油田稠油浅井固井施工难点及应对措施

随着油气资源的逐渐枯竭,油田勘探和开发难度不断加大。其中,稠油储层的勘探和开发具有技术难度大、成本高、效益低等特点,而浅井固井作为稠油开发的关键技术之一,其施工难度更是大大增加。本文研究了油田稠油浅井固井施工中的难点及应对措施。稠油浅井固井施工存在固井质量难以保证、固井材料选择难度大、固井施工环境恶劣等问题。针对这些问题,本文提出了应对措施。通过优化固井设计、合理选择固井材料、加强固井现场管理、提高施工人员技能水平等措施,可以有效解决稠油浅井固井施工中的难点,提高固井质量和施工效率。本文的研究成果对于提高油田稠油浅井固井施工的质量和效率具有重要意义。

海上油田稠油开采井筒举升用水溶性降黏剂

海上油田稠油储量丰富,开采价值巨大,但由于稠油基础黏度高和反相乳化的原因,导致在井筒举升阶段出现电泵负荷巨大、举升困难等问题。使用非离子、阳离子、两性离子表面活性剂以及助剂制备HY系列水性降黏剂,结果表明,HY-1体系降黏率99.20%,50℃下30 min自然脱水率84.40%,120℃下24 h高温老化后降黏率为96.98%,伴注管流实验降压幅度达57.9%。可见,自主体系HY-1乳化降黏性能优异,能够满足海上油田井筒举升用水溶性降黏剂的室内评价要求。

油田稠油污水回用热采锅炉处理工艺探讨

为实现春风油田稠油采出污水资源化回用,减少稠油热采开发过程中的地下水资源消耗量,根据该油田采出污水水质高盐、高硬度的特点,结合热采锅炉用水水质要求,提出了"机械压缩蒸发"和"双膜淡化"2种污水回用处理技术,从工艺技术特点、工艺流程、实际应用的成熟度、处理效果、投资及运行成本、产水率及节约水资源能力等方面对2种工艺进行综合比较和分析,提出工艺选择建议,并针对各工艺应用现状及存在的高投资、高成本等问题,提出下一步的工作建议。

渤海油田稠油水平井蒸汽吞吐油藏经济技术界限研究及应用

将渤海油田稠油油藏按照原油粘度大小划分为4种类型,选取某典型稠油油藏,通过数值模拟方法研究了水平井蒸汽吞吐开发方式下不同类型稠油油藏开发效果与油藏深度、有效厚度、纯总比、含油饱和度、油藏渗透率等油藏因素的影响规律;通过回归技术经济指标与影响因素的定量关系,得到了渤海稠油水平井蒸汽吞吐油藏经济技术界限,并对该典型油藏热采效果和渤海稠油油藏热采潜力进行了预测,所获得的研究成果可为海上稠油实施蒸汽吞吐和其他热采方式提供技术依据和指导。

河南油田稠油井一体化固井技术研究

针对河南油田稠油井第二界面汽窜问题,开展了油井水泥-泥饼-地层整体胶结一体化固井技术研究。该技术是在不改变现有钻井液、水泥浆体系及性能的基础上,采用化学方法实现水泥环-泥饼-地层的整体胶结,达到大幅度提高固井第二界面胶结强度的目的。通过室内配伍性实验及胶结强度测试,证实了泥饼改性剂(GM-Ⅰ)、凝饼形成剂(GA-Ⅱ)与钻井液、水泥浆配伍良好,水泥环-泥饼-地层的整体胶结作用使固井第二界面胶结强度提高到200%以上。6口井的现场应用表明,固井第二界面胶结质量较邻井显著提高,解决了稠油井第二界面汽窜问题。

油田稠油生产站场采暖节能改造技术与应用

油田稠油生产站场冬季保温能耗高、热能利用率低的问题,亟需改进提高。通过对油田生产现场已经实施的13种采暖方式的技术特点、使用条件、使用效果和经济效益分析,得出各类采暖技术在生产现场的适用范围和投资回收期;并据此提出适合不同油田稠油站场环境条件下的最佳采暖技术及采暖方式,为不同类型稠油站场采暖改造和新建稠油站场采暖工艺设计提供依据。

红山嘴油田稠油污水处理工艺技术研究与应用

为解决红山嘴油田稠油污水含污油密度大、粘度高、乳化严重及水温高等问题 ,红浅稠油处理站建成了一套 4 0 0m3 /h的稠油污水处理装置。投入运行后 ,机组能将进口污水含油≤ 2 0 0 0mg/L、悬浮物≤ 2 0 0mg/L ,处理为装置总出口污水含油≤ 10mg/L、悬浮物≤ 5mg/L ,达到了国家污水排放标准。该装置具有运行平稳、高效、费用较低等特点 。

尚店油田稠油破乳降黏技术研究及应用

将尚店油田稠油配成不同含水率的稠油乳状液,利用黏度法研究了含水率与乳状液类型的关系,得到了含水率在60%左右时体系从W/O型转变为O/W型,此含水率时乳状液黏度达到最大值,对于综合含水为55%的尚店油田稠油乳状液,其黏度达到10 206 mPa.s。根据黏度、界面张力等实验数据,结合稳定性分析等微观分析方法研究了破乳剂SD-1的降黏效果及降黏机理,结果表明:SD-1质量浓度为0.10 g.L-1时,降黏率可达82.1%;破乳剂的加入加速了稠油乳状液中水滴的聚并沉降从而引起了稠油乳状液的反相,导致脱出水成为连续相,油分散或包裹在水中,从而使体系黏度大大降低。现场试验采用机械式井口自动点滴加药方法,实施井筒降黏19井次,降黏率达到75.7%,节约费用54%。

渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向

总结了渤海油田稠油资源特点,对目前主要开发方式及开采效果进行了分析,指出了不同类型稠油油藏开发所面临的挑战,在此基础上提出了所应对的措施对策和技术发展方向,对今后高效开发渤海油田稠油油藏具有一定的指导作用。

用超声气浮—BAF组合工艺处理油田稠油污水

利用超声气浮处理机对稠油油田污水进行的室内试验研究结果表明,超声气浮工艺对污水中COD的去除效果不明显,去除率只有23.0%。但是,经超声气浮处理后,污水的可生化性明显得到改善,BOD5/CODcr值由0.18上升到0.31,这为稠油污水的二级生化处理创造了条件。稠油污水经超声气浮-BAF组合工艺处理后,出水水质可达到国家GB8978-1996一级标准的水质要求。

华北油田稠油油藏采收率计算方法综述

本文通过对油藏水驱采收率的计算方法:水驱曲线法、油水粘度比法、童氏图版法、波及系数矫正法等进行了归类对比分析,针对华北油田稠油油藏水驱采收率计算的基本原理和适用条件,形成了适合计算华北稠油油藏水驱原油采收率方法,优选出目前较为适合的的原油采收率计算方法,回归得到研究区块的采收率计算公式,计算得到了华北油田某普通稠油油藏原油采收率。

油田稠油污水处理方法现状及发展趋势

油田稠油污水处理是目前油田污水处理过程中最大的难题之一。目前所应用的稠油污水处理方法难度过大,而且成本较高,严重制约了油田开采事业的发展。文章对油田稠油污水的性质以及发展现状等进行了分析。

相变换热技术在油田稠油开采中应用

中国的陆上稠油资源占石油资源总量的20%,加大稠油资源的开发将有效降低中国石油资源的对外依存度。但由于稠油黏度高、流动性差,在生产中必须采用热采技术。通过向油层内注入蒸汽和提高油层温度,可以提高稠油的流动性。因此,稠油开采需要消耗大量能源,大大增加了原油开采和运输的成本。为了降低稠油开采能耗,提高经济效益,作为一种新型的环保绿色能源供应模式,相变换热技术近年来引起了油气企业的关注。该技术通过在全封闭空间内蒸发冷凝,可以更好地进行传热,间接交换油田稠油开采过程中产生的大量热源,降低稠油输送温度高的问题,冬季利用余热温度供暖,降低站区供暖能耗。其在油田稠油开采中具有良好的发展前景。

郑王庄油田稠油试油技术及应用效果分析

根据郑王庄油田储层特征和原油密度大、粘度高、地层疏松、出砂严重等特点 ,在试油过程中做好地层预处理的同时 ,采用了APR全通径氮气垫测试工艺、地层与井筒复合防砂技术、井筒隔热技术、蒸汽吞吐技术和井筒加热举升稠油工艺技术 。

油田稠油降粘技术探析

数据统计,我国中重质油占世界总的石油资源为20%-30%,而且我国的海上稠油资源较为丰富。由国内外油田稠油的降粘开采经验来说,大多数专业人士一致认为稠油热采将成为海洋石油开发油田稠油的重要途径,然而目前我们的油藏处于开发初期状态,所以油藏压力较大,蒸汽注入困难,且在开采过程中胶质、沥青质常靠近井地带,容易析出沉淀,造成出油堵塞,因此稠油降粘技术成为油田稠油开发初期有效开采的必要阶段。本文将对研究油田稠油降粘技术进行探析。

单家寺油田稠油采出水回用锅炉的处理工艺探讨

介绍了目前国外在采出水资源化利用中,采用较多的机械蒸汽压缩工艺的流程、工作原理及在国外的应用实例。针对单家寺油田开发生产规模受制于污水回注能力的情况,根据水质标准对该油田的水质参数进行了分析。论述了机械蒸汽压缩工艺在单家寺油田应用的可行性、前景及经济效益。

原油降粘减阻新方法在渤海A油田稠油管道输送工艺设计中的应用研究

以渤海A油田稠油输送管道工艺设计为基础,在分析稠油管道降粘减阻措施的基础上,首次提出稠油管道回掺活性水新方法。实验分析及软件模拟结果表明,该方法可以在一定程度上改善稠油管道输送条件,能够有效解决稠油管道降粘减阻的难题,可为今后稠油管道输送工艺设计提供参考。

秦皇岛32–6油田稠油油藏弱凝胶调驱技术研究及应用

秦皇岛32-6疏松砂岩稠油油田长期高强度注采开发后,受储层强非均质性及水油流度比大等因素影响,注入水水窜严重,水驱效果逐渐变差,迫切需要开展注水井调驱技术研究.针对油田开发实际需求,利用物理模拟实验方法,进行了聚合物弱凝胶调驱技术的室内研究及方案优化,结果表明,聚合物浓度愈高、聚Cr3+质量比愈小,凝胶体系的阻力系数和残余阻力系数愈大,则封堵及液流转向能力愈强,扩大水驱波及体积、提高水驱采收率效果越显著.现场实施过程中采用“前置段塞+主段塞+保护段塞”逐级组合的调驱方案,聚合物浓度分别为2 000,3 600,4 200 mg/L,聚Cr3+质量比为180∶1,注入段塞0.08 PV,先导试验D10井组累计增油2.4×104 m3,含水率下降6%,取得了明显的增油效果及经济效益.

渤海稠油油田热化学复合吞吐增效技术研究与应用

针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明:随温度升高,胶质、沥青质扩散系数增大,石英石表面对重质组分的吸附能力减弱,有助于胶质沥青质解离;热气化学复合解堵后,岩心水测渗透率均可恢复到初始岩心水测渗透率的60%~70%;热(80℃)+气(溶解)作用下,与50℃脱气油相比可使原油黏度降低约80%;在热和化学剂作用下,原油形成低黏水包油乳状液,稠油黏度由2000 mPa·s降低至30 mPa·s,降黏率为98.5%;稠油相渗曲线测试实验(100℃)结果显示,化学剂注入后使稠油相渗曲线等渗点右移,两相共渗区域增大,油相渗透率变大,水相渗透率降低,残余油饱和度降低,开发效果改善;在热水驱过程中,注入泡沫堵调后,高渗填砂管和低渗填砂管采收率均有明显提高,低渗管采收率提高约11个百分点,高渗管采收率提高约8个百分点。模拟吞吐实验结果表明:在热+化学+气协同作用下,可至少降低含水20%~30%,采油指数由0.90 mL/(min·MPa)提高至1.95 mL/(min·MPa),可显著改善低产稠油井的开发效果。热化学复合吞吐增效技术已在渤海稠油油田现场取得成功试验,措施井含水最高降低73.4个百分点,有效期150天,平均日产油较措施前提高2.9倍,有效期内累增油4300 m^(3),为渤海稠油冷采井增储上产提供了新的技术思路和方向。

渤海蒸汽吞吐稠油油田出砂预测方法研究

渤海A油田采用蒸汽吞吐开发方式,地层埋深浅、易出砂,但对于注热条件下出砂机理认识不清,缺少出砂预测模型。为此,基于调研注热物理模拟实验,总结注热条件对防砂失效的影响规律,研究稠油油田热采井出砂机理。结合探井资料,采用经验法分析A油田出砂风险,考虑注热造成的岩石强度弱化、热应力效应以及循环注采造成的岩石损伤,建立了热采井多轮次蒸汽吞吐出砂预测模型,研究注热对出砂压差的影响。综合分析结果表明,循环注采造成的损伤主要发生在前几个轮次,并导致低强度储层段发生破坏,后续轮次的损伤速率较小且相对平稳。高温热蒸汽导致的强度损伤对出砂压差影响最大,其次是循环注采损伤,热应力效应影响最小。研究成果为该油田开发提供理论依据,并为海上类似稠油油田方案设计提供借鉴意义。