高凝油化学采油工艺技术研究与应用

沈阳高凝油田开发进入中高含水期后原油含水率较高 ,其主要开采方式空心杆热线投资大 ,耗电量大 ,生产成本高 ,且生产过程中事故率高 ,作业周期短。针对这一问题 ,采用高凝油化学采油技术 ,使原油在井下乳化、分散 ,同时改变油管内壁的润湿性 ,使高凝油以冷抽的方式采出。 2 0 0 0年度在沈阳采油厂各高凝油区块累计实施高凝油化学采油技术 164口井 ,取得了较好的经济效益 ,基本上实现了中、高含水期高凝油冷采的目的。

沈84块E2s3^4Ⅲ油组高凝油油藏剩余油分布研究

方法 通过沈 84块 174口井的测井地质资料的分析和处理 ,利用灰色系统与神经网络技术评价水淹层的测井解释方法 ,对沈 84块E2 s3 4Ⅲ油组各小层剩余油分布进行了研究。目的 提高沈 84块E2 s3 4Ⅲ油组开发效果。结果 该油组各小层油层发育、物性好、剩余油分布广。结论 通过分析各小层不规则连片的块状、条带状及环状剩余油分布富集范围 。

高凝油油田注水井井下电加热技术研制及应用

针对高凝油油田注水井在注水过程中地层温度降低产生的“冷伤害”问题 ,研制了井下电加热技术 ,并进行了室内实验和现场试验。结果表明 ,利用该技术可提高地层温度 ,提高注水井的注水效果 ,降低注水压力 ,提高区块的开发速度 ;该技术具有广阔的应用前景。

沈阳油田东胜堡变质岩潜山油藏渗流特征研究

通过大量的室内模拟实验资料，对沈阳油田东胜堡变质岩潜山油藏的各项渗流特征进行了较为系统地分析研究，得出该类油藏油气水渗流以裂缝孔隙为主，并具双孔隙特点；在注水开发中，应主要考虑裂缝非均质较强的影响，以防止油藏过早水淹和水沿大裂缝突窜，造成含水上升速度快，驱油效率低的后果。

高凝油捞油技术

为降低运行成本,提高"三低"油井开发效益,通过对影响高凝油捞油因素进行分析,解决了高凝油井化学降粘、抽子能满足在复合套管内捞油的需要、弹性泄油技术、捞油车适合沈一区高凝油(67℃)大负荷捞油需要等四大难题,使高凝油井可顺利实现捞油作业。

溶剂酸解堵在沈阳油田的应用

溶剂酸解堵技术是针对沈阳油田高凝油特殊原油物性而研制的 ,该技术由有机溶剂和无机酸液两部分组成 ,有机溶剂解除由于冷伤害造成的蜡堵 ,无机酸液解除机杂和岩石颗粒造成的无机堵塞 ,即通过溶剂酸的作用同时解除高凝油有机、无机堵塞 ,提高解堵效果 ,提高油层渗透能力 ,恢复油井产能。

高凝油集输及其处理工艺研究

沈阳油田高凝油集输采用二级布站，充分利用地层能量，提高油井回压，实现油气密闭混输的办法。油气集输半径１～３．５ｋｍ，井口回压１．０～１．２ＭＰａ。集输流程主要有：原油凝固点大于４５℃的油井，大部分采用水力活塞泵采油集输，其动力液来自本区块自产的高凝油；闭式热水循环集输工艺，其循环介质采用热污水，闭式循环自成体系，介质入井压力低，这种流程既可提高污水利用率，又可节能，对低产的边远井可随时掺水输送；投球输送工艺，适用常温运行，当原油凝固点为２８～３６℃，气油比大于４０ｍ３／ｔ时，可采用此集输流程，但流程较复杂。油气处理工艺，沈阳油田采用一级油、气、水三相分离与加热，二级热化学脱水。高凝油稳定工艺，采用微正压闪蒸工艺，原油稳定深度控制在Ｃ６组分拔出量不超过稳定前原油中Ｃ６组分总量的５％；天然气处理采用二甘醇吸收脱水工艺，可进一步提高天然气干度；轻烃回收装置采用氨为冷冻剂，配以膨胀机和分离机，能回收１００％轻质油和５０％的液化气。

沈阳油田高凝油集输工艺试验研究

沈阳油田为高含蜡、高凝固点的原油，原油集输十分困难。为解决此问题，先做了原油流变性试验，但原油含水率上升，流变指数变小，稠度增大，输送困难；通过加降凝剂试验，效果亦也不佳，无法达到工业应用的目的；进行热处理试验，可达到降粘、降凝目的，但因降低幅度不大，失去实用意义；加稀释剂试验效果较好，但掺入量较大；采用磁防蜡器经两年试验，效果虽好，但输油温度要控制在凝固点附近而不易做到。最后研制出套管伴热保温、集肤效应电伴热、自限式电热带保温和热解堵车等四种热输油工艺技术，解决了高凝油集输的问题，创造了可观地经济效益。

JNS型减载器使用中存在问题及改进措施

沈阳油田在使用JNS型减载器过程中,出现了下冲程抽油杆与驴头不同步、减载活塞砂卡、减载器与下部油管连接困难、脱接器脱不开等问题,针对这些问题进行了原因分析,并制定了改进措施,通过优化设计、结构改进,提高了施工成功率,2007年应用7口井,施工成功率100%。

精细管理在提高油田注水质量上的应用

沈阳油田是我国最大的高凝油生产基地,长期回注不合格污水,导致地层污染严重,给油田有效注水带来困难。为了有效解决这些问题,强化了沿程水质治理、地面管网管理、作业措施方案管理、注水井动态监测管理,完善了低渗区块配套注水工艺,有效地提高了油田注水质量,强化了注水基础管理工作,各项指标有了较大幅度提高,与2011年同期对比年累计增油4.2×104t。

采用冷采技术降低高凝油生产能耗

为了降低高凝油生产能耗,中国石油辽河油田公司沈阳采油厂采用化学加药、涂层管杆、井下双管掺水等冷采技术及配套工艺进行高凝油冷采生产。介绍了化学加药、涂层管杆、井下双管掺水等冷采技术的原理、设计要求、工作制度及实施效果。实施效果表明:2006～2008年,沈阳采油厂共计实施化学加药、涂层管杆、双管掺水冷采215口井,累计节电5897.5×104kW·h,累计创造效益4065.3万元。

高凝油真空隔热管保温冷采研究与试验

沈阳高凝油田已进入中高含水期,油井含水上升,液面降低,初期的开式热油循环水力活塞泵采油工艺、闭式热水循环采油工艺已不适应开发需要,开始逐步转换为空心杆热线采油和电伴热油管采油,但电伴热开采方式所产生的高能耗严重制约了油田的快速发展,采取加药等措施实现了部分油井的冷采,且取得一定成效。室内研究与现场试验表明:电伴热采油与冷采的界定标准是井口出液温度高于37℃,日产液高于30t/d,含水大于90%;采用真空隔热油管可以提高油井井口出液温度7.23~12.26℃,随着真空隔热油管下深增加,井口出液温度提高幅度越来越小;采用真空隔热油管,当油井日产液超过12t/d、含水超过90%时,可实现保温冷抽生产,证实了采用管柱保温方式替代高凝油电伴热生产工艺解决高凝油电伴热高能耗问题的可行性。