中原油田水平井水力喷射压裂技术研究及应用

根据中原油田深层低渗油藏具有油藏类型多,构造复杂、断块小,低渗、非均质性强的特点,开展了水平井技术研究,从水平井压裂选井选段、水平井水力喷射分段压裂机理、水力喷砂射孔参数优化设计、水力喷砂射孔分段压裂工艺等几方面进行了研究并在现场进行了试验。现场应用5口井,成功率100%,开抽2口井,有效率100%,增产效果良好。为中原油田其他区块深层高压低渗油气藏水平井压裂改造工艺的实施奠定了基础。

中原油田化学堵水调剖技术的发展历程与发展方向探讨

综述包括以下论题。①中原油田化学调剖堵水技术发展历程,包括引进、开发、推广应用、改进提高4个阶段。②注水井调剖剂(表列3大类13种)和油井堵水剂(表列10种)的开发、应用,包括示踪剂、找水、PI决策、数值模拟的主要配套技术。③1991～2002年历年注水井调剖作业和油井堵水作业效果及其分析。④存在的问题。⑤发展方向。表4参4。

抽油机减载器在中原油田的应用

本文介绍了中原油田的一种新型采油配套工具——抽油机减载器,并对其结构特点、工作原理、主要技术参数、使用要求、现场应用等进行了详细介绍。该减载器应用两个不等径活塞(一个为Ф44mm,另一个为Ф70mm)上下受力的不同,由这个压力差所产生的力作用于减载器减载活塞的下端面,使其产生一个向上的举升力,从而达到了减轻抽油机驴头载荷之目的;该减载器充分利用液压原理,达到减轻杆柱、驴头载荷,设计原理新颖,矿场应用表明其可明显改善深抽效果。

国外清洁压裂液的研究进展

粘弹性表面活性剂 (VES)基压裂液 (又称为清洁压裂液 (ClearFRAC) )的使用改变了传统聚合物压裂液对支撑剂的输送方式 ,可以消除残余聚合物对支撑剂充填层的堵塞 ,并能提高充填层的导流能力。总结和回顾了目前国内现有的压裂液体系及存在的问题 ,对国外清洁压裂液的研究状况、理论基础、研究进展及井场应用情况进行了综述。井场应用结果及与瓜胶压裂液体系组分对比表明 :清洁压裂液性能优于聚合物压裂液 ,具有高效、低伤害、配制简单的特点。

无聚合物清洁压裂液的实验室研究

在合成长链脂肪酸衍生的甜菜碱表面活性剂的基础上 ,研究了用该表面活性剂作为无聚合物清洁压裂液的黏性行为。重点研究了该表面活性剂及压裂液黏度与质量分数、盐含量、pH值和温度的关系 ,以及压裂液的破胶性能等。实验结果表明 :该甜菜碱水溶液具有黏弹性 ,将w(甜菜碱 ) =2 %的水溶液加入w(KCl) =6 %的水溶液 ,在 10 0r/min的转速下其表观黏度达 35mPa·s;遇见烃类物质后 ,甜菜碱水溶液黏度迅速降为低于 5mPa·s。该溶液最佳适用条件 :pH=7～ 8,适用温度在 2 0～ 5

强非均质性油藏空气泡沫调驱先导试验——以胡状集油田胡12断块为例

强非均质性油藏注水开发后形成优势渗流通道,综合含水率高达98%以上。为提高该类油藏的采收率,在胡状集油田胡12断块开展了空气泡沫调驱先导试验。室内实验结果表明,空气泡沫体系不但能够与原油发生低温氧化反应,而且能够封堵优势渗流通道,提高最终采收率。现场实施空气泡沫调驱后,注入井注入压力提高了78%,5个月油井未见气体产出,水线推进速度大大减缓,试验井组的综合含水率下降了3.4%,产油量增加了38.5%。实践证实,在严重非均质性油藏特高含水开发期,空气泡沫调驱是封堵优势渗流通道、恢复地层能量、降低含水率和提高采收率的有效手段。

深层气藏采收率计算及提高采收率对策研究

目前 ,国内外广泛用于预测气藏采收率的方法主要有物质平衡法、产量递减法、数值模拟法、经验取值法等 8种方法。由于白庙气田沙三3- 4 气藏埋藏深 ,构造复杂 ,储层物性差 ,井底积液 ,气藏采收率研究难度大 ,因此 ,研究气藏储气砂体的连通率和单井控制储量 ,选择适合气藏特点的一种或几种方法确定气藏采收率 ,使其更反映气藏实际。提出的深层气藏提高采收率的相应对策 。

数字油田与现代企业管理

数字地球是计算机技术、互联网技术和虚拟现实技术等联合框架上以地球为参照系的多学科融汇 ,是“国家可持续发展和自主创新的必然依托。数字油田系统的实施 ,将导致石油企业业务和信息流程的重组 ,这对我国油井的现有管理模式来讲无疑是一场革命 ,同时也正是一次机遇 ,我国石油工业的油田管理水平必将由此全面提高。

MMH钻井液体系防塌防漏效果室内研究

针对中原油田勘探开发过程中易坍塌、漏失的复杂井段 ,提出用“安全窗口”新观念来分析其受力状态 ,以利于研究安全生产的有效措施。依据MMH防塌防漏机理 ,借助OFI - 170 - 5 0高温高压动失水仪、改型API堵漏仪等仪器 ,分析了MMH钻井液体系的防塌防漏效果 ,为现场安全生产提供了一定的理论根据。

白家海凸起-阜北斜坡区三工河组一段古地貌研究

白家海凸起-阜北斜坡区大范围三工河组沉积厚度基本稳定,物源充足,砂体规模较大,通过沉积层的残余厚度的镜像来反映三工河组一段的古地貌。对该目的层古地貌研究发现,盆地沉积时期古地貌的形态和物源区的分布,控制着沉积体系的空间配置和盆地的充填方式。古地貌在一定程度上控制了沉积相的展布,影响了沉积的形态特征、砂体展布特征等,进而对油气藏的形成和分布起主导控制作用。通过古地貌并结合井资料识别出了C44井—B3井—C32井泥质条带。通过古地貌分析,发现古地貌的沉积坡折具有很好的控砂作用。

濮67块特低渗油藏注入水的水处理技术研究

濮城油田濮67块属特低渗油藏,对注入水的水质要求高。针对现有水处理技术不能满足其注入水要求的具体情况,提出了一种新型水处理技术--清洁生产资源化水处理技术。室内研究表明,采用该技术并适当调控污水pH值,结合精细过滤,可将濮-联含油污水处理为特低渗油藏用合格注入水。

特低渗油藏水处理技术研究

针对中原油田濮 6 7块特低渗油藏 ,其对注水水质要求高 ,而现有水处理技术又不能满足其注水要求的情况 ,提出了一种新型含油污水处理技术———“清洁生产资源化水处理技术”。室内研究表明 ,采用该新技术适当调控污水pH值 ,并结合精细过滤技术 ,可使濮一联含油污水处理为特低渗油藏合格注入水。

中原新型节能潜油电动机的开发和应用

为解决电潜泵井生产过程中能耗大、采油成本高等问题,研制出新型节能潜油电动机。介绍了新型节能电动机研制的技术依据、技术路线、技术关键,以及优化设计结果和节能效果分析。与中原统图电动机相比,其运行电流平均降低45.2％,功率和功率因数平均提高4.53％和3.72％,电缆节能达68.3％。现场应用表明,新型节能潜油电动机具有降低电潜泵井系统能耗、节约电网容量、延长电潜泵机组使用寿命和检泵周期、减少作业与维修费用、增加油井产量等特点,其推广应用将对油田的增油降耗起重要作用。

西非深水油田开发用的混合结构作业平台

混合结构作业平台是针对西非远海油田特定的工况提出来的 ,这种作业平台由常规的张力腿平台 (TLP)和具有浮式采油、存储和卸油功能的作业船两部分组成。ABB公司为西非远海油田开发的延伸张力腿平台 (ETLP)主体由 4根垂直支柱构成 ,矩形浮筒与位于水下支柱的下方连接 ,支柱顶部与平台主体构成甲板 ,支承安装于平台甲板上的钻井系统、采油设备和生活区 ,与常规TLP相比 ,其质量减轻 4 0 % 。

油田开发后油水界面的综合评价

油田进入开发后，如何利用钻井资料确定原始油水界面和动油水界面，是油田开发中面临的实际问题。通过多种方法，综合多项资料，充分利用钻完井、测井、录井以及先进的钻井工具对原始油水界面和动油水界面进行准确界定，解决了开发中的实际问题。利用研究成果指导油田开发，落实了油藏的储量规模，优化了油藏方案部署，提高了油藏整体开发水平，取得了良好的油藏开发效果。

羟丙基香豆胶-有机锆交联冻胶压裂液的性能

实验研究了香豆胶与环氧丙烷在碱催化下反应生成的羟丙基香豆胶的表面活性及其与有机锆生成的耐热剪切的冻胶压裂液的应用性能。羟丙基香豆胶具有弱表面活性，水溶液浓度由0．1％增至0．6％时，表面张力和界面张力略为降低，分别由65．3l降至58．22mN／m，由24．79降至18．35mN／m。当交联比在100：0．2～100：0．5时或pH值在9．0～10．0时，形成的羟丙基香豆胶／锆冻胶黏度高（≥300mPa·s），有弹性，热剪切稳定性好。交联比100：0．4的0．7％羟丙基香豆胶／锆冻胶在130～160℃下均为假塑性流体，n值在0．396～0．425范围。在150℃和160℃高温下，该冻胶连续剪切（170s^-1）120min，仍保有较高黏度（～125和～95mPa·s），滤失量和滤失速率较小．控制液体滤失能力较好。该冻胶抗盐钙性能好．加入5．0％、6．0％KCl时，25℃表观黏度（412mPa·s）保持率分别为90．3％、76．2％，加入0．4、0．5．0．6g／L CaCl2时分别为87．9％、75．5％、53．2％。加入过硫酸铵的冻胶在150℃或160℃放置20h以上可完全破胶。图2表6参9。

LNG资源和LNG贸易介绍

近来,世界石油价格不断攀升,而天然气远距离跨海域管输又受到诸多方面的限制,这就促进了LNG贸易的迅速增长。随着我国广东LNG接收站工程和福建LNG项目的实施,国内LNG接收站工程将逐渐增多。为此,分析世界LNG生产线项目的建设和发展状况、LNG贸易方式,将有利于国内LNG接收站工程选择合适的资源和贸易方式。文章在详细介绍了距我国较近的LNG资源地的基础上,阐述了国内LNG接收站工程应基于供气安全性高、价格合理、运距近的选择原则;分析了世界LNG的定价原则,特别提到了澳大利亚LNG项目采用的S曲线计算公式;此外还介绍了目前世界上通常用于LNG贸易的离岸价(FOB)和船上交货(DES)和两种方式,并对比了FOB和DES两种方式的优缺点。

应用断裂力学理论建立油气井压裂时岩石破裂压力计算模型

考虑地层岩石存在天然微裂隙这一客观事实,运用断裂力学理论建立了地应力与压裂液共同作用时地层裂隙的应力强度因子表达式;根据断裂判据,推得了地层破裂压力计算模型;并对某油田几口井进行了实算与电算对比.结果表明,运用断裂理论建立的破裂压力计算模型由于考虑了裂隙的存在,与地层的实际更为吻合,因而准确性更高,适用范围更广.其计算结果与现场实测值更为接近,从而也验证了模型的可靠性.

文88块天然气驱中的气体示踪剂监测技术

文88块是利用天然气驱开发的一个典型的异常高压低渗油藏。2006年3月开始在文88-15井、文88-25井2口井注气,为了跟踪和评价气驱井组的动态情况,认识注入井与生产井的受效关系,研发了井间气体示踪剂监测技术,包括气体示踪剂预处理装置,注入设备,气体示踪剂种类、注入工艺及注入量的确定,目前已成功应用于该2井组。文88-25井注气体示踪剂QT-1后,在对应3口生产井连续取气样99天,文88-15井注气体示踪剂QT-2后,在对应2口生产井连续取样152天,由气样分析数据及井参数计算得到突破时间、峰值时间、推进速度、波及面积和体积及高渗带厚度比例系数等参数,据此讨论了各注采井间的连通关系。利用一种示踪剂解释软件,通过地质建模,得到了5口生产井的示踪剂产出拟合曲线,与实测曲线相比,相关性尚好。图5表1参2。

稠油降粘剂HP在塔河S66井的应用

报道了乳化降粘剂HP用于塔河油田S6 6井稠油开采的现场试验结果并作了分析。HP的主剂为改性酚醚表面活性剂 ,复配以表面张力改进剂和抗盐聚合物 ,在 80℃下可抗耐矿化离子的浓度高达 2 .2 6× 10 5mg/L(包括Ca2 + +Mg2 + 4 .3× 10 3 mg/L)。S6 6井原油基本不含水 ,含气一般～ 10 % ,5 0℃粘度 9.2Pa·s。该井用掺稀油工艺生产 ,产液量由泵排量决定 ,为～ 6 6m3 /d。在为时 2 2d的现场试验中 ,用矿化度 5 .6× 10 4mg/L、含Ca2 + +Mg2 +4 .3× 10 3 mg/L的井水配制的浓度 4 75 0～ 6 0 0 0m/L的HP溶液从环空连续注入井内 ,油水体积比逐渐由 6 0∶4 0变为 70∶30 ,HP加量以总液量计由 2 2 0 0mg/kg逐渐降至 14 0 0mg/kg。HP加量在 2 2 0 0～ 16 0 0mg/kg范围时 ,产出的O/W乳状液 35～ 36℃下的粘度为 17.5～ 2 0 .0mPa·s ,而掺稀油时产出原油的粘度为 30 0mPa·s。当油水比由 6 0∶4 0变为 70∶30时 ,稠油、气、水的产出量分别由 35 .6t/d ,3.96m3 /d ,2 6 .4t/d变至 4 1.6t/d ,4 .6 2m3 /d ,19.8t/d。在采用掺稀油工艺时 ,稠油和气产出量分别为 2 9.7t/d和 3.30m3 /d ,回采稀油量为 33.0t/d。在现场试验中井口油压略升并大体维持稳定 ,对产生这一现象的原因作了分析。图 1表 3参 1。