孤东油田聚合物驱工业化应用的主要做法及效果

在1994年开展的工业性聚合物驱试验取得成功经验的基础上,孤东油田于1997年投入聚合物驱工业化应用,对聚合物驱油理论和实践进行了探索,提出了“一井一制”等聚合物注入新方法,对注入工艺等进行了配套优化,形成了新的思路和成熟的聚合物驱配套技术。随着聚合物驱规模的逐年扩大,年增油量和累积增油量逐年增加,到2005年底累积增油量为234.7×108t,为孤东油田的持续稳产提供了重要的技术支撑。

孤东油田六区西北部聚合物驱转二元复合驱研究

针对胜利油区孤东油田六区西北部的特点,在前期孤东油田七区先导试验基础上,进行了驱油体系配方优化设计和方案优化研究,并编制了矿场实施方案。通过对该方案进行跟踪研究,系统总结了二元复合驱矿场动态见效特征,并对其影响因素进行了分析。二元复合驱后,注入压力呈先升后略降再升的趋势,吸聚剖面得到持续改善,单元阻力系数明显上升,增油幅度大、速度快,原油物性趋势表现为先降后增再降的特点,二元复合驱降水增油效果明显优于聚合物驱。单井之间见效效果主要受注入状况和油藏非均质性的影响。综合分析认为聚合物驱转二元复合驱是有效的,可为其他地区方案实施提供借鉴。

孤东油田九区稠油油藏化学蒸汽驱提高采收率技术

稠油油藏在经历了蒸汽吞吐和蒸汽驱开发后，随着注蒸汽井吞吐次数和开采时间的增加，产量递减快、汽窜严重等现象成为开发中后期面临的共性问题，同时也严重制约了该类油藏采收率的大幅提高。化学蒸汽驱在注入蒸汽或热水的同时，加入泡沫体系，利用泡沫体系“堵水不堵油”和“堵低更堵高”的特点，改变注入介质的流动方向，抑制蒸汽超覆和汽窜，补充地层能量，可达到提高稠油油藏采收率和经济效益的目的。根据数值模拟研究和开发实际，设计了孤东油田九区化学蒸汽驱注采参数：泡沫驱后平均注汽速度为3．9t／h，采注比为1．3，泡沫剂质量分数为0．5％，段塞长度为氮气与泡沫剂段塞注30d停60d，在整个过程中蒸汽连续注入。研究结果表明，与未调整的老井相比，调整后泡沫辅助蒸汽驱可生产11a，新增产能为1．15×10^4t，提高采收率为14．63％。

孤东油田北部地区低阻油层研究与挖潜

孤东油田北部地区馆下段和东营组低阻油层的测井响应特征主要表现为电阻率低、感应电导率高,利用传统方法进行测井解释时,低阻油层往往被解释为水层或含油水层而被漏掉。通过对低阻油层的成因分析,利用钻井、测井、取心、试油试采及生产动态等数据,在地质条件约束下,动静态相结合建立了测井评价模型,确立了低阻油层的电性界限,有效地提高了对低阻油层的识别能力,在老井挖潜中取得了较好效果。

孤东油田七区中开发现状及稳产措施分析

孤东油田七区中在经过多年高速开发后，采出程度高，措施效果逐年下降，油层非均质性严重，层间矛盾日益突出，产量递减速度快，稳产难度大。针对目前的开发现状及存在的问题，以完善注采井网为基础，精细措施挖潜，狠抓水井治理，优化注采结构，促进了单元良性开发。

采油厂内部控制管理现状存在问题及其对策

众所周知,完善合理的内部控制是现代企业加强管理、提高效率、实现既定经营目标的必要条件。就本单位来说加快完善内控制度,既是国有资产保值增值的要求,也是防止违规违纪行为发生的内在需求,本文通过对本单位内部控制现状的分析,揭示当前内控存在的问题,并提出进一步加强和完善内部控制的对策,希望对企业提质增效有所帮助。

稠油双管采油技术动力学模型研究及应用

双管采油举升工艺技术通过独立的采出液流出通道,降低杆液粘滞阻力,实现常规稠油的有效举升,但在系统理论模型及配套优化手段上的欠缺是制约该技术进一步推广的关键瓶颈。利用室内流变性试验和人工神经网络理论,建立了流动环境下的油水混合溶液流变性模型;同时利用幂律流体流动力学及常规举升工艺作用过程动力学模型,推导了双管系统下的压力场、温度场、流体流动场的动力学模型;结合双管系统工作原理的系统研究,利用节点分析理论建立了双管采油系统工作过程中各模型间的耦合动力学数学模型,并推导了其数值解,最终研发了双管举升工艺参数优化设计软件。现场应用表明:建立的系统理论及优化设计手段计算误差<5%,可有效促进该工艺技术在油田的进一步推广。

浅议采油企业的成本管理

采油成本管理的目的是以最低的成本投入生产出尽量多的油气产品,获取最大的经济效益。文章从采油企业成本管理的影响因素入手,展开分析,找出问题所在,并对症下药,提出了采油成本管理的途径。

油田配电网损耗影响因素仿真分析

油田配电网大多呈辐射状且分支较多,拓扑结构复杂,而且采油设备运行具有周期往复运行的特点,线路潮流存在一定的波动性,导致网损率普遍高于公用配电网。本文结合具体油田配电网拓扑结构与设备参数,并考虑油田负荷运行特点,系统分析了功率因数、电压等级、线路老化、变压器型号等因素对于网络损耗的影响机理;结合实际情况,基于Matlab建模仿真对比分析了针对不同影响因素的降损措施节能空间。为准确掌握油田配电网的网损影响主控因素并实施科学有效的降损措施,提供了理论支撑。

抽油机变频控制柜在采油管理中的应用

油井变频技术的原理是结合信息技术、模糊控制技术、计算机技术、变频调速技术、传感器技术等现代高新技术,针对抽油机运行特点应用的,使得油田开发过程中的抽油机能耗控制得到根本的改善。利用变频调速技术,通过传感器技术实现模糊控制,使机械采油的效率在运行过程中始终保持在最佳状态,有效杜绝了设备的空耗,从而实现了节能的目的。同时变频技术的利用使抽油机实现了软启动,设备选型更加合理,取得较大的社会效益和经济效益。

油田井场变压器接地方式及接地参数对防雷效果的影响分析

井场变压器是油田供电系统中的关键设备,因多数分布在野外,易遭受雷击而损坏。本文先介绍了井场变压器防雷的基本措施,然后重点分析了单独接地和"三点共地"接地方式对防雷效果的影响,并依据理论计算阐述了接地引下线电感值和接地电阻值等参数对雷击过电压的影响,得到了井场变压器应采用"三点共地"接地方式,缩短接地引下线以及杜绝"绕杆"现象的结论。最后,通过仿真证明了结论的正确性。

高压充填工艺技术在疏松砂岩油田的应用

介绍了高压充填工艺及其应用情况,提出了高压充填过程中的砂体状态模式。经应用表明,该工艺能够较好地解决疏松砂岩油田的地层亏空问题,防砂成功率高,有效期长,能够适合油井各个阶段的防砂。

粘弹性表面活性剂自转向酸酸岩反应动力学研究

酸岩反应动力学参数对酸化施工的方案设计具有重要的指导意义。粘弹性表面活性剂自转向酸具有剪切稀释效应,为幂律流体的典型特征。在8 MPa和80℃条件下进行旋转圆盘实验研究酸岩反应动力学,时间限定为5min,测量不同转速下的酸岩反应速率。在实验条件下得到反应动力学方程,绘制酸岩反应临界转速图版,并以此判断实验条件下反应处于H^+传质控制阶段。不同酸浓度下H^+有效传质系数与温度的关系不符合阿伦尼乌斯方程。当体系温度较低时,酸岩反应速率随温度的升高缓慢增加;当体系温度大干60℃时,反应速率迅速增加,这与体系本身的粘温性质有关。

沾化凹陷断层活动性及其叠合特征

运用断层活动速率法,对沾化凹陷断层活动性进行了详细分析。结果表明,北西向断层均经历了逆冲和拉张反转过程,且自西向东活动强度逐渐增强,停止活动时间逐渐变晚;北北东向断层活动于孔店组沉积初期,在沙三段和沙一段沉积时期活动最为强烈,在明化镇组沉积时期基本消亡;东西向断层活动于沙四段—沙三段沉积时期,在沙三段、沙一段沉积时期活动最为强烈,在馆陶组沉积时期开始消亡。依据断裂活动特征,将该区断裂划分为印支期、燕山早期、燕山中晚期、燕山—喜马拉雅过渡期、喜马拉雅早中期和喜马拉雅晚期6个期次,其中在印支期和燕山期以西北断裂发育为特征,在喜马拉雅期断裂体系以北北东向和东西向为主。

高精度管道泄漏监测报警定位系统及应用

高精度管道泄漏监测报警定位系统是基于管理中心平台上集成了次声波泄漏监测定位技术、最新的卫星定位技术和通信技术为一体的管道泄漏监测系统。通过在孤东采油厂原油外输线的研发应用,能够准确的监测到原油管线盗油事件。

海底油气管道泄漏的原因及防范

随着全球油气工业正在向海洋进军,人类钻井足迹从陆地延伸到海洋,茫茫大海中出现越来越多的油气钻井平台,犹如洒在蔚蓝海面的点点星光。海底蜿蜒曲折的油气管道,成为全球能源运输动脉的重要组成部分。与此同时,随着海底油气管道不断延伸变长,海底油气管道破裂泄漏的风险也悄然增加,成为海洋溢油事故的原因之一,防范海底油气管道的泄漏已成当务之急。与传统碰撞或触礁导致油轮泄漏、钻采平台操作失误或部件老化等原因引发的溢油事故相比,海底油气管道破裂在行为模式、影响范围、修复周期等方面都有明显不同,因此应对策略和预防措施也必须加以调整。

防范海底油气管道的泄漏成当务之急

介绍了海底油气管道铺设特点,分析了海底管道破裂的原因主要是第三方损害,其次还有物理损伤、机械损伤、管线材质缺损、材料疲劳和管线内外表面腐蚀、不可抗力和外界条件变化等。提出了海底管道泄漏的有效预防措施,主要包括预防第三方损害和管线腐蚀、提高泄漏检测和监测能力、制定应急响应计划、鼓励公众参与、迅速实施应急响应计划等五部分。

高精度泄漏监测报警定位系统在管道中的应用

中石化胜利油田孤东采油厂原油外输管线为Ф426mm×4．5mm，材质为普通碳钢，起点为1#联合站，终点为孤岛首站。1988年建成投产，全长27km，目前日输油量7000t，投产已达20年，管线腐蚀严重。

弱挥发性黑油油藏注水及注气开发效果研究

Plutonio油田为原油性质较好、地饱压差较小的弱挥发性黑油油藏,人工注入流体、保持地层压力开采是此类油藏提高采收率的重要手段。正确分析油藏注采平衡状况,认识不同注入流体的驱油效果,有利于及时调整注入量,达到提高开发效果和采收率的目的。通过注采比及地层能量分析,认为该油田O72油藏和O73油藏之间有流体交流及能量补充; 相对渗透率曲线及数值模拟研究表明,该油田水驱油效率比气驱油效率高15%～23.1%; 剩余油研究也表明,水驱油效率高于气驱,但气驱波及范围大于水驱。实际生产中采取同时注水、注气的开采方式,投产3a,2个油藏的采出程度分别达到18.5%和10.9%,采油速度达到3.3%～5.5%,获得了较好的开采效果。

二元复合驱后续水驱注采技术调整研究

孤东油田七区西5·-6’二元复合先导驱于2003年9月开始正式注聚，2010年1月全部停注聚，转入后续水驱，目前已进入后续水驱开发阶段。转后续水驱后含水回返快，平面、层间矛盾进一步加剧，产量递减速度快，稳产难度大。因此加大二元复合驱后续水驱注采技术调整研究，努力控制后续水驱含水上升速度，取得了一定的效果，促进了单元稳产，改善了单元开发效果。