吐哈油田套管损坏机理分析及套管保护技术

统计分析了吐哈油田各采油厂套管损坏情况,指出吐哈油田套损主要形式是套管变形,套损点对应岩层主要为泥岩,套损部位主要集中在油层段及其顶部以上30m以内,套损主要原因是高压注水导致泥岩吸水发生蠕变膨胀迫使套管变形,油井变形大于水井的原因与油井生产压差过大有直接关系。通过研究提出了套管损坏的预防方法,即开发前期的预防方法和开发中的预防方法。

吐哈油田注水井环空保护技术研究与应用

测定了注水井环空保护液的腐蚀速率、铁细菌、硫酸盐还原菌和腐生菌的个数。研究了环空保护液各种药剂浓度对腐蚀速度的影响,结果表明A药剂和B药剂的浓度对丘陵清水、温米清水、吐鲁番清水、温米污水及鄯善污水腐蚀速度影响明显,浓度愈高,腐蚀速度愈小;当其他药剂的浓度为标准值时,C药剂和D药剂的浓度对温米清水的腐蚀速度影响均不大。研究了温米清水腐蚀速度与挂片时间的关系。现场挂片试验表明:环空保护液性能可以很好地保护套管。对于清水井,建议投加环空保护液。在投加环空保护液后,环空腐蚀速度远远小于油管内腐蚀速度。

PI决策技术在吐哈油田陵二东区的应用

吐哈三大主力油田总体地质特征属低孔、低渗埋藏中深的多层系砂岩油藏,受沉积环境影响,平面及剖面非均质性较严重,其中丘陵油田裂缝较为发育。对PI决策技术在油藏整体调剖堵水方面的进一步研究证明,通过PI决策整体调剖,能有效地封堵高渗透层或条带,使油藏在平面和纵向上压力指数值基本接近,力求达到储集层在平面和纵向上均质化,改善中、低渗透层(或条带)的吸水状况,提高注入水波及体积。遏制油田含水上升速度,提高水驱采收率,延长油田稳产期。对吐哈丘陵油田陵二东区块的PI决策整体调剖分析和评价,证明无论是在油藏吸水状况、产能及含水变化趋势、水驱采收率变化,还是在经济效益等方面,都有较大的改善。

脉冲中子氧活化水流测井技术在吐哈油田的适应性研究

文章针对在吐哈油田动态监测多年来主要依靠单一的同位素吸水剖面测试技术,已难以满足目前油田动态监测实际需要。通过脉冲中子氧活化测井技术在吐哈油田4口井的试验事例,认识到该技术在吐哈油田不仅适应于疑难井吸水剖面测试,而且能解决一些特殊井验窜、找漏的问题,为吐哈油田提供了一种可较好的弥补同位素吸水剖面测试技术不足的新的动态监测技术。

吐哈鲁2块稠油油田先导性试验工程研究

吐哈玉东稠油油藏埋藏深、油层厚度大、原油粘度高的中渗稠油油藏 ,国内外尚无成功的开发先例 ,开发难度较大。鲁2区块作为吐哈稠油开发先导性试验区块 ,开展了大量的专题研究、基础试验及现场试验 ,采油工艺通过各种现场试验 ,确定采用掺稀油实现井筒降粘工艺进行开发 ,地面工程相应进行配套工艺研究 。

吐哈油田注入水水质分析误差及改进

报道了吐哈油田按行业标准SY/T 5 32 9 1994检测注入水水质中 4项指标的测定误差及误差来源 ,提出了改进建议。悬浮固体 (SS)测定中有时出现测定值小于零的情况 ,误差来源于SS值过小 ,接近称量误差以及滤膜溶失 ,建议在可能情况下加大水样量 ,使用溶失量小的或惰性的滤膜 ,使用双层滤膜可消除滤膜溶失造成的误差。粒径中值不能反映水质好坏 ,建议根据注水油藏物性和地质特点确定有关指标 ,例如吐哈油田低渗油藏注入的清水中 ,直径 >2 μm的颗粒数不应超过 2 .0× 10 4个 /mL。明显含油的水样有时测不出含油 ,误差来源于所用溶剂和检测方法 ,建议使用CCl4为萃取溶剂 ,以正十六烷、异辛烷等的混合物为标准油样 ,在红外区 3.14 μm处检测。油田现场较难实地测定腐蚀速率 ,推荐了一种注水井井口腐蚀速率测定器。表 2参 2。

吐哈油田沿程水质分布规律的认识

随着油田开发的不断深入,由于污水回注、系统腐蚀加剧等因素的影响,吐哈油田注入水水质问题日益突出。通过对吐哈油田水质处理系统关键设备处理效果的评价及沿程水质现状的分析,找出了注水系统沿程水质分布规律,提出了吐哈油田水质处理工艺下一步的发展建议,为油田实施精细水质处理技术提供了一定的依据。

油田多相流计量技术

油井产出物在线不分离计量是一门涉及多相流流型调整、相分率测量和互相关流速测量等多方面知识的测量技术。本文较系统地介绍了在线不分离计量技术,指出了该项技术在油田产出物计量方面所处的优势,并结合油田生产实际,从现场应用的角度阐述了它的优点和尚需解决的问题,同时对今后的技术改进方向提出了设想和建议。

鄯善油田自然递减影响因素及技术对策

油田开发实践表明,无论何种储层类型、驱动方式,以及采用什么开发方式开发的油田,在其开发全过程中,产量都要经历逐步上升、相对稳定和逐渐下降三个阶段。鄯善油田进入中含水期后,产量即步入递减阶段,综合分析影响自然递减的主要因素,对于今后搞好油田开发调整、制定出相应的措施对策具有重要意义。

低渗低温水敏性浅层气藏压裂优化技术研究

低渗低温水敏性浅层气藏因其具有低温、水敏性强、成岩作用差、胶结疏松、水力裂缝形态不确定等一系列不利压裂改造与增产的因素,其改造技术与增产难度不亚于深井、超深井,故限制了其储量的高效动用。针对这些难题进行了技术攻关,形成了4项技术:弱交联、低温活化剂与超量破胶剂的低温储层快速破胶技术;有机盐与无机盐双元体系复合防膨技术;大粒径支撑剂尾追与高砂比施工的防支撑剂嵌入高导流技术;浅层、疏松性气藏压裂全程保护与压后放喷排液管理技术。吐哈鄯勒浅层气藏勒9-1井应用该技术进行先导性压裂试验取得成功,加砂53.1m3,最高砂液比60%,平均砂液比39.2%。压后立即用3mm油嘴控制放喷、排液50.0m3取得的返排液样品,测试其破胶水化液粘度为5.1mPa·s。压后气产量从压前4633m3/d提高到稳定的2.75×104m3/d,无阻流量5.76×104m3/d。该井压裂的成功,说明了低渗低温水敏性浅层气层压裂优化技术的适用性,并使鄯勒浅层气藏的低渗难动用储量有效动用有了技术保证。

非直井有杆泵深抽技术研究与应用

随着油田的开发,斜井、侧钻井、水平井等非直井在油田开发中起到越来越重要的作用,但由于井身结构的特殊性,限制了有杆泵的下入深度,严重影响了油井的生产能力,同时抽油井杆管偏磨,已成为非直井降低产量,增加作业成本、增加杆管成本的主要矛盾。在对非直井泵挂下入深度影响因素分析的基础之上,以防偏磨为重点,通过调整扶正间距、优化杆柱组合及应用防偏磨旋转调整式采油井口装置、抗磨副、防失稳装置等技术配套,充分挖掘井筒潜能,成功的将泵下到了造斜点以下,实现了非直井的有杆泵深抽,为非直井有效开发提供了技术保障。同时通过工艺配套综合治理,达到有效减少偏磨,延长检泵周期目的。现场试验取得显著效果,对国内其他油田同类井的开采具有借鉴意义。

多相流计量技术综述

本文介绍了多相流计量技术的现状和存在的问题以及今后的发展方向。

有杆泵采油优化设计技术研究与应用

随着油田的深入开发,有杆泵采油井的比例会越来越多,暴露出的问题也日益突出,对有杆泵采油及配套技术的发展提出了更高的要求,因此对有杆泵采油进一步深入研究对吐哈油田的开发尤为重要。RODSTAR是一项对有杆泵采油系统进行整体设计、优化、诊断,并可预计油井产量的技术。

稠油天然气呑吐试验地面工艺技术

吐玉克稠油油藏属埋藏深、原油粘度高的中渗稠油油藏,开发难度较大,是国内第一个进行天然气呑吐试验的油田,通过各种现场试验,确定采用天然气呑吐工艺进行开发,地面工程相应进行了配套工艺研究,满足了油田开发需要。

浅析企业技术创新的影响因素

将技术创新的影响因素分为外部环境因素和内部环境因素。外部环境因素包括市场条件、科技基础、人文环境等;而内部环境因素包括企业家素质、企业的技术创新资源等。对内、外部影响因素进行了简要的论述。

雁木西油田出砂机理研究与应用

随着雁木西油田开发的深入,主力层出砂不断加剧,严重影响了油田的正常生产。油田主要含油层(?)第三系和白垩系储层岩性以细砂岩为主,胶结方式以钙质胶结为主,泥质含量较高。通过对雁木西油田出砂机理分析、出砂预测及储层敏感性评价,总结出油田出砂规律,进而提出油田生产过程中防砂的指导性建议。

鄯善油田抽油杆本体断裂原因分析

通过对鄯善油田抽油杆断裂井生产及低压测试等大量原始资料的统计,应用引进国外先进的rodstar杆泵设计模拟软件,对抽油杆断裂原因进行了初步分析,并提出针对性的治理办法。

计算调剖堵水过顶替量的新方法

基于油藏渗流理论 ,通过对油层中流体压力梯度分布的研究 ,建立了调剖剂和堵水剂过顶替量的新方法。该方法在油田应用效果良好 。

中、高含水期抽油井杆柱组合分析

在有杆抽油系统工作过程中,抽油杆柱的合理设计是非常重要的。通过分析吐哈油田几个采油厂目前抽油井杆柱使用状况,从杆柱受力理论与实际计算两方面入手,对各厂的杆柱设计及应力校核进行了分析与评价,认为目前杆柱设计是基本满足现场生产的需要;同时也提出目前杆柱设计中存在的不足,并提出相应的建议和技术对策。