伴生气在原油生产过程的回收利用

安塞油田2017年伴生气总量约65.64×10~4m~3/d,其中利用部分包括一级利用(轻油、液化气)和二级利用(燃烧加热、燃气发电、CNG站),利用率为79.0%。未利用部分包括放空燃烧和储油罐挥发,另外还存在一级利用装置利用率低、井组伴生气回收手段不足等问题。将油田伴生气进行回收利用不但具有可观的经济效益,而且还有重要的环保意义。2018年安塞油田成立了伴生气综合利用领导小组,全面开展伴生气资源普查,建立井组定压阀集气、站点压缩机增压分输、集中区域轻烃厂回收、分散小区域混烃回收等模式,通过安装定压阀、优化同步回转装置、集气管线利旧、敷设集气管线实现油气增(自)压分输,确保伴生气全面回收。2018年伴生气回收利用率达到89.5%,年综合创效1571万元。今后要进一步找出不同开发阶段气量的变化规律,加大井下油气混采、地面油气混输技术论证和攻关,进一步推进原油稳定与伴生气综合利用工作,实现原油稳定率及伴生气综合利用率均达到95%以上。同时要建立健全各项管理制度、操作规程和应急救援体系,从源头规范伴生气回收方案设计等。     

精细单砂体刻画在油田开发中后期的应用

单砂体精细刻画作为地质再认识重点工作内容,是中后期油藏描述的研究核心,是帮助老油田现阶段油藏调整挖潜最直接有效的工作。夹层的刻画是单砂体构型及剩余油分布刻画的关键。经过近几年实践探索,安塞油田利用检查井、野外露头、测井曲线对比法,有效识别出泥质、钙质、物性3种类型的夹层,逐步建立了各油藏单砂体划分的定量标准;后续建立并完善了采油井单砂体动用标准、注水井单砂体分注标准等单砂体相关标准体系,成为研究剩余油的行动指南。本文利用单砂体研究成果,在桥31、塞407、桥11、丹123井区开展了精细注水调整、剩余油措施挖潜等工作,总结各类措施经验,形成了具有井区特色的单砂体精细分层注水、选择性补孔动用、井网重组及堵水技术体系,取得了较好的措施效果,为油藏开展单砂体精细注采调整及措施挖潜奠定了技术理论基础,为今后开展二次加密、三次采油、精细调整等工作提供了重要依据和借鉴。     

招安区活性剂解堵工艺应用及效果评价

安塞油田招安区块经过长期开采,蜡质、沥青质等物质随原油流动,由于压力及温度降低,结晶、沉积在出油通道的岩石内壁上造成出油通道堵塞,另外原油中固相微粒体积增大造成出油通道堵塞的越来越严重。堵塞造成油井产量急速下降,制约着油田的可持续发展,2017年招安区实施活性剂解堵25井次,有效24井次,累计增油521.40t,投入产出比达6.5,且没有造成任何环境污染问题。取得很好的经济效益和社会效益。现场应用证明活性剂解堵技术具有广阔的应用前景。     

原油加热节能技术在安塞油田的现场应用

安塞油田高回压井组、拉油井点在冬季原油集输及拉运过程中因原油结蜡造成集输管道不畅通、运输困难等问题,影响原油正常生产。介绍了水套加热炉、石油防爆电磁加热器和太阳能辅助原油加热装置的结构、工作原理及性能特点,对这3种井口加热装置在安塞油田的现场使用情况进行了对比及经济效益评价。太阳能辅助原油加热装置安全环保、自动化程度高且总费用最低,现场应用效果较好。     

安塞油田管道高后果区安全管理的初期做法

安塞油田点多、线长、面广、区域分散,且开发区域位于"四河三库"流域,环境敏感,地面管道腐蚀严重,管道高后果区安全管理迫在眉睫。安塞油田在管道安全管控方面由基于管道事件的被动管理模式转向基于风险评价的管道完整性管理模式,按照"源头防控、降低风险"原则,统筹"三个结合",坚持"四项原则",优选管道材质,优化内防腐、修复补强工艺;以风险管理为核心,重点针对高后果区和高风险段管道开展工作。油田开展高后果区识别管道长度3477.93 km,其中油集输管道2950.63 km,气集输管道527.3 km,截至2019年3月底识别出高后果区管道55.4 km。通过开展高后果区识别,辨识管道安全风险,明确管理重心,合理配置资源,制定有针对性的风险减缓措施,为实现管道安全管理模式从"事后处理"转向"事前预防"奠定了基础。