含气油井采出液低温集输工艺界限研究

老油田因开发时间较长,存在产液量低、含水率高、能耗大等问题。为降低老油田高含水区块的运行能耗,针对低含气油井和高含气油井开展了降温实验,根据井口回压和进站温度随时间的变化规律,获取了含气油井采出液的低温集输工艺界限。结果显示:低含气油井在降温过程中出现了两个压力突变点,高含气油井在降温过程中压力呈不规则变化,但也出现压力突变区域;产液量越大、含水率越高、气液比越大,越有利于油井进行低温集输。推广区块内有55口油井从双管掺水工艺转为低温集输工艺,实施后全年可节约运行费用235.9万元,减少CO_(2)排放量为2650 t,节能减排效果明显。

南海东部特低渗油田压裂改造实践与效果评价

南海东部F油田WC组属于特低渗油藏,具有埋藏深、渗透率低、储层跨度大的特征,常规测试产量低,需压裂改造提高产能。WC组A5井压裂时存在储层纵向改造不充分、裂缝失控风险高、砂堵风险高、井斜角大造成裂缝弯曲、压裂规模小等难题。在前置液中加入小粒径段塞,打磨射孔炮眼和弯曲裂缝,减小砂堵风险,同时降低压裂液滤失,增加隔层应力,避免裂缝向下延伸。优化施工排量为4m3/min、支撑剂加量为50m3,达到支撑裂缝半长125.9m,支撑缝高51.4m。优化海上平台压裂设备摆放,满足4台压裂泵作业需求,并采用连续补砂工艺,满足单次加砂50m3的要求。A5井压后初期平均日产油22m3/d,增产倍比达4倍以上。采用生产测井技术对压后效果进行评价,压后射孔段内有4个主要产液段,产液段长度占总射孔厚度的36%;4个产液段中,产液量占比最高达45%,最低为14%。分析认为,多裂缝、储层纵向非均质性是影响压后增产效果的主要因素。建议在该类储层后续压裂改造中,采用水平井或大斜度井,对储层进行精细划分,优选甜点段射孔和改造,提高对甜点层段的改造程度和裂缝规模。

高气液比气井临界携液气流量计算新模型

基于气井井筒积液对气藏开发的危害性,在现有携液模型的基础上,利用受力平衡理论和能量守恒原理,建立了气井临界携液气流量计算新模型;通过引入新模型系数,对液滴大小及液滴变形特征进行了综合表征。模型计算结果表明,新模型系数随压力增大而增大,有效地弥补了现有携液模型存在的不足。现有携液模型及新模型的适应性分析结果表明,新模型在高、低压气井中均具有良好的适用性。现场应用新模型有效预测了大牛地气田气井的积液状态,为产水气藏的有效开发提供了有力的技术支持。

特低渗透油藏水平井开发效果评价指标和分类评价方法

针对特低渗油藏水平井开发特点,引入注水见效周期、水平段产液率新的评价指标,确定了水平井网注水开发效果的9个评价指标。基于直井与水平井开发的动态差异性以及特低渗油藏与常规油藏开发的不同点,采用类比分析、水平井等效评价、虚拟开发等综合方法,初步给出了鄂尔多斯盆地特低渗透油藏水平井开发分类评价指标。考虑各因素之间的等价、因果、过程等关系,根据层次分析法,确定了评价指标的权重关系。采用模糊数学法,构建了水平井开发的综合评价体系。实际油田应用效果表明新体系评价结果可靠。

油井未来向井流动态关系预测方法

介绍了一种新的对未来不同开发时期IPR曲线的制作方法。该方法考虑地层压力采用物质平衡方程得到;通过应力敏感试验结果拟合得到地层渗透率随地层压力变化关系,以相渗曲线为基础得到产液含水率随采出程度的变化关系,进而确定出不同开采时间的产液含水率,在已知地层压力、采液指数、含水率条件下采用Petrobras综合IPR方法确定油井的IPR。

气提法处理高含CO_2油田采出水的试验研究

气驱油田采出水中大量CO_2的存在导致采出水腐蚀性增强,且造成水中悬浮物浓度增大,影响回注或排放。试验研究了含不同CO_2浓度的采出水中p H值、腐蚀速率、含油量和离子浓度等水质特性参数的变化,考察了气液比、含油量及温度等因素对气提法处理油田采出水中CO_2效果的影响。结果表明:CO_2浓度是影响油田采出水p H值、离子浓度及腐蚀速率等水质特性参数变化的重要因素;气提法去除采出水中CO_2的效果明显,升高温度、降低含油量均有利于提高污水中CO_2去除率;此外,与空气气提相比,氮气气提更有利于降低含油污水的腐蚀速率。在40℃和常压下,氮气气提44 min即可使污水p H值升高到7以上,碳钢腐蚀速率降至0.076 mm/a以下;当以氮气为载气,气液比为26∶1,温度为40℃时,含油污水中CO_2去除率可达100%,气提处理效果最佳。

用中子-伽玛能谱测定输油管内产液含油比例的Monte Carlo模拟

对输油管外采用中子-伽玛能谱测量以确定输油管内产液含油比例的方法进行了蒙特卡罗(MonteCarlo)模拟,模拟结果证明这种方法是成功的。

延X井区产水气井生产状况分析

延X井区属于致密气项目,为低压集输系统,易造成气井积液甚至水淹完全不能生产。模拟气井不同生产阶段的储层状况、气液流速及排液能力,结合李闽、Turner和Gray模型,分析了气井积液的机制,安装井下节流器能够降低集输压力,防止水合物冰堵,随着储层压力降低,节流器下部易发生积液,需要及时拔出节流器并配合其它排水采气措施生产;速度管能够降低临界携液流速,使气井保持长期稳定生产。现场Y05井应用效果表明,安装井下节流器、速度管等排水采气措施后,效果显著。该技术可有效提高延X井区致密气项目的最终采收率。

响应面法优化内蒙古肉苁蓉多糖提取工艺

目的:确定热水浸提法提取内蒙古肉苁蓉多糖的最优条件。方法:选取热水浸提法提取内蒙古肉苁蓉多糖,把内蒙古肉苁蓉作为原材料,以内蒙古肉苁蓉多糖提取率为响应值,通过单因素实验找到最优单因素条件,再将单因素实验结果利用响应面法对内蒙古肉苁蓉多糖的提取条件进行优化。结果:实验结果表明,热水浸提法的最优条件是:液料比为45∶1(mL∶g)、热水浸提温度为100℃,时间为130 min、乙醇醇沉浓度为100%。在此条件下,内蒙古肉苁蓉的多糖提取率为11.207%,与响应面法预测值11.609%非常接近。结论:通过实验证明采用响应面法对内蒙古肉苁蓉多糖提取工艺得到的优化条件合理可靠,可为下一步工业化生产提供可靠的依据。

靖安油田塞528延9油藏开发技术研究

本文通过对油藏储层物性的研究,并结合油藏工程理论、同类油藏开发经验及油藏生产实际,制定出塞528油藏合理注采比、合理采液强度,旨在延长油藏稳产期,为塞528油藏的高效开发提供一定的技术支持。