长庆油田庆二联采油污水回注处理研究

为了提高庆二联采油污水回注效率,并确保其达标回注,针对其含油量、悬浮物、硫化物、细菌含量高的特点,应用化学氧化/絮凝处理方法,通过对pH值、除硫剂种类及加药量、无机絮凝剂和有机絮凝剂种类、加药量及加药时间间隔的优选,对采出水进行了回注处理研究.结果表明:当pH值为7.5、除硫剂质量浓度为60mg/L、无机絮凝剂质量浓度为100mg/L、有机絮凝剂质量浓度为1.5mg/L、加药时间间隔为30s时,处理后水悬浮物质量浓度和含油质量浓度分别为1.98mg/L和4.65mg/L,平均腐蚀速率和细菌含量分别为0.0128mm/a和101个/mL,达到油田回注水的水质标准.

几种分层采油工艺技术在长庆油田的适应性分析

在对国内外分层采油工艺技术综合性分析评价基础上,确立了适应长庆油田一套井网多层系开采的分层采油工艺技术,即分采泵分层采油工艺技术,该技术2010年在现场开展了16口井的评价试验,先后有11口井显示出一定的分采效果,为下步长庆油田配套分层采油工艺研究和应用推广奠定了基础。

长庆油田机械抽油系统机、杆、泵使用现状及存在问题和对策

长庆油田属于典型的低渗、低产油田,其开发基本采用定向井、丛式井组方式,油井全部采用机械采油方式生产,因此长庆油田在抽油机、抽油杆、抽油泵的使用方面存在一些特殊性。文章结合现场生产数据、根据经验及相关理论,从机、杆、泵的型号、技术参数、尺寸、性能等方面,阐述了长庆油田使用这些采油机具进行采油的现状、存在的问题和对策,对特种泵的需求也进行了论述。

水力喷射定向钻孔技术在长庆油田的试验与初步认识

对于低渗油田，采用水力喷射定向钻孔技术可以松弛近井地层，清洗堵塞渗流通道。从而改变近井地带的应力分布和减小渗流阻力，提高低渗地层渗透率，克服钻井污染带的影响，是开发低渗透油藏和增产增注的有效方法。本文介绍了该技术在国内外的应用现状，并对2007年在长庆油田开展的5口试验井应用效果进行了初步分析，得到几点认识，并提出了该技术在长庆油田的应用前景，旨在为下步更好的开展该项工作提供借鉴。

长庆油田侏罗系区块合理生产压差确定

长庆油田里151区为边底水油藏处于开发初期,平面开发矛盾突出(采液强度分布不均、生产压差分布不均),但又缺乏对其评价的标准这一现状,以边底水油藏生产开采机理理论为指导,确定油井生产时的最大生产压差,并且分析评价了生产压差与含水的关系及效果认识,为后期里151区及长庆油田同类边底水油藏的"高效开发"提供评价标准及理论依据。

华庆油田H201延8油藏小层划分方案及地质意义

在充分吸收前人对H201延8油藏的地质认识的基础上,结合新、老井资料对研究区标志层及各小层电性响应、岩性组合、沉积旋回特征进行深入研究,基于以上研究成果将研究区内的延8地层重新划分为延81、延82、延83三个小层,利用划分结果绘制地层剖面及构造图,对地层厚度及平面展布特征进行了研究。其中,延8地层整体厚度介于27~42m之间,各小层间厚度相差不大,平面上整体呈现东高西低的趋势,北部较南部坡降大,内部发育局部微构造高点。

长庆油田致密油水平井开发规律

考虑到致密油纳米级孔喉系统，相比超低渗透油藏尺度效应、非牛顿特性、启动压力梯度更强，由水平井产量Joshi公式推导，致密油水平井产量递减呈双曲递减规律；致密油层中水、油流动性更差，油井注水几乎不见效；致密油水平井开发，先是出现产量快速递减，后保持单井产量较低的稳产，属接近自然能量开发模式；致密油层相渗研究，相渗曲线等渗点右移，两相流动区域变窄，油相相对渗透率第1点到第2点下降很快，无渐变点，水相相对渗透率上升快，致密油层最终采收率低；致密油层水平井开发可以提高单井初期产能，但后期补充能量成为难点。

页岩油开发初期产能控制因素分析——以长庆油田里151区为例

为了明确页岩油压裂焖井开发初期的产能控制因素,应用层次聚类分析与主成分分析相结合的综合数据分析方法,对里151区生产井的储层静态参数、压裂施工参数以及产油量数据进行定量分析。首先应用层次聚类方法将生产井划分为A类井与B类井,再利用主成分分析方法对不同类别生产井数据进行产能控制因素分析。分析结果表明:焖井时间小于125 d时,焖井施工可以有效降低产量递减率,大于125 d时,焖井效果较差;A类井产油量递减率与压裂入地液量呈高度负相关,同时动液面对产油量及其递减率影响显著;B类井产油量递减率控制因素主要为动液面和基质孔隙度;B类井产油量控制因素为压裂段数。因此,在对里151区块页岩油进行优化生产时,应考虑A类井与B类井生产控制因素上的差异,充分利用不同井型下控制因素分析结果,为该区块页岩油后续开发提供合理参考。

提高单井产能技术在长庆低渗透油田中的应用

长庆低渗透油田西259区自2008年全面开发以来,因剖面矛盾突出,吸水剖面不均导致部分油井含水上升;受油井地层堵塞因素影响西259区部分井产能下降。2010年西259区实施水井堵水调剖、油井堵水、油井措施引效等措施方式进行提高单产,本文对以上措施方式进行优选,寻找出各类措施的适用条件,为同类油藏开发提供了可靠参考依据。

长庆白豹油田固体防蜡技术研究

长庆白豹油田在油田的开发过程中存在着比较严重的结蜡问题，影响原油的正常生产。本文分析了白豹油田结蜡井的原油和蜡样：结蜡井原油中蜡含量高，在15％一20％，胶质和沥青质含量相对较小；蜡样碳数分布主要集中在C26～C39，以微晶蜡为主。应用原油动态结蜡率测试仪和流变仪两种方法测试了MH化学固体防蜡器的性能，它能降低高含蜡原油粘度〉80％，降低原油凝点达11℃，防蜡率可达到75％以上。MH化学固体防蜡器在白豹油田现场试验15口油井。现场试验表明，化学固体防蜡器应用后，抽油机载荷明显低于加药前，且能有效地减少常规的清防蜡作业。延长检泵周期。

适应低渗透油田的采油工艺技术措施

由于低渗透油田的低孔、低渗的特点,导致油田的开发的难度系数增大。选择最适宜的采油工艺技术措施,更好地开发低渗透油田,达到设计的生产能力。合理解决低渗透油田采油工艺落后的问题,不断研究高新的采油工艺技术措施,使其适应低渗透油田开发的需要。

鄂尔多斯盆地马岭油田三叠系石油地质特征探析

鄂尔多斯盆地马岭油田以其侏罗系延安组古地貌岩性油藏而闻名。随着马岭油田长3、长6、长7和长8等含油层位的陆续发现,可靠的石油地质依据支撑三叠系油藏合理开发和建产迫在眉睫。本文主要从沉积相、生储盖组合、运移条件和圈闭类型等方面入手,系统研究后认为,该油田三叠系具有六个基本的石油地质特征,且油藏开发潜力大。

长庆城壕油田西259区稳产技术研究

城壕油田西259区于2008年6月全面投入开发,主要开采层位长3,区块储层物性差、油井见水后含水上升快、单井产能低及隔夹层发育引起吸水剖面不均等因素影响,制约了油藏稳定高效开发,针对以上问题,本文探讨和研究区块治理对策,开展注采调控、流压调整、剖面挖潜、细分层注水、油水井双向堵水等相应稳产技术探讨和研究,提出区块下步稳产方向,从而为油田开发技术政策调整奠定了基础。

国内石油行业企业资金集中管理的问题研究

近年来,我国石油行业环境发生了巨大改变,国有石油行业企业面临亏损的风险,资金安全成为很多石油企业关注的焦点问题。为保证资金安全,强化资金管理成为当前石油企业的重点管理内容。本文重点就我国石油行业企业资金集中管理现状展开分析,重点解读石油企业资金集中管理过程中遇到的问题,并提出解决对策。

石油工程采油技术之现状及展望

随着改革开放以来,社会经济的快速发展和壮大,石油在我国经济发展中的利用起着越来越重要的作用。需要石油能源的企业包含着各行各业当中,人们日常生活所需更是离不开石油的开采与利用。一旦石油能源出现紧张就会严重影响到我国社会经济的发展走向,更对人们日常生活带来的不便,降低了生活所需条件。石油作为不可再生资源是众所周知的,因此,石油生产所需要的条件就比较严格和复杂。在石油开采的工程中出现问题就可能会影响到石油的开采量,影响到石油能源的供应。为此,本文通过对石油工程的采油技术出发,根据其现状分析,从而对石油未来开采的工程技术进行展望,借此提高石油工程采油技术和手段效率。

高含水油田开发效果评价方法及应用

为全面优化高含水油田开发水平,要积极整合具体方法,秉持多元化评价机制,着重完成效果评价分析工作,从根本上满足石油市场发展趋势,为开采效率和效果的进一步发展奠定基础。文章分析了高含水油田的特征,并注重讨论了高含水油田开发效果评价的方法和具体应用内容,最后对优化高含水油田开发效果提出建议。

南梁油田含蜡原油蜡沉积影响因素分析

在含蜡原油的开采和集输过程中,蜡沉积可导致油井产量降低、管道输送能力减弱等问题,严重影响油田运营的安全性和经济性,而明确原油蜡沉积特性及影响因素是制定清防蜡措施的关键。以南梁油田为研究对象,利用自制冷指实验和环道实验装置,研究了油壁温差、沉积时间、油管表面状态对原油蜡沉积的影响规律,并结合分子动力学模拟探讨了不同蜡分子与裸钢(α-Fe)、FeCO_(3)腐蚀膜及聚四氟乙烯(PTFE)防蜡涂层之间的作用机理。结果表明:在相同油温(60℃)下,随着油壁温度从20℃升高到40℃,结蜡速率从198.84 g·m^(-2)·h^(-1)降低至5.33g·m^(-2)·h^(-1);随着沉积时间延长,结蜡速率降低;随着油管表面粗糙度增加,蜡沉积速率升高,含FeCO_(3)腐蚀膜表面更易结蜡,而防蜡涂层油管的蜡沉积速率仅为裸油管的一半,防蜡率为52.92%。分子动力学模拟结果表明,蜡分子在油管不同表面的吸附倾向由大到小顺序为:FeCO_(3)、α-Fe、PTFE;有支链或碳数较高的蜡分子更易吸附于油管表面。总之,油管表面粗糙度及其附着物与蜡分子的吸附特性共同决定不同油管表面状态下的蜡沉积特性。

采油厂QMS质量管理体系文件换版的建议

本文介绍了ISO9001:2015《质量管理体系要求》标准变化的内容,换版的工作目标,分析了质量管理体系运行期间出现的问题,并有针对性地提出了相应建议。

油田注水管网系统分压临界值与增压方案技术研究

随着油田开发进入后期,早期建设的注水管网面临很多问题,已经无法满足现场实际生产需要,亟需对其进行优化改造。对注水管网分压临界值与增压方案进行研究:建立了分压改造能耗模型和成本模型,通过对两种分压模型进行对比讨论,并采用智能优化中的遗传算法分别进行计算分析,确定了最优分压临界值;而对于增压方案技术的研究,提出了单增压站和双增压站两种增压注水方案,并利用K均值聚类算法来自主确定增压站最优分布。结果表明:建立能耗和成本两种分压模型作为期标函数,通过遗传算法算得出分压临界值的计算方法,可为油田注水管网分压方案提供重要科学依据。通过实例分析可知,针对高压井的注水方案与利用聚类算法确定增压站分布的计算方法,对油田注水管网改造具有一定的借鉴意义,不仅提高了注水管网的注水效率,降低了总体能耗,而且具有一定的经济效益。

油田地下水监测井建设的要求和建议

油田企业环保部门在监测井建设实施过程中,因对相关标准规范掌握不足,对适宜开展地下水监测的条件、监测井布设数量和位置、地下水监测层位、建井深度等要求认识不足或不全面,地下水监测井建设存在诸多难题,建设成果可能不被当地政府环保部门或者中央环保督查组认可。文章依据地下水监测应遵循的标准规范,对油田监测井布设原则、布设点位数量和位置、建设深度、建井过程等提出了建议,以供企业参考和借鉴。