深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏,存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题,一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115℃,处于高含水、高采出程度开发后期,应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布,判定水流优势通道,自主研制新型耐高温复合交联剂,采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入44150 m3调驱剂,高峰期日增油25 t,综合含水下降9.5%,截至2019年12月累计增油12780 t。现场试验结果表明,耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果,剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据,为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。

华北油田采出水配制压裂液技术研究与应用

本文为了解决储层改造需水量大和采出水处理等问题,通过室内对比实验分析认为:石油类、表面活性剂以及细菌是影响羟丙基瓜胶在油田采出水中不溶胀的主要因素。在分析华北油田不同区块水质特点的基础上,采取优选有机溶剂和反向破乳剂等方法,探索形成了适合华北油田的采出水配制压裂液的配方体系:0.3%~0.5%羟丙基瓜胶+X%有机溶剂+1%反向破乳剂+0.2%助排剂+0.4%~0.6%交联剂,解决了羟丙基瓜胶粉在油田采出水中的溶胀问题并得出了其作用机理。室内实验表明:该压裂液体系不但解决了压裂需水量大和采出水处理等问题,而且具有良好的携砂性和耐温耐剪切性能、添加剂用量少等优点。通过现场实际施工应用26井次表明,该压裂液体系配制方便,性能稳定,增产效果明显,为华北油田提质增效、绿色开发提供了重要的技术支撑。

有缆智能分注技术在华北油田的应用

为了提高华北油田非均质砂岩油藏的分注效果及注水合格率,减少验封测调工作量,开发并应用了有缆智能分注技术。该技术可在地面远程实时读取井下智能配水器采集的各层注水流量、温度和压力等数据,并可实时调整各分层配水器水嘴开度大小,轻松完成验封测调工作,在保障分注井注水合格率,减少验封测调工作量的同时,也能够为油藏的分析评价提供大量的数据支撑。介绍了有缆智能分注技术的特点、关键工具和施工辅助装置等,并分析评价了35口有缆智能分注井的应用效果。其对应井组见效率90%,对应油井见效率82. 8%,累计增油16 690余t,节约验封测调费用688万元,降本增效显著。有缆智能分注技术能够有效提高水驱采收率,助力油藏精准开发,具有较高的推广应用价值。

机械一体式开窗侧钻技术在华北油田××井中的应用

随着油田老区块的持续开采,低效井、报废井越来越多。而老井通过开窗侧钻挖掘剩余油藏,周期短、成本低,逐渐成为国内各油田盘活老油区的重要手段。目前常用导斜器和铣锥两套独立的工具进行侧钻,至少需要两趟钻来完成套管开窗,这不利于节约成本。为了降本增效,提出一种一体式钻开窗侧钻工艺技术,并介绍了该工具的工作原理、主要技术参数、施工工艺等。以华北油田泉XX井为例,从侧钻方案到现场施工分析了整个侧钻流程。从应用效果来看,较普通斜向器开窗平均节约11.1 h。

井下电缆管内对接技术在华北油田的应用

预置电缆式智能分注技术需在油管外置电缆,并用保护卡束缚。该技术存在施工成本高、作业复杂、效率低且无法实现带压作业等问题,为此,应用了井下电缆管内对接技术,研发了井下电缆对接器。该对接技术将电缆油管外置直连工具的连接方式转为电缆在油管内输送,对接器在井下完成对接,为井下工具供电及通信的模式,在节约护卡成本的同时,工具段以上管柱无需带缆施工,作业工序简单。介绍了井下电缆管内对接技术的特点和关键工具。室内模拟试验和模拟井对接试验中,井下电缆对接器耐温达到150℃,承压80 MPa,对接绝缘性良好,在实际应用中能有效提高作业效率,预计可缩短占井周期1.5 d,单井节约作业及电缆护卡成本约15.37万元,降本增效显著。井下电缆管内对接技术能够简化有缆智能分注施工工序,降低作业成本,满足带压作业要求,丰富了智能分注技术序列,进一步提高了其先进性和适应性,具有广阔的应用前景。

华北油田小断块采出水处理技术探讨

针对目前华北油田小断块由于水多油少、运距远带来的高额的拉运成本,及由于产出水全部拉运至联合站,油田开发注水需求只能选择清水资源,增加了水资源税的成本压力,这些严重影响了小断块油田开发的经济效益评价。论述了目前小断块开发所面临的问题,针对这些问题,从改变工艺流程,完善采出水处理工艺,达到就地分水,就地处理,就地回注的目的,提高小断块油田的开发经济效益评价。

华北油田油气井永久性封井挑战及对策

华北油田勘探历史久远且开发历程复杂,包含直井、定向井、大斜度井等多种井型,井筒完整性问题复杂,永久性封井难度大。为从封井设计源头保证废弃井永久性封井的安全,减少环保风险,以Y油田为例,对华北油田面临的永久性封井难点进行了分析。影响废弃井井筒完整性的关键因素是井屏障,结合Y油田实际情况,详细分析了其永久性封井面临的挑战,包括井筒完整性数据不全、固井质量不合格、已封井井屏障设置不合理、地下淡水层保护问题、地层完整性潜在风险、标准规范合理性问题及封井成本控制等。同时,结合国内外永久性封井经验给出相应技术对策和建议。分析结果为华北油田Y油田及类似油田的永久性封井设计、作业等提供参考。

福山油田朝阳区块CO2驱注采配套工艺技术的研究与应用

福山油田朝阳区块采取CO2驱开发方式,重点对高气液比举升配套工艺技术、耐CO2井下气密封工具研发和气窜层封堵技术开展调研、研究,实现了井下CO2腐蚀环境中的高效气液分离、注入井工艺管柱安全长效,配合封堵工艺,解决CCUS工程方面的注采问题。本文通过朝阳驱块二氧化碳驱实践经验,逐步完善高气液比举升与配套工艺体系,为福山油田CCUS增产稳产提供技术支撑,推动南方公司全力打造“绿色低碳”发展企业,助力中石油绿色低碳发展、国家“碳中和”目标早日实现。

套变井高膨胀比封隔器卡堵水技术研究及应用

水驱老油田进入开发后期,套管变形井不断增加,严重影响了厚油层的分层开采效果。针对套管变形井和套管补贴井,研发了小直径的堵水封隔器,胶筒的膨胀比达1.4～1.5,具有逐级解封、抗滑动能力强、耐压差高、适应套管直径范围大、有效期长、解封可靠等特点,耐压差20～30 MPa,配套小直径开关工具,实现多层卡封、多层开采。现场应用表明,外径105 mm的封隔器在178 mm套管内卡封,耐压差达到20 MPa;外径95 mm的封隔器在139.7 mm套管内卡封,耐压差达到30 MPa。

潜山注气重力驱富集油采出技术研究与试验

华北油田于20世纪90年代在古潜山油藏开展了注氮气重力驱提高采收率试验,在试验区形成了“气顶-富集油带-底水”的格局,先期采用裸眼完井利用旧井采油,只出气不出油,为此,进行了油藏工程、采油工艺一体化研究,提出“隔-控-分”采油工艺设计理念,通过克服重力分异、密度差影响的有效驻留承压堵漏,隔绝气相、水相与井筒直接沟通。借助火山熔岩喷发、岩浆冷凝堆积的自然原理,基于热敏树脂特殊的温敏流变性能,实现了“滞留温控闪凝”承压堵漏,解决了高角度大缝大洞发育储层恶性漏失的问题,提高了固井完井质量,结合人工举升控制生产压差,实现了有限厚度富集油的有效采出,坚定了古潜山发展注气重力驱的信心。

高含硫化氢气井井下漏点诊断方法与堵漏技术研究

泄漏效应引起持续环空压力以及H 2S侵入环空造成油层套管腐蚀严重威胁高含硫化氢气井的安全生产,因此保障井筒在全生命周期始终处于完整可靠服役状态显得尤为重要。为此,文章首先结合理论图版和高频超声波测漏技术建立了一套井下漏点综合诊断方法,以实现井下漏点位置的准确确定;然后通过自制的压差堵漏实验仪对自主研发的压差激活封窜剂进行了封堵性能评价,同时也对形成的高强度凝胶开展了承压性和热稳定性评价;最后结合现场实际情况,制定了井下堵漏实施前提条件并配套了相关堵漏工艺。现场应用效果表明,研制的压差激活封窜剂以及配套的堵漏工艺能实现井下漏点的成功封堵,可在类似高含硫化氢气田推广应用。

抽油机变速运行智能控制技术深化研究与应用

探究了抽油机合理的下冲程时间比,建立了多控制目标与自寻优相结合的抽油机井变速运行智能控制模型;应用功率峰值平衡度与功率均值平衡度,提出了判断抽油机井平衡度的新方法,解决了峰值电流法因反向发电而无法准确判断抽油机井平衡度的问题,实现了抽油机井平衡度的实时监测与调整;设计了前端控制与后台云端分析相结合的变速运行控制方案,弥补了抽油机变速运行智能控制技术井况适应区间狭窄,控制策略可变参数单一的局限性,拓展了井况适用范围,取得了良好的节电、增油效果。

油田生产大数据分析应用研究

数字油田为石油企业采集积累了大量生产数据,为挖掘和用好这一宝贵资源,深入开展了大数据预处理、数据建模、可视化展示、因果分析、方案优化、现场实施等系列研究,构建了以应用为导向的油田生产大数据分析流程,建立了油田生产主营业务大数据分析模型,开发出油田生产大数据分析平台及网络版软件。平台总体架构分为数据源层、数据平台层、应用服务层,为满足油田生产企业不同岗位需要,推出了基层版、分析版和研究版。具体介绍了以降低抽油机井吨液举升百米耗电为目标的大数据分析、抽油机井智能工况诊断预警两个油田生产应用实例,显示在节能降耗、降本增效、提高产量和效益等方面见到实效。大数据分析在H油田应用3年来,累计新增销售额(增油)3.4亿元,新增利润(增油及节支)2.8亿元,为油田生产高效管控和优化运行提供了有力支撑。

国内老井侧钻技术研究现状及展望

随着油田老区块开发进入中后期,面临着采收率低、出水率高的问题,不少老井为此已关停并封井。为了盘活老井,挖掘剩余油藏,降低成本,老井侧钻成为油田老区块恢复活力的主要技术手段之一。国内已研究并形成了多种侧钻工艺技术,其中斜向器开窗侧钻技术是目前最为成熟、应用最多的侧钻技术;一体式开窗侧钻技术是最有前景的侧钻技术,鉴于其卡座咬合不稳定,建议加大研究力度;非常规手段的高压水射流径向水平侧钻技术和连续油管侧钻开窗工艺技术,在某些特殊需求的井将有它的发展优势。

油田修井起下杆管清洁生产技术现状及分析

文章从现有杆管清洁设备的基本结构、工作原理、应用效果入手,分析了井下、井口、井场、车间4个环节15种杆管清洁生产技术的优缺点和适应性,同时引入技术成熟完备性指标,对每种杆管清洁生产技术作了定量评价,认为在施工中应综合考虑地层、井史、油田所处环境敏感性等影响因素,将其集成或组合使用,形成适合于不同类型油井的杆管清洁模式。建议继续加强井下泄油、油管内壁清洗、内防喷、井口防喷防溅等关键设备研发与完善,提高清洁生产技术的适应性、可靠性,以降低劳动强度,提高工作效率。

X油田钻井液对油气层的保护研究

石油钻采的目的是为了打开油气层进一步的为油气资源的运移创造条件,但是在钻采的过程中外来流体的入侵会导致储层的损害,继而影响该区块的产量。本论文以X油田为研究对象重点分析了该区块的钻井液体系对储层的影响程度,最终优化出了适合该区块的钻井液体系,值得在该区块进行进一步的推广与应用。

阿尔油田环状掺水集油工艺中各因素影响程度仿真研究

阿尔油田原油掺水集输系统主要是根据季节变化及现场经验调整掺水温度和掺水量,致使掺水系统能耗较高。为了节能降耗,以阿尔油田阿尔3断块90阀组集油环为试验对象,根据现场的实际情况,利用PIPESIM软件模拟掺水集油流程。在PIPESIM软件中以井口回压低于1.5MPa和回液温度高于原油凝固点5℃以上为集输约束条件,分别模拟试验了掺水量、掺水温度、产液量、环境温度、井口温度、综合含水率和回油温度之间相互关系和影响程度。通过软件模拟试验,为原油掺水集输系统的掺水温度和掺水量的调整提供参考数据,为其他区块油田的原油掺水集输参数的调节提供了理论依据。

滤后采出水除铁技术研究

华北油田经过近5年的污水治理改造,所有的滤后采出水都已达到行业标准要求,但经过一段时间的运行后,从常压注水罐至井口管网处出现了褐红色或黑色的悬浮物,造成水质二次污染。通过一系列的室内实验及现场试验,确定了采用微生物氧化降解去除水中Fe2+,并采用80 mg/L的聚合氯化铝溶液或微滤膜技术截留铁的沉积物。现场试验结果表明,该技术能较好地去除水中的Fe2+,去除率大于或等于90%,去除后能有效地防止注水管网和井筒结垢,避免水质出现二次污染而影响水质稳定。

管道结垢预测技术研究

在现场实际运行中,油气管道会发生不同程度的腐蚀结垢现象,目前很多学者对腐蚀现象研究较多,但对于结垢种类、结垢趋势、结垢量的预测研究不多。因此,介绍了管道常见的结垢种类,对结垢预测模型进行了筛选,通过模型计算与室内结垢试验进行对比,得到Davis-Stiff饱和指数法与Oddo-Tomson饱和指数法相比,预测吻合度更好,可以很好的预测结垢趋势,最后对影响结垢4类因素进行了影响程度分析,其中影响结垢的最主要因素为Ca^(2+)离子含量,其次为矿化度含量,总碱度、pH值影响程度较小。

油气回收利用工艺技术研究

目前,许多油气库及站场中的储油罐无收气装置或原油稳定装置,当大罐挥发气正压力高于呼吸阀启动压力,挥发气会从呼吸阀溢出,大量的油品蒸汽散失于大气中,在造成油气损耗的同时还污染环境、存在安全隐患。针对上述问题,笔者总结梳理了吸收法、吸附法、冷凝法和膜分离法等四种常用油气回收工艺技术,根据各技术的特点,最终选用冷凝—吸附组合工艺进行油气回收,先经过三级冷凝后回收大部分C3以上组分,再经过活性炭吸附剂对低浓度油气进行吸附。该工艺适合全组分烃类混合物的回收,在某油库应用后可实现年盈利139万元,投资回收期3年,技术成熟后可在各油气站场及油库推广应用。