管道穿越河流两种施工方式的技术经济对比

自油田勘探开发以来，塔里木河管道工程进行了三次较大的穿越。2004年5月，中石油塔里木油田公司西气东输塔里木吉拉克一桑南气田天然气集输管线穿越，该工程距塔河大桥30km以上，轨迹长度356．2m，最大孔径660mm，穿越管道的最大深度距河床最低点8．58m，这是塔里木河管道的第一次定向穿越。2004年7月，中石化西北分公司于塔河上游河段定向钻穿越总长950m，定向穿越最深处达17．44m，穿越最大孔径750mm。2006年3月，中石化西北分公司采用大开挖施工工艺在塔河大桥东5km穿越塔河总长1．45km，其中水域段约250m，开挖最深处6．79m。     

气聚两相驱油试验注气工艺适应性

1．问题的提出 大庆喇嘛甸油田开展的气聚两相驱油试验目的是提高采收率。该试验具有两个特点：一是注气压力高，压力波动范围大（工作压力在12～25MPa范围内波动）；二是天然气与聚合物周期性交替注入，井口及井筒内残留液量多，易冻堵。这两个特点使注气过程的顺畅性成了该项试验的主要制约因素之一。因此开展注气工艺适应性研究，对保证试验的顺利进行意义重大。     

高压变频技术在油田注水系统中的应用与节能分析

油田注水系统的耗电量一般占整个油田生产耗电的40％-60％,因此降低注水系统的能耗可显著降低油田的生产成本。常规的通过调节阀门开启度来达到调节注水泵出口压力和流量的作法,会使很大一部分能量造成浪费,要解决这个问题,可以采取对注水泵进行调速的方法。文章论述了通过高压变频技术对注水泵进行调速,从而达到节能效果的基本原理;对一台恒速泵和一台变频调速泵并联运行时的效率进行了分析,并对应用实例进行了计算,注水站的效率比原来提高了9．04％,收到了显著的节能效果。     

新疆油田第一个油气混输试验项目评价

百口泉采油厂油气混输试验为新疆油田第一家，早在1999年就开始以检188转油站为试验点开展试验。但由于受检188转油站输油管线的局限(管径偏小)以及当时对油气混输机理认识不清等因素的影响，2000年与2001年先后2年对2台油气混输泵进行多次试验，均以失败而告终，使油气混输试验项目成了一个症结。2002年，油气混输试验项目组总结经验教训，提出了将混输泵用于油田计量站降回压的建议，并要求对方改变控制方式，以先进的变频控制技术取代原电磁调速技术，获对方支持。经双方密切配合，一举取得成功，3个计量站十几口油井，平均降回压0．29MPa，年增产原油1800多吨。     

套保稠油油田火烧油层可行性分析

从火烧油层的筛选标准、实际地质条件及室内物理模拟实验入手，对该油田火烧可行性进行了分析。分析结果认为，套保油田进行火烧总体上是可行的，在实际火烧时应避开底水的影响，火烧区域应选在构造高部位或仅烧其主力层。     

蓬莱19-3 FPSO和渤中25-1 FPSO设计的一些特点研究

通过多年在蓬莱19-3油田FPSO和渤中25-1油田FPSO设备维护和管理的经历,从船体、上部模块、单点系泊等方面,对这两艘FPSO上的一些系统和设备在设计方面各自的特点进行对比和分析     

哈得4联合站技术改造

位于塔克拉玛干大沙漠腹地的哈得4油田,2004年成为全国最大的沙漠油田,2005年产量达到200×104t。在对联合站存在问题逐一分析的基础上,提出了技术改造的措施。现场采集的运行数据表明技术改造效果明显,增强了流程可靠性,提高了自动化水平,降低了能耗。     

宝浪油田宝北区块低渗透油藏层系优化研究

针对宝浪油田宝北区块低孔低渗油藏地质特征以及油层层数多、分布井段长、部分零散层动用难度大等问题 ,研究了宝北区有效厚度、油层层数、单井产能及单井控制地质储量等层系划分与组合的技术经济界限 ,并在此基础上进行了宝北区层系划分与组合优化论证 ,最终优选出宝北区开发层系     

低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究

所用堵剂为高强度的淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶SAMG-1,由<6%淀粉、4.5%-5.5%丙烯酰胺、0.003%-0.006%交联剂组成,35℃成胶时间受淀粉和交联剂用量控制,为18-20小时以上,成胶前黏度-100 mPa.s。该堵剂具有长期稳定性,在储层岩心中注入深度15 cm的堵剂,在35℃候凝48小时后及老化90天后,封堵强度分别为0.61和0.59 MPa/cm,封堵率分别为98.6%和98.1%。该堵剂优先进入高渗层,注入0.5 PV并成胶后,2组双填砂管组成的模型低、高渗管渗透率保留率分别为68.4%、0.7%和69.4%、0.0%。吉林扶余油田西一区+15-8.2区块有水井6口,油井13口,含水率达91.5%,注入水最快在5天内到达油井。报道了该区块整体深部调剖封堵窜流通道的情况,详细叙述了+15-9.2井施工中通过注入压力和井底回压控制注入流量,使堵剂陆续进入原生和次生孔道的工艺作业,该井设计注入堵剂92 m3。6口水井整体调剖后,油井产液量差别减小,产油量增加,有效期已超过了9个月,共增油843 t,含水平均下降3.87%。图7表1参8。     

萨北油田注水工艺技术发展方向及评价

在总结投入注水井以来萨北油田分层注水工艺技术的发展过程的基础上，综合叙述了注水各阶段所采用的封隔器配水管柱，对目前所应用的各种注水管柱进行了评价和分析。通过对目前井下在用的封隔器随机抽检验封，结合萨北开发区的地质条件、油层出砂等因素，初步了解了在萨北油田应用较为广泛的Y341-114（FK）、Y141-114（5）、K344-110、Y341-114（ML）等封隔器的使用情况，分析了各类封隔器不密封的影响因素，针对目前在用可封隔器洗井滑套的缺点，研制了Y341-114（KW）型封隔器，提高了在用可洗井封隔器的可靠性和密封性。同时，针对目前在使用配水器扶正体环腔部位存有砂垢、造成掉卡事故、影响测试投捞及工作筒严重腐蚀造成的假象不密封等问题，研制了665-3F防砂、防垢、防腐新型配水器，解决了因配水器存砂垢及工作筒严重腐蚀造成的假象不密封的问题。在此基础上，提出了萨北油田注水工艺的发展方向。