延安气田的应用

延安气田整体为低产、低丰度的低渗致密砂岩气藏,由于气井低产低能,携液能力差,生产中后期井底或井筒普遍存在积液,严重影响了气井正常生产。为了解决延安气田气井开采后期普遍存在的井底积液问题,亟待采用成本低、操作简单的排液方法,经过现场施工应用总结了抽汲排水采气的工艺原理及优势。结果表明,抽汲排水设备成本低、工艺流程简单、能清除井底积液、实现低产积液井连续携液增产稳产,在现场取得了良好的应用效果,建议推广使用。     

抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的研制及其在英台气田的应用

针对荚台气田火山岩气藏地质条件复杂、压力系数低且富含裂缝等特点,室内研制了抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系。现场应用表明,该体系具有良好的抗高温性、流变性、井壁稳定性、润滑性及优良的抑制性能和储层保护性能,保证了英台气田的正常作业及产量。