新疆油田某区块乳化原油集输系统优化分析及对策研究

新疆油田某区块原油由于其乳化性质,导致混输泵站集输压力高于软件模拟值,面临集输成本和能耗增加的问题。针对此问题,结合该区块乳化原油转向点特性、黏壁温度特性及破乳剂破乳效果,利用PIPEPHASE水力热力学计算模型对加热降黏、破乳降黏和掺水降黏进行对比分析,优选出掺水降黏工艺,并在现场成功应用。掺水至含水率达80%以上,原油黏度降低82%,外输压力下降44%,节约加热耗气37.8×10^(4)m^(3)/a、耗电25.5×10^(4)kWh/a,可实现节约费用49.635万元/a。

新疆油田九区石炭系油藏水平井分段压裂关键技术研究及应用

九区石炭系为低孔、特低渗的浅层火山岩储层,岩性以凝灰岩为主,天然裂缝发育,是典型的孔隙～裂缝型双重介质储层,储层非均质性严重。九区石炭系压裂过程中压裂液滤失大,人工裂缝宽度狭窄容易导致砂堵,人工裂缝启裂和扩展复杂,缝高控制难度大的难题,文章通过对九区石炭系水平井体积压裂技术的研究,形成以分段优化设计方法、变黏压裂液体系、支撑剂粒径优选以及组合控缝高等关键压裂技术,提高了施工成功率和压裂改造效果。

新疆油田冷冻井口带压换闸技术的研究与应用

新疆油田老井井口设备老化、刺漏问题日益严重,因此,新疆油田公司引进冷冻井口带压换闸技术。为了深入了解冷冻井口带压换闸技术的机理、优化施工配套设备及工艺参数,利用室内实验及ANSYS软件对冷冻剂、暂堵剂、段塞承压能力、段塞长度、冷冻时间等参数进行了优化,结果表明:干冰加乙醇作为冷冻带压换闸技术的冷冻剂,它的平均冷冻速度为33.9mm/h;暂堵剂中钻井膨润土与水的比重为1:2时能够满足冷冻井口的工艺要求,油管中1m段塞承压能力高于55MPa。冷冻井口带压换闸技术成功地应用到新疆油田DX1427井、8654A井井口闸门更换中,减少了施工时间,降低了施工成本,取得了良好的效果。为新疆油田更换井口技术提供了新的途径。

新疆油田超稠油采出水处理技术优化研究

新疆油田超稠油采出水具有高含油、高矿化度和高含硅量的特性,为了实现污水资源化利用,采用了超稠油采出水深度净化处理技术。在广泛调研分析的基础上指出目前污水处理系统设备与工艺适应性存在的问题,并提出了优化对策,其中包括:SUPER RO特种膜+MVR蒸发组合工艺;Al_2(SO_4)_3除硅剂+澄清器的净水除硅一体化技术;预处理+深度处理+MVC蒸发器技术;软化器结构和树脂的优化。通过优化,产水率从75%可提升到95%,处理后外输水含油质量浓度≤1 mg/L,矿化度≤20 mg/L,含硅质量浓度≤1 mg/L,能最大程度地降低油、矿化度及硅的含量且高效地实现污水资源化利用,不仅节约了大量的水资源,还提高了软化器和过热注汽锅炉运行的安全性与可靠性。

新疆油田超稠油净水除硅一体化技术研究

新疆油田超稠油采出水具有高含油、高矿化度和高含硅量的特性,针对新疆油田A作业区除硅工艺在过热注汽锅炉给水硅质量浓度为90 mg/L左右时导致注汽管网严重结垢的问题,通过大量的试验研究确定采用净水除硅一体化技术去除稠油污水中的SiO2。试验表明:采用除硅一体化工艺并选用除硅剂CG-1、CG-2和助凝剂SDJ-E3来处理新疆油田A作业区稠油污水,在60 min时除硅效果最佳,可满足标准SY 5854—2012和SY 0027—1994的要求(SiO_2≤50 mg/L);在净水除硅一体化工艺中通过分段调整加药浓度可有效除硅并净化水质,采出水pH值约为8,除硅剂CG-1可加在大罐或池子内,避免了管线结垢的问题。该技术可为解决注汽管网结垢问题提供技术指导。

新疆油田作业废水处理技术研究

随着体积压裂开发模式的规模化应用,新疆油田预计未来5年作业废水量急剧增长,其中压裂返排液占作业废水总量50%以上。目前新疆油田作业废水的处理主要依托已建集中处理站进行处理,因已建污水处理站设计时未考虑作业废水处理流程,作业废水回收至污水处理系统后,对系统造成很大冲击,严重影响污水处理系统出水指标。通过分析新疆油田作业废水处理的技术现状,提出适应新疆油田作业废水"分质分类"处理的技术方案,不仅实现了作业废水的资源化利用,而且保证了已建污水处理系统的稳定运行,为油田安全清洁生产、稳产上产、提质增效和长远发展保驾护航。

新疆油田超稠油蒸汽喷淋循环冷却工艺技术研究与应用

针对新疆油田A作业区超稠油吞吐开发原油密度大、黏度高、采出液温度高、携汽量大的特性,采用蒸汽喷淋塔、循环泵、油水分离器、空冷器的设备组合来达到高效全密闭油汽(气)分离,从而形成了超稠油蒸汽喷淋循环冷却工艺技术。该工艺充分利用冷却水对废水进行循环冷却,收集并净化高温废汽,回收不凝气和轻质油,实现了废汽的低成本高效率回收,解决了常规分离器在介质黏度较大时造成的油气分离效果不佳的的问题,年创效益760万元。

新疆油田注水水质稳定控制技术应用

新疆油田部分区块由于采出水水质存在不稳定因素,加之配套处理工艺无法有效解决现有的问题,往往导致井口注水水质无法长期稳定达标。通过室内研究分析,长输管网的二次污染和外输水水质本身存在不稳定性,水中还有易氧化的还原性离子和存在较严重的碳酸盐自结垢趋势,是影响井口注水水质稳定性的关键因素。经优化筛选,确定了结垢控制技术、电解杀菌技术、空气氧化技术的应对措施,分别研制开发出对路的处理工艺和配套的新型药剂配方体系,为新疆油田长期稳定注水从而提高油田注水开发效果提供了技术保障。

新疆油田水平井分段完井注汽技术

为改善新疆油田稠油热采水平井的注汽开发效果,进行了水平井分段完井分段注汽技术研究与现场试验。利用管外、管内热敏封隔器及配套工具设计了分段完井、注汽采油管柱,结合超稠油流变性试验与数值模拟技术完成了地层屏蔽有效性论证,优化了盲管段长度;实现了强制注汽,并有效防止2个注汽井段之间的汽窜,保证分段注汽效果。2011年,新疆油田9口稠油水平井采用高温热敏封隔器进行水平井分段完井、分段注汽试验,施工成功率100%,与常规双管笼统注汽的邻近水平井相比,分段完井的水平井首轮吞吐平均油汽比高0.44,吸汽剖面得到改善,分段注汽效果明显。这表明稠油热采水平井分段完井及注汽采油技术是可行且实用的先进技术,为新疆油田超稠油高效开采提供了新的技术手段。

高速通道压裂技术在新疆油田致密油储层应用效果分析

昌吉油田二叠系芦草沟组为自生自储型油藏,具有典型致密油的特征,该储层纵向上发育上、下两个甜点体,吉3*H井与吉7*H井是位于该区块的水平井,钻井井眼轨迹均在上甜点穿行,两井导眼井对应目的层的渗透率和自由流体孔隙度相当,储层厚度相当,电性相当,且水平段钻进物性上吉3*H井比吉7*H井要差,裂缝发育程度也较吉7*H差,吉7*H井采用传统压裂加砂模式,而吉3*H井采用高速通道压裂技术,两井施工均获得成功。通过两井施工数据、压后退液试产数据以及节约施工材料的对比分析,确定了高速通道压裂技术在致密油储层压裂改造方面具有较明显的优势。

新疆油田红浅火驱试验区原油物性变化规律研究

试验区历经4年多燃烧,地下原油性质发生较大程度的变化。为进一步认识火驱特性、指导生产调控,对原油组分、黏度、酸值、非金属元素、金属元素等变化规律进行了研究。研究结果表明,试验区原油经过火驱以后,改质作用明显,轻质组分质量分数上升、黏度明显下降;原油中金属与非金属元素出现明显变化。

新疆油田乌33井区地面工程产能建设方案研究

针对新疆油田乌33井区2013年产能建设存在的诸多问题,统筹考虑地质开发与地面工程建设,以优化简化为手段,以降低建设投资、节约运行成本为目的,编制该井区地面工程产能建设方案。在该方案的编制中采用了"优化整体布局、优化集输设计、优化注水方式、优化油气转输方式"以及"地面地下一体化、能力平衡整体化、工艺技术简单化、工艺设备标准化"的"四优"、"四化"措施,该方案的实施降低了乌33井区2013年地面工程产能建设投资,提高了开发效益。

新疆油田玛湖砂岩储层自悬浮支撑剂现场试验

目前大排量滑溜水压裂工艺已成为非常规油气资源开发的主要手段,由于滑溜水携砂能力有限,支撑剂在裂缝中沉降速度快、运移距离短,储层改造效果有待进一步提升。自悬浮支撑剂表面包裹的水溶性材料可提升其在滑溜水或清水中的悬浮效果,增大裂缝支撑体积。实验结果表明,自悬浮支撑剂基本技术指标满足标准要求,20%砂比时在自来水中全悬浮时间小于40 s,且在90℃条件下能够稳定悬浮2 h以上,混合液破胶彻底。新疆油田在玛湖砂岩储层开展现场试验,实现清水连续携砂,最高砂质量浓度480 kg/m^(3),施工压力平稳。自悬浮支撑剂清水压裂技术在新疆油田的成功应用为后期油气资源工艺技术的选择提供参考。

工程技术研究院协同办公自动化应用

为响应集团公司管理现代化的要求,工程技术研究院积极实施总公司的四项示范要求,进一步推进设计集成化和管理现代化。通过应用协同办公系统,加强了各部门协同办公的整合集成,突出了信息利用的亮点,促进了两化深度融合发展,提升企业信息化水平,提高工作效率,为企业改革发展、转型升级提供了有效支撑。

区块整体调驱优化设计技术研究与应用——以新疆油田滴20井区为例

新疆油田滴20井区八道湾组油藏为典型的低渗透油藏。采用注水开发后,注入水窜严重,油井含水上升速度快,储量动用程度逐年下降,在此情况下,急需调驱调剖技术改善油藏水驱油效率。在系统分析油藏生产动态的基础上,建立油藏数值模型,采用化学驱数值模拟新技术和3dsl软件,通过改进流线法MSL技术、追踪流线,结合含水率定量表征优势渗流通道。通过软件定量优势渗流通道的描述,根据流线数值模型,计算出每个井组的优势渗流通道体积,从而定量计算调剖剂用量。利用化学驱数值模拟技术针对不同段塞进行方案优选及增油效果预测。新方法体现了油藏数值模拟与调驱调剖工艺的有机结合,是调剖调驱设计及效果评价与预测的新方向。

新疆油田低产抽油井进集输系统评判方法研究与应用

本文在建立井口回压与泵效关系计算方法的基础上,针对采用井场设置单罐油罐车运油方式生产的低产抽油井,综合考虑进系统生产的经济因素,以临界产量损失率为标准,建立经济评价方法指导现场决策,解决了低产井由井场设置单罐卡车运油方式改进集输系统这一多年影响生产管理决策的症结问题,为工程设计及生产管理人员提供了有利的技术支持。

新疆某油田致密砾岩油水平井安全高效下套管技术

为了降低超长水平段下套管的难度和风险,对钻井设计方案与现场施工方案进行了优化。建立了水平井套管微元管柱模型,优化了钻井轨道、钻井液性能、套管扶正器选型,形成了新疆某油田致密砾岩油水平井安全高效下套管技术。使用该套技术在X井中进行了钻井实践分析,结果显示,X井优化后采取三开的井身结构,建立X井的套管柱微元模型,进行大钩载荷分析,使用白油基钻井液,选取刚度较大的钻铤进行通井,并顺利完成钻完井作业,这为大规模开发新疆某油田致密砾岩油水平井提供技术支持。

新疆油田某区块原油集输系统优化分析及对策研究

新疆油田某区块采用单井、计量站两级燃气加热集输工艺模式,原油集输系统冬季运行能耗高,导致进站温度过高的现象。为了降低运行能耗,从整体原油集输系统考虑,通过室内实验和数值模拟计算,原油处理优化为“三相分离器+电脱”密闭工艺,并分析了处理站、计量站及井口的集输运行参数,现场试验验证了常温集输边界条件的正确性,通过实施井口、计量站常温集输试验及处理站低温破乳试验,年共节约天然气量210.5×10^(4)m^(3),共节约能耗2 799.65 tce,从而实现节能降耗和降低运行费用的目的,达到安全环保和提质增效的要求。

新疆油田压裂返排液处理技术

目前"水平井+体积压裂"已经成为新疆油田公司增储上产的主要开发模式,随着该开发模式的广泛应用,压裂返排液的处理成为亟待解决的问题。为了提高压裂返排液中胍胶和无机盐等有效成分的利用率,同时降低采油厂处理站的处理难度,从复配压裂液和回注油层两个方面进行考虑,分别采用"除油-沉降-杀菌"处理工艺和"氧化破胶-混凝沉降-过滤"处理工艺对压裂返排液进行处理。通过检测两种工艺处理后的水质,证明两种工艺处理后的压裂返排液能够满足SY/T 6376-2008 《压裂液通用技术条件》、Q/SY 02012-2016 《压裂酸化返排液处理技术规范》、Q/SY 0030-2015《油田注入水分级水质指标》,从而实现了新疆油田压裂返排液的有效循环利用,降低了企业的用水成本。

新疆油田超稠油吞吐开发密闭集输组合工艺技术应用

针对新疆油田A作业区超稠油吞吐开发原油密度大、黏度高、集输半径大、采出液温度高、携汽量大的特性,采用超稠油蒸汽处理装置、蒸汽喷淋塔、循环泵、油水分离器、空冷器的设备组合,形成了"微正压汽液分离+蒸汽喷淋冷却+采出液高温密闭转输"的组合工艺技术,其中包括超稠油高效蒸汽分离技术、蒸汽喷淋循环冷却技术、接转工艺过程自动联锁控制技术。该组合工艺技术高效回收了蒸汽冷凝水、轻质油、伴生气,非甲烷总烃和硫化氢含量满足GB 16297-1996 (非甲烷总烃质量浓度≤2 mg/m^3)和GB 14554-1993 (硫化氢质量浓度≤0.01 mg/m^3)的标准,实现了小区域二级布站、大区域三级布站的密闭集输,解决了开式流程蒸汽和伴生气无组织排放带来的安全环保问题。