油藏注采参数实时优化研究--以滨南油田滨2断块沙二段油藏为例

滨南油田滨2断块处于中采出程度、低采油速度和中高含水开发阶段,为了优化滨2块整体注采结构,提高区块最终采收率,在精细三维地质模型基础上,开展了历史拟合及剩余油分布规律研究和注采参数实时优化。根据基于Eclipse数值模拟软件的生产优化控制模型,利用优化算法和数值模拟完成了目标区块油水井动态调控参数的5年优化方案,对比基础方案,提高采出程度3.01%,效果良好。

基于物联网的采油厂智能化高效作业运行系统开发

为提高采油厂作业生产的时效性,实现全作业生产过程中数据共享、资源优化匹配和优化调度以及作业效果智能化考核,结合物联网、信息化和智能化等技术,采用B/S架构并利用C#语言开发了一套基于物联网的采油厂智能化高效作业运行系统。该系统利用Oracle 10g版本数据库软件构建数据库管理平台,设计开发相应的数据表结构,采用Dreamweaver、ASP.net实现动态网页的开发与后台数据处理程序的编制。现场应用结果表明,该系统实现了全作业生产过程信息的采集、监控和共享,具有资源的优化配置和调度以及作业效果智能化考核功能,提高了作业生产过程的时效性。

基于物联网的采油厂作业生产特车优化调度系统

为提高采油厂作业生产时效性和特车调度高效性,研发了一种基于物联网的采油厂作业生产特车优化调度系统。该系统利用在线网络、卫星定位系统和移动手持终端实时接收派车任务和车辆的信息,并通过开发一种静态和动态相结合的特车优化调度方法实现特车优化派车方案的自动生成。现场应用结果表明,该系统实现了特车信息实时管理、优化调度方案生成和下发等功能,可为采油厂作业生产特车调度提供辅助决策支持,提高了采油厂特车优化调度和作业生产的时效性。

HSE风险分类监督在采油厂的应用

中国石化胜利油田滨南采油厂作为胜利油田的一个二级原油生产单位，涉及采油、集输、井下作业、准备特车、监测电力、维修后勤等专业，所辖4级编制单位130余个，生产区域广、环节繁杂、HSE风险监控难度大。为强化HSE管理，自2008年采油厂陆续在二、三级设立了监督机构，

富含表面羟基的活性炭制备及其在电催化氧化垃圾渗滤液中的应用

为探究表面羟基对铁碳三维粒子电极电催化氧化性能的影响,采用5 g活性炭中KMnO_(4)用量15 g、用20 mL质量分数10%的H_(2) SO_(4)酸化、反应温度35℃、反应时间1 h的方法对市售活性炭进行氧化改性,并进行结构表征,发现改性活性炭相较于原始活性炭表面羟基量大大增加。然后将改性前后的活性炭制备成铁碳三维粒子电极,用于电催化氧化垃圾渗滤液。结果表明,在100 mL垃圾渗滤液中加入3 g电极、电催化氧化的反应温度50℃、电解电压8 V、O_(3)流量0.2 L/min、电磁搅拌转速600 r/min的条件下,反应30 min,改性活性炭制备的铁碳三维粒子电极比未改性活性炭制备的电极对垃圾渗滤液的总有机碳、氨氮降解率分别提升了26、20百分点。

优选化学降粘剂提升单家寺油田开发效益

单家寺油田相继开发的超稠油区块,原油粘度高、储层物性差。虽然通过采取使用亚临界锅炉提升注汽性能、优化转周、优选注汽参数、使用电加热设备等方法,收到了较好的开发效果,但随着新区块开发的不断深入,其开发、运行成本高,单井生产周期短、转周频繁的矛盾日趋明显。为进一步提高油井注汽成效、延长生产周期,取代油井电加热,最大程度地降低超稠油的生产成本,提高整体开发效益,单家寺油田综合利用了化学降粘剂,以提升油井采收率。

延长林樊家油田油井检泵周期

采用投加颗粒型固体缓蚀剂、油管阴极保护器、内衬油管+抗磨接箍、内通防偏磨接箍和直线电机治理偏磨等技术手段,林樊家油田油井检泵周期指标不断提高,措施27口井目前仍保持高效运行,已平均正常生产317 d,并且继续有效。与去年同期相比减少了油井作业20井次,减少作业费用100万元;共减少作业占井时间80 d,按每口井平均4.0 t/d计算,增加原油产量320 t,每吨原油按0.3万元计算,减去药剂费用9.0万元,提高经济效益187万元。

MEG环保泥浆在王庄油田强水敏储层的应用

王庄油田属强水敏储层,过去采用污染强、费用高的油基泥浆、强抑制泥浆,对周边环境影响较大,施工费用高。针对上述情况,在分析MEG(甲基葡萄糖苷)环保泥浆优势的基础上,通过实验室对比和现场应用对比,研究MEG泥浆的应用效果及其固化浸出液对环境的影响。结果表明,MEG钻井液固化浸出液满足GB 8978—1996《污水综合排放标准》的一级标准要求,固化泥浆池固化后对周边土壤环境影响不大,不影响作物的正常生长。

石化企业职业健康管理现状分析

1管理控制存在的难点和问题 1．1．1防控难度大石油石化行业是影响健康的高危行业，涉及到危险的有毒有害物质400多种，由于职业危害的涉及面广、接触人数众多，呈现出危害因素多、分布广、风险大的特点，防控难度很大。

油田水处理存在的主要问题与发展方向

站在油田的层面,对污水处理方面的现状及存在的问题进行了分析,并提出较为明确的攻关方向。因为各油田或区块的水质成分复杂、差异较大,处理后回注水的水质要求也不一样,所以处理工艺应有所选择。开发新工艺、应用新技术将成为油田污水处理发展的新方向。

采油躺井原因工况分析与对策

本文针对目前躺井是影响稳产的主要因素的问题，分析了造成油井躺井的工况原因，制定了加强生产单元的综合调整，改善地下生产环境，积极协调专项治理资金的投入，减少油井的多轮次维护作业等切合实际的提出了治理措施，提高了油井的采油时率。

一种求解低渗透油藏启动压力梯度的新方法

由于存在启动压力梯度,低渗透油层中流体渗流不遵循达西定律,属于非线性渗流。对长庆西峰油田不同渗透率岩心进行室内驱替实验,改变岩心两端压差测量流体通过岩心的流速,求得"压差-流量"关系曲线并进行回归,二次多项式拟合相关系数较高,为此,将渗流速度表示为驱动压力梯度的二次多项式,与考虑启动压力梯度的理论渗流速度公式结合,即得到求解低渗透油藏启动压力梯度的数学模型。由该模型分析,启动压力梯度的主要影响因素是驱动压力梯度和流体的流度,启动压力梯度与前者成正比关系,与后者成反比关系。利用启动压力梯度可以计算低渗透油藏非线性渗流条件下油井产量、极限注采井距等。

稠油油井幂律流体流动视黏度模型

与常规油井相比，稠油油井产出液黏度较高，致使生产过程中出现泵效较低、悬点载荷变化大和调参困难等问题。针对稠油抽油机井举升过程，选用胜利油田5口油井产出稠油，通过实验分析其在35～100℃温度下的流变性，用幂律模式回归稠油幂律指数与稠度系数随温度变化的经验计算公式。以非牛顿流体流变学理论和人工举升理论为基础，按照不同的流动规律，给出稠油油井从地层到井口垂直井筒流动的运动方程和边界条件，并对其进行求解，最终得到视黏度模型。应用结果表明，该模型能够提高设计结果的精度，为稠油油井的优化设计及参数调整提供理论参考。

DL-1型堵漏封窜剂及其应用

堵漏封窜剂DL 1为水硬性硅酸钙矿物粉 (KW 1)、膨胀剂和缓凝剂配成的水基浆液。 3组分的质量比为 95～ 96∶1.2～ 2 .0∶2 .0～ 2 .4。在室内考察了DL 1粉料与水的质量比 (粉水比 )为 1∶0 .6 5和 1∶1的两种浆液在 6 5℃ ,80℃或 75℃ (岩心实验温度 )下的应用性能 ,结果如下 :室温静置 0 .5～ 2h析水率 1% (粉水比 1∶0 .6 5 )和 5 % (1∶1) ;初凝时间 8～ 13h ,终凝时间 16～ 2 0h ;DL 1浆料固结体 3d和 7d抗压强度 4.2～ 4.7MPa ;DL 1固结充填砂岩心水相突破压力 3.4～ 3.5MPa ,水相渗透率 10 .6× 10 -3 和 12 .9× 10 -3 μm2 ;DL 1对岩心的堵塞率 >93%。堵漏封窜剂DL 1已在胜利油田滨南油区多口井上用于封堵套管漏失和管外窜槽 ,效果良好。

单家寺稠油降粘剂SJ及其O/W型乳状液流变性研究

报道了乳化降粘剂SJ对单家寺稠油的乳化降粘作用。SJ为含少量无机碱和盐的石油磺酸盐、非离子表面活性剂的混合物 ,在 30 0℃、3.4 5MPa下热处理 2 4h后使用。实验油样为单家寺一口井所产超稠油 ,含胶质 31.9% ,含沥青质 9.1% ,酸值 1.83mgKOH/g油 ,5 0℃、1.2s-1粘度 6 3.4Pa·s。水样为该油田采出水 ,矿化度 19.5 g/L。在大范围内变化SJ加量和油水体积比 ,求得乳化剂在水中的最佳加量为 0 .3%～ 0 .5 % ,最佳油水比为 80∶2 0～70∶30 ,所得O/W型稠油乳状液 5 0℃、1.2s-1下的粘度为 4 2 0～ 180mPa·s,在 5 0℃放置 90min后脱水率 >92 %。SJ的乳化降粘性能和形成的乳状液稳定性均符合稠油生产要求。在 6 0℃、剪切速率 5 0～ 12 0 0s-1范围考察了SJ用量 0 .3%、油水比 80∶2 0～ 2 0∶80的 5个O/W乳状液的粘度 剪切速率关系 ,发现乳状液的粘度均随剪切速率增大而减小 ,在剪切速率 >10 0 0s-1后不再变化 ,但假塑性随油水比减小而减小。在 30～ 70℃范围乳状液流变性变化规律相似。图 1表 2参

薄层稠油油藏蒸汽吞吐转热水驱的选区新方法

胜利油田郑364块稠油油藏由于层薄、油稠的特点,部分油藏进行蒸汽驱具有较大风险性。随着蒸汽吞吐轮次的增加,近井地带含油饱和度不断降低,开发效果变差。研究在稠油油藏注蒸汽开发以及转热水驱开发机理分析基础上,利用物理模拟研究了稠油油藏注蒸汽开发后转不同温度热水驱的驱油效率。通过对郑364块稠油油藏储层物性的分析,建立反映该稠油油藏特征的数值模拟模型。对其注蒸汽转热水驱的可行性进行了筛选研究。建立了考虑油藏渗透率、有效厚度和剩余油可动储量丰度的蒸汽吞吐后转热水驱筛选区块的新方法。该方法可针对薄层稠油油藏注蒸汽开发后是否能够转热水驱进行筛选分析。

敏感性稠油藏防膨注水开发的前期研究与实践

郑408块沙三上砂岩稠油油藏弱水敏,中等碱敏,弱速敏,弱酸敏,弱盐敏,供液已严重不足,需补充油层能量。地层水CaCl2型,矿化度20g/L。筛选了一种粘土稳定剂OCP 02,50℃时在地层岩心中注入1PV的2%～10%OCP 2溶液后用蒸馏水驱替时,渗透率保留率高达96%～99%。选择同为CaCl2型、矿化度19g/L的王庄潜山地层水为注入水源。岩心流动实验结果表明,在50℃下注入潜山水25PV时岩心渗透率下降达63 2%;注入2%OCP 02溶液1PV后再注200PV潜山水,渗透率下降仅6 3%;1PV的2%OCP 02溶液与200PV潜山水交替注入可使岩心渗透率大体维持恒定;在潜山水中加入0 01%OCP 02连续注入300PV后渗透率下降不到10%。选定的最佳防膨注水方案为:用2%OCP 02溶认处理近井地带,连续注入含0 01%OCP 02的潜山水,控制注水流量小于速敏下限(3 21m3/d·m),每注完300PV后用2%OCP 02溶液强化处理一次。这一防膨注水开发方案已投入现场试验和应用,初期注入压力为3～5MPa,2 5～2 0年后为9 0～9 5MPa,油井产液量、产油量、动液面上升,含水下降,开采速度增大。图3表5参5。

蒸汽吞吐后期提高采收率技术筛选研究

针对稠油油藏蒸汽吞吐后期汽窜严重的现象,开展了蒸汽泡沫调驱的室内实验研究,绘制了吞吐后期提高采收率措施选择图版。利用数值模拟技术,对埕南91块超稠油田进行了提高采收率措施优选,优选结果与图版法得到的结果相同,证明了图版的正确性,为类似稠油油藏提高采收率方法的选择提供了借鉴。

抽油机井偏磨机理及防治措施

随着油田开发时间的延长,抽油井的井况会发生变化,抽油井偏磨现象日益突出。本文结合滨采一矿抽油井偏磨现状,分析了造成抽油机井杆管偏磨的原因及影响因素,介绍了偏磨井治理配套技术,提出了下一步防偏磨治理工艺的思路。