长庆油田第三采油厂注水系统的管理

从油田注水对原油采收率提高的影响分析出发,总结了目前采三注水系统存在的问题,并从注水系统的管理着手,利用先进的科学技术和设备,优化注水处理工艺,提高处理效率,强化注水系统的维护,从设备的管理到一线岗位员工操作要求的规范,利用先进工艺技术提高联合站采出水处理能力,增强注水系统工作效率,使注水水质达到企业注水标准,保持原油上产。

增韧水泥浆用于修补长庆油田采油三厂套损井

为修补破损的水泥环和套管,研制了以纤维材料和颗粒剂为主要材料的两种复合增韧剂CSDL-1和CSDL-2,给出了配方。将增韧剂掺入G级油井水泥,按水灰比0.44配制成两种增韧水泥浆,在80℃下其初凝时间分别为11-12小时和8-9小时,终凝时间分别为18小时和14小时,均可适当调整,在淡水和盐水中,在室温自由养护、60℃高压养护,三轴应力养护后的抗压强度均大于24 MPa,其胶结强度高,随温度升高（20-100℃）边疆增大。断裂面电镜照片表明纤维材料减缓了裂纹的扩展。介绍了用该增韧水泥浆成功修补两口套损井的情况。

长庆油田某采油厂集输管道内腐蚀原因及腐蚀机理

采用光学显微镜、扫描电镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射仪(XRD)等对长庆油田6个典型区块管道腐蚀失效的原因进行了分析,并对腐蚀机理进行了探讨。结果表明:6个典型区失效管道的组织为铁素体和少量的珠光体,元素分布均匀,化学成分符合20#钢的标准规定。1号、3号、4号、5号、6号典型区块腐蚀穿孔管节腐蚀产物的主要成分为铁的氧化物(Fe2O3、Fe3O4)。2号典型区块腐蚀穿孔管节腐蚀产物的主要成分为铁的氧化物(Fe2O3、Fe3O4)和铁的硫化物(FeS)。1号、4号、5号、6号典型区块管道主要发生了二氧化碳腐蚀。2号典型区块管道发生了二氧化碳和硫化氢腐蚀。3号典型区块管道发生了二氧化碳和氧腐蚀。

长庆油田池46联合站采油污水回注处理实验研究

针对中国石油长庆油田池46联合站采油污水含油量、悬浮物、硫化物、细菌含量高的特点,通过调整污水pH值,优选除硫剂种类及加药量、无机絮凝剂和有机絮凝剂种类、加药量及加药间隔,对采出水进行了回注处理研究。结果表明:当调节污水pH值为7.5、除硫剂加量为15 mg/L,聚合氯化铝加量为80 mg/L、阳离子聚丙烯酰胺加量为1.0 mg/L、絮凝剂与助凝剂的加药间隔时间为30到40 s时,处理后水悬浮物含量和含油量分别为0.9 mg/L和2.2 mg/L,平均腐蚀速率和细菌含量分别为0.014 5 mm/a和101个/L,达到油田回注水的水质标准。

水泥混凝土常用外加剂在长庆油田靖安油区的应用

外加剂作为一种补充物,可以在一定程度上增强水泥混凝土的特性,目前外加剂的应用非常普遍。尽管外加剂可以显著提高水泥混凝土的品质,但在使用过程中,必须严格按照相关规范和剂量进行操作,以防形成负面循环效应。

几种分层采油工艺技术在长庆油田的适应性

作为多层系叠合油藏实现高效多层开发的技术前提,分层采油技术主要应解决分层控制的实现方式以及多级封隔器坐封、解封问题,本文主要在此基础上对几种分层采油工艺技术在长庆油田的适应性进行分析。

中国石油企业跨国经营的思考

海外石油投资是一项具有战略意义的举措,我国石油企业海外投资业务目前正逐步发展,势头喜人。但由于我国海外石油投资业务起步较晚,与西方跨国石油公司相比还存在很大差距,如资金不足、收益过低、机制不灵活、人才短缺等。中国石油企业应采取更加积极主动的对策,进一步扩大对海外石油资源的开发与利用。

聚合物微球调驱技术在长庆油田的应用

针对长庆低渗透油田水驱开发中平面和纵向矛盾大,水驱效率低的问题,对合成聚合物微球进行了室内性能评价及现场试验。实验表明,初始平均粒径为305.7 nm的微球,在矿化度10×104mg/L的模拟污水中恒温(55℃)放置5 d后,微球的粒径增至4μm左右;放置20 d后,微球的形貌为类球形,经组织粉碎机高速剪切后,仍为类球形。用平均渗透率为425×10-3μm2填砂管进行封堵实验,封堵效率为93.6%,残余阻力系数为15.5。分两个阶段进行了6个试验井组的现场注入试验。试验后注水井出现了一定的压力上升,高含水井的液量、含水下降,低产井的产液量、产油量上升。

长庆油田地面工艺系统防腐技术研究与应用

随着油田含水不断上升与采出水回注区块不断扩大,地面管网腐蚀、结垢现象明显加剧,管线破漏频繁,普通内防腐或未进行内防腐的无缝钢管网使用寿命明显缩短(平均3年),管网更换工作量大,费用高,成为困扰老油田日常生产的主要问题。为了延长地面工艺系统管网(包括新增和在用)使用寿命,降低管网频繁更换费用,研究并应用了油田地面管线防腐蚀技术,以提高老油田地面管线的使用寿命。

低渗透油藏聚合物微球驱适应性研究——以长庆油田A区块为例

本文针对长庆油田A区块聚合物微球驱后油井生产动态进行归类分析,从油井类型、注入井剖面、微球粒径3个方面对聚合物微球驱适应性进行了分析。分析结果表明,聚合物微球驱对低渗透油藏适应性较好,其中孔隙裂缝型水淹井是其主要挖潜对象,同时注入井吸水状况及微球粒径是影响其效果发挥的关键因素,在进行聚合物微球方案设计时要充分考虑目标井、注入井地质特征及微球粒径与地层孔隙的匹配性,并采取相应措施有效规避其不利影响,为待选区块发挥聚合物微球驱最大效果提供保证。

数字化监控系统在采油三厂油田注水中的应用

实现油田注水系统生产过程的监控以及注水井自动控制,对建成节能、环保、运行效率高的智能化、数字化的油田注水系统有着重要意义。"注够水,注好水"是油田生产可持续发展的前提和保障,本文结合采油三厂数字化建设现状,提出搭建基于数字化平台的新型油田注水管理运行模式以适应采油三厂的快速发展。

基于安全可靠策略的长庆油田网络构建技术

为了提高企业网络应用的性能以及全网的可靠性,稳定性、安全性,长庆油田公司对于局域网进行了改造,就针对长庆油田公司网络建设需要,结合工程实践,对于改造中的整体网络构建技术进行了探讨,主要从网络拓扑的实现到关键技术的应用进行了分析论述。

长庆油田特低渗透油藏空气泡沫驱安全控制技术

空气泡沫驱具备气驱和泡沫驱的优点可边调边驱，目前在长庆油田三叠系油藏已取得较好的效果，但气窜见氧是影响试验效果和安全的主要原因。通过开展空气泡沫驱全过程安全节点分析，分析了注入方式、注入速度、气液比及泡沫体系对气窜的影响，明确从注入端到采出端的安全风险并制定对应措施；通过安装减氧装置、产出气含氧在线监测装置，配套高压注气井口及伴生气超压保护流程，形成低含氧、低风险、安全可控的工艺流程；开展产出物流体分析，明确了N2含量变化作为气窜预警指标，建立有效的预警监控体系，完善特低渗微裂缝油藏空气泡沫驱防气窜技术及地面监控预警技术体系，降低现场安全风险。为现场试验安全平稳顺利运行夯实基础，这对其他气驱提高采收率试验具有借鉴和指导意义。

加强油田企业采油厂消防安全的探讨

随着我国社会经济的飞速发展,油田企业的经济也得到很大程度的提高。在油田企业大规模的生产过程中,采油厂的消防安全问题成为了企业生存的必然环节。为了保证油田企业采油厂的日常稳定运行,安全工作成为了首要内容,企业的各级领导干部必须要重视采油厂生产的安全消防工作,做好各个岗位的安全预防措施,提高消防安全的管理水平。本文主要对采油厂的消防安全管理工作进行了介绍,指出了当前采油厂消防安全存在的问题,并针对这些问题提出应对的意见和建议。

不停井分层测压技术在长庆油田的应用与研究

当油田进入二次开发阶段,含水量日渐增多,给开采带来了更高的难度,油田开发已逐渐由厚油层向薄油层挖潜,从主力层向非主力层转向,不停井分层测压技术不但能够精确的计算出当前地层的表皮阻力、泡点压力及地层渗透率等参数,用以辨别油组之间的厚度及油层的连通性,判断是否分布稳定的隔层使之构成独立的压力、油水系统,从而为小层、单层划分提供依据,为下步低、特低渗透中、高含水油藏“二三结合”治理做好技术支撑。本文摘要主要介绍在生产状态下实现测分层压力的工艺技术,并着重阐述了该工艺技术的原理与特点,结合现场测试情况说明了工艺技术的方法与难点,并对几点经验认识进行了探讨。

长庆油田某单井管道弯头腐蚀原因分析

长庆油田某单井管道弯头存在严重腐蚀减薄现象。通过弯头壁厚测量、成分分析、腐蚀产物分析、弯头金相组织分析,证明弯头材质成分和金相组织满足20钢的要求,弯头腐蚀为二氧化碳腐蚀和冲刷腐蚀共同作用的结果。结合弯头的运行环境条件,进行了弯头的流体力学模拟,进一步确定了弯头腐蚀减薄原因。

砂砾岩岩相成因分类及扇三角洲沉积特征——以准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田五八区上乌尔禾组为例

准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田五八区上二叠统上乌尔禾组为一套陆源粗粒碎屑岩,其优势储集层沉积相类型,一直存在冲积扇、冲积扇—扇三角洲以及冲积扇—近岸水下扇—扇三角洲的争议。深入研究其岩相,有助于研究区的油气勘探与开发。综合岩心、岩石薄片、分析化验、测井和录井等资料,对该套地层的沉积特征进行了深入研究,结果表明,研究区上乌尔禾组沉积相并非冲积扇及其复合沉积体系,而是一套典型的扇三角洲沉积,发育有扇面河道、泥石流、水下分支河道等9种沉积微相。明确了岩相与沉积微相的关系,虽同属砂砾岩岩相,牵引流砂砾岩岩相的物性、含油性以及试油产能较重力流砂砾岩岩相好,为区内后期油气勘探开发提供了依据。

克拉玛依油田五2东区克上组扇三角洲储层构型分析

克拉玛依油田五2东区克上组油藏经过20多年注水开发，油水关系复杂，提高油田开发效果已成为急需解决的问题。基于扇三角洲沉积模式、特征及沉积微相岩、电特征分析，对研究区克上组扇三角洲平原及前缘亚相，按照复合分流河道、单期分流河道、单一辫状（水下）分流河道、单一辫状分流河道砂体等级次进行储层构型单元的识别与划分。结果表明，研究区克上组单期分流河道界面主要包括泥质夹层、钙质夹层和河道冲刷界面；单一辫状（水下）分流河道具有4种识别标志，分别为河道间溢岸及泥质沉积、河道砂体顶面高程差异、河道砂体厚度差异和河道砂体测井响应差异。进而确定研究区基于储层构型分析的沉积微相分布特征：扇三角洲平原亚相辫状分流河道微相的厚度多大于4m，宽度多大于300m，最大可达1500m；扇三角洲前缘亚相水下分流河道微相的宽度为100～740m，厚度为1～8m；心滩微相在扇三角洲平原亚相中占主体地位，呈土豆状、块状分布，厚度为3～9m，宽度为150～750m，长度为200～800m。综合分析储层构型单元及界面与剩余油饱和度模拟结果认为，研究区剩余油分布主要受储层构型单元、界面及构造因素综合控制，形成大量剩余油富集区。

长庆油房庄油田延长检泵周期的技术措施

针对影响油房庄油田检泵周期的因素进行了分析,提出了实施综合配套技术延长检泵周期,现场实施后产生良好经济效益,2009年检泵周期延长22天,创效益221.5万元。

智能分层采油技术在姬塬油田H油藏的应用

针对姬塬油田H油藏油层厚度大、层间干扰严重,传统分层采油工艺管柱复杂、进液控制阀开关易失灵等问题,为精准掌握注采两端小层对应关系,指导小层注采联动分析,在注入段已实现数字式精细小层分注的基础上,优化分层智能采油工具,由地面控制箱通过电缆发送指令调节井下配产工作筒工作状态,实现对单层产液的温度、管内、管外压力的测量,并利用无线远传GPRS信号,远程对数据进行实时监测,实现了智能分层采油技术在姬塬油田H油藏的推广应用。现场实践证明,智能分层采油技术不仅能有效判识上下两层的产能,筛选出最优潜力层生产,同时能够指导小层精准治理,对多层系油藏的开发具有一定借鉴意义。