新型电潜泵防垢分离器的研制与应用

渤海油田大量电泵井受到井下结垢卡堵影响,导致机组频繁出现故障停机。传统防垢片的结构,会降低电潜泵分离器的流道通径,特别是在储层泥质含量较高的油田使用时,会出现油泥堵塞防垢片,造成严重的结垢卡堵。为此,研制了一种新型电潜泵防垢分离器,该设备由电潜泵分离器和量子防垢载体组成,防垢载体为空心圆筒状结构(不会降低流道通径),利用激光技术将超精微震荡波加载到以硅、铝为主要成分的载体上,可以不断的向通过分离器的流体释放超精微震荡波,达到除垢、防垢的目的。现场应用结果表明,该设备作业简便、入井安全、成本低廉,可有效减缓电潜泵结垢卡堵,延长机组运转寿命,为解决结垢卡堵问题,保障电泵井正常生产,提供了一条新的技术途径。

分层注水管柱在渤海BZ油田水平注水井中的创新应用

水平井产能高、经济效益好,随着海上油田的不断开发,水平井数量随之增加,但水平井存在水平段长、无法通过常规手段测试,特殊测试费用高、效率低等问题。基于目前的水平注水井笼统注入方式,下入一套分层注水工具,有径向和轴向2个注水通道,能实现跟部或趾部分段注水,分注管柱内径满足后期测试和措施的需求。以BZ油田C井为例,下入分层注水管柱,吸水测试和调驱试验结果表明,该管柱可实现水平注水井分层注水,能够抑制受益井含水突进,延缓油田自然递减,从而提高油田水驱效果,为海上油田水平井高效开发提供重要技术手段。

注水井附加压降的研究与应用

注水开发油田普遍存在注水井投注后注入压力上升,注水量下降的情况。甚至在最大井口注入压力下,注水量仍无法满足油藏配注需求,导致砂体注采失衡、油田自然递减率加大,最终影响油田开发效果。近年来,渤海A油田通过大量的"微压裂"矿场实验证实,附加压降是导致油田出现欠注问题的根本原因,而酸化解堵过高的措施费用和较短的措施有效期显然无法满足油田高效开发的需求。通过结合油藏工程原理和流体力学理论,对渤海A油田开展了附加压降的研究和定量表征工作,以此修正注水井合理井口注入压力,并成功指导油田经济有效地开展提压增注工作。

注海水开发油田储层损害机理研究

渤海A油田于1990年投产,使用过滤海水作为回注介质进行地层能量补充。油田投产初期,油井高产、稳产。但随着开发生产的继续,特别是注入海水驱替前缘突破至生产井底后,油井产液能力大幅下降,并且电潜泵故障频发。油田长期处于低产、低效的运行状态,且常规酸化解堵措施无效。对此,渤海A油田开展了储层损害机理的研究工作,并最终落实注入海水与地层水不配伍导致的结垢现象,是影响油井产能释放的直接原因。

氧活化测试资料在海上中低渗油田的应用

由于海上K油田中低渗储层的渗透率不同,导致储层间物性差异大。注水井投注后,注入压力快速上升,吸水能力下降,使得注水量无法满足地质油藏的需求。根据地质油藏静态资料和油水井生产动态数据,选用氧活化测试手段,来确定各储层吸水能力及启动状况。利用测试资料成果,分别采取细分层系和提高注入压力两种方法,不仅注水井注水量增加,油井自然递减率随之减缓,还提高了低渗透储层的采出程度,从而有效改善了油田的开发效果。从现场注水井应用效果来看,在中低渗油田值得推广使用。

渤海K油田井筒结蜡原因研究与治理

针对渤海K油田油井高含蜡高凝固点的特征,首先进行原油物性分析,通过实验室化验确定原油为高含蜡、高凝固点的中轻质原油,其原油析蜡点为54℃,析蜡高峰为28.5℃,高峰温度段为-4℃~36℃;在析蜡高峰点,每降温1℃,相对析蜡量为2.25%。再运用WellFlo软件对油井结蜡影响因素进行敏感性分析,油井产液量、含水量、生产气油比和生产时间都会影响油井井筒温度的剖面。根据油井结蜡分布范围,确定真空隔热油管下入深度;最大程度释放油井产能,减少结蜡对油田开发的不利影响。这不仅提高了油井的生产时率,延长电潜泵的运转周期,还对油田稳产具有重要的意义。

强储层非均质性高含水井组立体挖潜方法及实施效果

渤海A油田于2009年投产,根据油藏砂体平面展布及纵向叠置情况,采用水平、定向井结合,不规则井网注水开发。油田现已进入中高含水开发阶段,部分单井含水率甚至突破80%,稳油控水难度大。为减缓自然递减率,虽然已对高含水油井实施大泵提液,但收效甚微,单井日均增油量仅为5~8 m3。考虑提液井液量及生产压差已临近出砂极限,A油田以油藏工程理论为指导,以生产测试资料为依据,采用氮气泡沫复合调剖体系实施目标井组的立体挖潜,取得了显著成效。

生产油管找漏技术在海上油田的应用研究

针对于海上油田的电潜泵油井在生产油管出现破损泄漏而导致产液量急剧下降或关停现象,本文通过一系列研究分析,引入噪声辅助流量的测井作业方式,可实现在生产油井的油管破损泄漏点精确定位;并通过海上某油田现场实际应用,成功实现了破损点位置确定,为该井的下步方案提供了措施方向。

海上水平井网弱凝胶整体调驱方案设计及应用

A油田是海上水平井井网整体开发油田,受平面非均质性影响,注水开发油井单向见水后含水率上升快,波及系数低。通过室内岩心实验法和数值模拟法,开展了水平井网弱凝胶整体调驱方案研究。研究结果表明,在含水率40%时进行调驱,调剖剂可以较好地发挥对高渗透层的封堵作用,与水驱相比采收率有明显提高。该方案在现场实施后,油田自然递减率及含水上升率等开发指标得到了有效改善。同时利用霍尔曲线法、含水上升率法、自然递减率法、数值模拟法等方法评价其实际应用效果,结果表明弱凝胶整体调驱是改善该类油田开发效果的有效途径。

基于BP神经网络的蜡沉积速率及清蜡周期预测方法

为应对XX油矿井筒结蜡对油井生产造成的严重危害,首先通过试验方法对原油基本物性以及析蜡特性进行分析,再运用SPSS大数据分析软件进行敏感性分析,发现油井产液量、含水量、生产气油比和生产时间是影响蜡沉积速率的地面生产特征,而剪切应力、原油黏度、径向温度梯度、蜡分布密度为其地下内在联系。将这4个内在影响因素作为输入参数,蜡沉积速率作为目标参数,使用SPSS Modeler软件建立神经网络模型。最终应用模型计算可以得到各油井的清蜡周期,针对蜡堵严重油井进行提前预判,采取相应清防蜡技术,降低结蜡对油田开发的不利影响,提高油井生产时率,这对油田的稳产具有重要的意义。

螯合酸解堵在渤南低产低效井综合治理中的研究与应用

渤中34-2/4油田水驱开发生产后出现井筒结垢、储层污染、供液不足等问题造成产量大幅度下滑。普通酸化解堵对钡锶垢效果差,酸化后的残酸对海上平台油气水处理流程影响大,严重制约了常规酸化解堵技术的推广应用。对此研发了螯合酸解堵工艺技术,有效解除钙、镁、铁、钡、锶等多种无机垢的伤害,具有强烈抑制金属离子二次沉淀、反应时间长、处理半径大、不易造成二次污染等一系列优点。极大丰富了油井解堵的技术体系,形成了独具特色的第四代解堵技术,为"渤海油田3 000万再稳产十年"宏伟目标提供了强有力的技术保障,渤中34-2/4油田沙河街组不仅有效复产了躺井11口,油井利用率提高了61%,日增油690 m^(3),同时还创造了低产低效井治理措施有效率100%的佳绩。

助流注水技术在渤海油田的应用及效果

BZ油田5井区A2M井投产至今,一直处于衰竭开发,地层压降已达10 MPa,亟需补充地层能量,且注采井网不完善、无剩余井槽。针对此类问题,以及渤海油田对注水精细化管理要求的提升,注水井需满足"可控、可测、可调",故拟利用5井区原有水源井A3井实施助流注水方案,应用采上注下的工艺,打开Ng、E3d2u层位的水层,经电潜泵增压后,对E3d2LⅡ和E3d3Ⅱ层位进行注水。井区实施助流注水后,A2M井注水收效明显,有效降低了油田开发成本,提高了油田水驱动用程度,为存在类似问题的海上边际油田实现分层注水开发提供了一条新的技术途径。

海上油田精细注水管理方法研究与实践

由于储层和生产特点,渤海N油田存在注水井注入压力上升快、分层调配有效期差异大、精细注水监测滞后等问题,精细注水管理提升需求迫切。为此,渤海N油田采取了以下精细注水管理措施:考虑近井地带污染对注入压力的影响,通过引入附加压降,对注水压差进行了修正,对最大井口注入压力进行优化;首次明确了合理调配周期,形成了注水井差异化调配的管理方法;通过挖掘现有作业数据,在不增加成本的基础上,实现了对分注井精细注水质量的及时监测。实施海上油田精细注水管理措施后,N油田自然递减率减缓2.1%,节约作业成本4.4%。矿场实践证明,应用精细注水管理方法可以显著提升注水开发效果,降低油水井作业成本,油田开发效益显著提高。

油指纹分析法在油田生产动态管理中的应用

本文利用原油油指纹特点,采用生标参数对标,指纹峰分析成功判断B23井的生产层位,并指导生产动态管理,提高砂体开发效果。

渤海N油田降低回注水悬浮物粒径中值的实践探索

随着科学技术的进步,我国海上油田二次采油水力驱动的作用越来越明显,为保持较高的采收率,在日益严峻的环保形势下,海上油田对注水水质的要求更加严格。针对油田降低注水粒径中值的目标进行项目攻关,通过分析要因逐一解剖关键因素,制定实验目标确定降低粒径中值的方法,并且通过现场在线运行验证实验效果,排除非关键因素,提升效率。

渤海湾近临界态油气藏开发方式研究

渤海湾中部海域渤中13-1油田在ODP阶段认为该油田流体性质为高挥发油,投产3年来,地层压力低于饱和压力(40.5MPa)约20MPa,生产气油比仍保持平稳,与油气相态理论不符,影响开发方式的选择。本文利用相态分析方法,推测出油田属于近临界态油气藏;利用数值模拟方法,建立油藏数值模拟模型;利用A6井区概念模型,对比衰竭开发、注水开发和注气开发方式的开发效果。研究结果表明:渤中13-1油田流体性质为近临界态油气藏,采用注水开发方式可以提高采出程度,方案预测油气采收率对比ODP提高4.7%和10.3%。

颗粒封隔技术在高泥质含量低效水平井治理过程中的研究与应用

渤海A油田属复杂断块油藏,其主力含油层系为明化镇组下段,油藏埋深-1300~-1600 m,储层类型为泥、砂岩不等厚互层,测井解释资料表明,A油田储层具有泥岩段泥质含量高、砂岩段储层物性好的特点。为避免泥质运移堵塞筛管,油田对定向井采用套管射孔方式避射泥岩段,但对水平井,因采用裸眼完井方式,无法实现泥岩井段的有效封固,此类油井长期以来饱受泥质堵塞困扰,低产低效运行。针对上述问题,渤海A油田从问题本质出发,结合工艺技术特点,最终依靠颗粒封隔技术,实现了高泥质含量低效水平井的有效治理。

适度出砂油井电潜泵技术改进与应用——以渤海BZ油田为例

近年来,随着渤海海域部分油田适度出砂理论和配套管理技术的研究与应用,生产管理模式从原来的严格控制油井出砂到目前的适度出砂,有了很大的转变。适度出砂尝试初期,由于出砂导致的电潜泵检泵占总检泵井次的22.6%,平均检泵周期仅为328天,故障率呈逐年上升趋势,严重影响了油田的正常生产。因此,常规电潜泵机组已无法满足现有出砂井况的需要,为了应对油井适度出砂的井况,开展了一系列电潜泵机组防砂技术的研究、改进与应用,有效提高了适度出砂井的平均检泵周期,提高了出砂油田的油井生产时率,这对油田的稳产具有重要的意义。