提高低渗、低产油田开发建设效益对策分析

提高低渗、低产油田开发建设效益是一项比较复杂的系统工程,短时间内采取任何一项常规单项措施都很难使低渗、低产油田的有效开发取得较大的突破。因此必须加强前期研究,突破常规作法,用观念的创新,带动技术的创新,促进管理体制和机制的创新,这样才能使低渗、低产油田的有效开发逐步走上良性循环的轨道。

低产油田应用提捞采油工艺技术

提捞采油技术相较于其他采油方式具有技能环保、实施成本低、便于管理、经济效益明显等一些特征,在油田的生产开采过程中,油井采收率以及产量的提升是油田开采技术人员非常重视一个环节,而国家也针对这一问题加大了研发的力度,对我国采油效率的提升有重大的现实意义。

油田低产气井排水采气技术研究与生产实践

天然气是目前在我国,乃至全世界都得到了广泛应用的清洁能源。天然气的生产,是需要气井这种设备来进行开采的。通过气井开采出来的原始气体,要通过一定的集气系统进行程序化的处理,最后,通过一定的管道运输输送到居民的家里。文章通过对现阶段的油田低产气井排水采气技术进行分析,总结出其中仍存在的,制约生产实践的一些问题。

应用成熟技术 延长低产低渗透油田抽油机井检泵周期

针对低产低渗透油田地层能量低、供液能力差、单井产量低等导致油井检泵周期短的问题,改进日常洗井方法,优化扶正器位置和数量,下冲砂管柱清理管柱泥砂,实施间歇采油系列技术。试验证明:该系列技术在延长低产低渗透油田检泵周期上成熟、可靠,推广应用后,检泵周期持续攀升。

大庆外围油田电热管集油简化工艺

介绍了适合大庆外围低产低渗透油田建设的电热管集油简化工艺,论述了电热管道的原理、构造特点以及试验和应用情况。应用结果表明,电热管集油工艺是在严寒地区对低产低渗透油田实现单管集油简化工艺及降低投资的重要技术,对大庆外围低产低渗透油田的有效开发有着重要意义。

气井增产技术在低产井中的应用

气井增产技术在低产井中的应用是当前石油工程领域的研究热点。研究深入分析了该技术在提高油田产量方面的显著潜力。通过灵活的井筒设计和科学的地层渗透性改善,气井增产技术有效提高了低产井的开采能力,实现了有限资源更为充分的利用。其经济效益主要表现在提升油田整体产量和控制开发成本两方面。在追求经济效益的同时,也需要关注其对地下水资源、地表水体和环境可持续性的影响。通过全面的经济效益与环境影响评估,研究强调了气井增产技术在低产井中的重要作用,为石油工程领域提供了有力的技术支持。

大庆敖南油田地面工程建设方案优化特点

在敖南油田地面工程建设方案的编制中,以优化简化为手段,以降本增效为目的,形成了开发低产、低渗透油田的新模式。在该方案的编制中,采用了“优化总体方案、优化整体布局、优化集输参数、优化注水方式”、“地面地下一体化、工艺设备节能化、工艺技术简单化”措施及多项先进的实用技术,并进行了现场试验,使敖南油田地面工程建设降低了投资,提高了开发效益。

齐家北油田地面建设整体优化的实践

针对齐家北油田储量丰度低、区块分散、地面建设环境敏感、远离老区、系统依托条件差等特点,在新区建设过程中,采用丛式井布井方式、树状电加热流程及混输技术,扩大了集油半径,取消转油站,实现了一级半布站;采用热电联供技术,实现了能源的梯级利用;采用伺服电机,实现了机采井智能化管理,从而为开发边际区块油田提供了行之有效的建设模式。

坪北油田精益管理实践与启示

坪北油田是中国石化和中国石油合作开发的首家中小油田。近年来,坪北油田坚持新发展理念,对外积极开拓市场,寻找新效益增长点,对内丰富和完善具有油田特色的精益管理体系,实现低产油田的高效开发,开创了全面可持续高质量发展之路。一、打造独具特色的油公司模式1.优化机构和人员配置一是简化机构设置。

低产井单井计量技术现状及对策

通过分析低产井计量的主要计量方法及存在的问题,对单井产量低、原油物性差、凝固点高、蜡含量高、黏度高、油气比低、区块分散的低产井提出了解决计量问题的措施。研制使用了计量车来解决低产井的产液量计量问题,经过跟踪测试表明,应用效果良好。

深穿透复合射孔技术在低渗透油田的应用与认识

随着油田开采进入高含水期,为了实现新投扩边区块以及局部加密井点剩余油的有效挖潜,充分发挥地层产能,不断发展完善大孔径、深穿透射孔完井工艺就显得越来越重要。深穿透复合射孔技术把射孔技术与高能气体压裂技术有机结合,具有改造油层作用的一项新型射孔技术。该技术较单独射孔和单一高能气体压裂的疏通半径都大,通过在葡萄花油田近3年的现场应用,取得了较好的试验效果和实践认识,该技术对于低产低渗透油田提高产能具有很好的推广应用前景。

关于大庆、吉林油田未动用探明储量的评价分析

通过对大庆、吉林37个未动用储量的油田所做的经济评价,以及对具有代表性的朝阳沟和乾安两个油田开发现状的考察,得出几点看法:1)根据我国现有开采技术水平,渗透率在5mD左右、流度为1的低产油田已具备动用开发的条件;2)按照目前大庆、吉林的建设定额及操作费水平,动用这些储量是有经济效益的;3)进一步完善工艺技术,节约投资费用,动用低效储量还有不少潜力;4)改变经营方式,对外、对内开放,可以加快这部分储量的动用进度。为此,建议要在加强对资源管理监督的同时,创造条件让更多的投资主体参与到未动用石油的开发活动中来,建立起适合我国的油气工业上游的市场化体系和储量市场化机制,加速各地未动用储量的开采步伐。

基于扩展卡尔曼滤波算法的热式流量测量技术研究

当前国内油田面临多重挑战,首先是进入中后期开采阶段,导致产量逐渐下降,采油难度增加;其次,传统开采技术滞后,已达到瓶颈,无法有效提高。在这一情况下,实时监测油井产液量尤为关键。它可及时发现产量变化,帮助管理者调整方案以提高产量,识别异常情况并维护设备,还可优化开采方式以降低成本,提高经济效益。在当前的技术发展趋势下,热式流量技术在实时监测低产量油井流量方面展现出了越来越大的应用潜力,但传统的热式流量计目前存在测量精度低等问题。在传统热式流量计的基础上,采用了扩展卡尔曼滤波算法对数据进行处理,以提高数据采集精度。

葡北地区单管深埋冷输技术的应用与评价

采油七厂针对葡北油田存在的集输半径不合理、地面设施腐蚀老化严重、运行能耗高等问题,在单管深埋冷输试验的基础上,对葡北7座转油站进行单管深埋冷输集油工艺改造。文章主要通过对单管深埋冷输工艺在外围高含水低产油田的使用情况进行分析总结,以及阐述该工艺在外围油田应用的相关要求及应用效果。

定量低温掺输技术研究

为降低集输系统能耗,英台油田在高产液区块采取了常温输送和常温掺输工艺,但中低产液区块掺输系统能耗高的问题没有解决。为降低能耗、控制成本,英台油田又开展了卓有成效的技术攻关,研究应用中低产液油井定量低温掺输技术,此项技术的应用取得了理想的节能效果。同期对比,冬季掺输水温由65℃降低到42℃,单井集油温度由42℃降低到28℃,系统运行温度降低后,管线结垢腐蚀问题得到了解决,增效显著。

低温掺输技术在中低产液油田的研究与应用

中低产液油田掺输系统能耗高是突出矛盾。为了降低能耗控制成本,展开了低温掺输技术研究,该项技术是将冬季掺输水温由65℃降低到42℃,单井集油温度由42℃降低到28℃,系统运行温度降低后,管线结垢腐蚀问题得到了解决,取得了理想的节能效果。

关于提捞采油技术前景的探讨

伴随我国油田开发技术的提高,近年来,油田的开采方式也发展迅速。科学家针对对不同油田的特征,综合考虑采油成本及经济效益等多种因素,分别采取不同的采油方式。捞采油这一方式在低产油田的开发利用中发挥着重要的作用,如果能进一步完善并推广这一技术,势必大大提高我国的石油产量。