优化泵上掺水稠油井参数 实现增产降耗

1基本概况孤东采油厂九区稠油井开采难度大,一般采用注汽吞吐和蒸汽驱开发,采用泵上掺水工艺后,与普通油井相比,在抽油泵上部使用封隔器隔开,使掺入水与稠油在泵上混合,与油一起抽出井口,通过降低稠油粘度,改善高粘度原油的流动性,既降低了抽油杆的粘滞阻力,又降低了井口回压。该工艺投入低、产出高,不污染地层、不影响泵效、占井周期短、生产过程稳定,为提高稠油油藏的经济效益的工艺方法。

优化泵上掺水稠油井工作参数实现增产降耗

泵上掺水稠油井掺水工艺因具有投入低,产出高,生产过程稳定,不影响泵效,不污染地层的特点,较广泛用于油田区块上。通过对孤东油田九区稠油区块的48口泵上掺水井进行调查分析,由于掺水工作参数不合理及工艺技术和管理方面的因素造成的稠油井含水上升快,日产油水平下降,光杆腐蚀严重,堵塞管线被迫停井等掺水效果差的有32井次,影响正常生产。针对影响泵上掺水稠油井开发的主要因素,注采管理401站技术、管理人员和岗位工人提出并实施了"优化泵上掺水稠油井工作参数,改善开发效果的对策",制定了针对性改进措施,取得了较好的增产降耗效果。到2015年12月底,累计增油1850 t,累计节省掺水量2.3×104m3,取得直接经济效益54.38万元。

优化泵上掺水稠油井工作参数实现增产降耗

泵上掺水稠油井掺水工艺具有投入低,产出高,生产过程稳定,不影响泵效,不污染地层的特点,得到了比较广泛的应用。通过对九区的48口泵上掺水井进行调查分析,由于掺水工作参数不合理及工艺技术和管理方面的因素造成的稠油井含水上升快,日油水平下降,光杆腐蚀严重,堵塞管线被迫停井等掺水效果差的有32井次,影响正常生产。针对影响泵上掺水稠油井开发的主要因素,注采管理401站技术、管理人员和岗位工人提出并实施了＂优化泵上掺水稠油井工作参数,改善开发效果的对策＂,制定了针对性改进措施,取得了较好的增油降耗效果。到2015年12月底,累计增油1850吨,累计节省掺水量2.3×104m3,取得直接经济效益54.38万元。

抽油机井节能降耗技术现场试验应用及效果

目前各大油田机械采油抽油机用量大、耗能高,约占油田总耗电量的70%,是影响油田采油成本的持续上升的重要因素之一。特别是在当前低油价形势下,降低抽油机能耗更加迫切。20年多年来,国内大油田及石油装备制造企业在抽油机的节能增效装备的研发上做了大量卓有成效的工作,制造出了很多类型的抽油机产品及节能装置,仅试验、应用的各种新型抽油机就有100多种、数万台。孤东采油厂也进行了各种努力和尝试,取得了较好的节能降耗效果,下步需要进一步做好试验研究和节能设备的推广工作。

稠油区块蒸汽驱开发硫化氢分布特征分析

胜利油田孤岛稠油区块8个井组转蒸汽驱一年后检测出高浓度硫化氢气体,严重影响安全生产。通过室内物理模拟实验,产生硫化氢物质基础研究及现场调查跟踪监测,对胜利油田孤岛中二北蒸汽驱硫化氢产生机理及主要影响因素进行研究,结果表明孤岛中二北蒸汽驱硫化氢产生机理主要为含硫有机化合物的热化学裂解反应,地层温度达到200℃,开始裂解产生H2S,物质基础研究表明,中二北原油含硫量在1.62%-2.66%,属于中-高硫原油,为热化学裂解反应提供丰富的硫的来源,地层水硫酸根含量平均只有为12.2mg/L,硫酸盐的热化学还原反应产生H2S的物质基础不充分。温度和反应时间是影响硫化氢产生的主要因素,温度越高产出速度越快,反应时间越长,产生硫化氢量越多,这与现场硫化氢分布特征相一致。

优化掺水量改善稠油井开发效果的措施探讨

稠油中胶质、沥青等含量较高，具有粘度高、密度大、凝固点低等特点。在正常生产时，受外界温度影响较大，由于冬季气温影响，地面管网热损失大，稠油流动性变差，回压增高，从而影响油井的产液量。据孤东油田九区93口油井实测：回压每上升0．1MPa，液量下降1．67％。本文以掺水对稠油井回压、日产液量的影响关系为研究对象。把油气层渗流理论、力学理论与现场试验相结合，在参数不变，地层能量充足，注水条件稳定的条件下，分析掺水量对油井回压的影响，以及回压降低后对稠油井日产液量的影响情况，为油井是否需要掺水提供依据，并计算出油井正常生产所需掺水量的最低值，并通过掺水实验确定油井的合理掺水范围，从而降低稠油井井口回压，实现稠油区块产量稳、掺水少、效益好的目标。