吐哈油田恶性井漏堵漏技术研究与应用

在吐哈油田三塘湖区块条湖凹陷以及玉北区块表层钻井过程中,恶性井漏频繁发生。针对恶性漏失,将高吸水膨胀材料和各种变形材料结合,利用架桥作用和吸水材料的膨胀特性,对不同漏失情况进行堵漏剂配方研究,研发了一种高效复合延迟膨胀堵漏剂,并形成了一套针对不同尺寸裂缝漏失的高效延迟膨胀堵漏技术。该技术在条29井、湖40-121井和玉北3井进行了现场应用,取得了良好的堵漏效果。

吐哈油田天然气地面处理工程的完善

吐哈油田在鄯善弧形构造带上形成了 7× 10 8m3/a的伴生气工业产量规模和 10 0×10 4 m3/d的凝析气生产规模 ,配套建成了 2 30× 10 4 m3/d的伴生气处理能力和 10 0× 10 4 m3/d的凝析气处理能力 ,并建成了与之相适应的较为完善的地面工艺管网。但是从开发生产的实际情况看 ,温米油田每天多余 2 0～ 2 5× 10 4 m3伴生气 ,这部分伴生气从原有的地面管网无法利用。本文阐述了对温米油田多余伴生气的回收与利用方案的研究 ,并对几种不同方案进行优选与优化 。

冲积扇相储层沉积微相分析——以吐哈盆地鄯勒油气田第三系气藏为例

在岩芯观察的基础上,综合运用地质、测井和地震资料,从单井相分析入手,并通过连井对比将剖面扩大到全区范围,详细研究了吐哈鄯勒油气田第三系气藏储层的沉积微相类型,重点分析了主要产气层的沉积微相平面展布特征。认为本区第三系鄯善群属冲积扇扇中亚相沉积,主要微相类型是辫状水道和漫溢(可见扇中泥石流和辫流砂岛)。通过分析测试发现,天然气主要分布于扇中辫状水道中,其次是漫溢微相,因此,在研究区储层埋藏浅和年代新的情况下,天然气优先进入砂层厚度相对大和储集物性相对好的扇中内侧前缘辫状水道微相砂体中。

渭北油田密井网水下分流河道储层构型研究及应用

渭北油田是鄂尔多斯盆地南部最近两年新发现的含油区块,本文以其密井网区延长组四段33油组为例,应用岩心、测井、地震及动态等资料,对辫状河三角洲水下分流河道砂体内部构型开展了系统研究。在分析单河道基本发育特征的基础上,剖面上井震结合识别单河道,平面上采用最大单层厚度与砂体层数交绘的方法,在密井网区长33油组识别出八个单河道发育期,单河道宽度一般在500~800m之间,宽厚比介于100~130之间;在平面复合河道中识别出单河道发育条数及分布范围;同时提出长33油组河道内部发育下切叠加式、不完全下切式、孤立式及薄层叠加式四种砂体叠置方式,明确了不同叠置模式在密井网区分布范围,为渭北油田密井网区注水开发和外围有利区带选取提供了地质依据。

带压堵漏技术在油田的应用及效果

介绍带压堵漏技术在吐哈油田的应用情况,并对应用后取得的效果进行了评价。

油田开发精益化增效管理分析

在油田开发过程中实施精益增效管理的最终目标为实现产出价值的最大化,并不断寻找每一项开发环节中存在的潜力点与增效点,将增效作为管理工作重心。为了推广精益增效管理方法,本文分析了精益化增效管理的重要作用,同时对油田开发中应用精益化增效管理的对策进行了探讨,包括增加储量,扩大产能;控制成本,降低能耗;良性开发,提高产量。

丘东集气站燃气水露点的计算及系统工艺改造

通过对丘东集气站导热油炉燃气的水露点温度进行计算和分析,找出了燃气含水高的根源之所在,提出了对导热油炉燃气系统进行工艺改造的方案并付诸实施,改善了导热油炉的运行状况,保证了集气站装置的安全平稳运行。

丘东C_5生产装置可靠性分析

运用了全新的功能可靠度的概念、方法,针对C_5生产装置提出了系统对策并全面实施,可以直观地评价生产装置的实际运行水平。从而为提高运行水平找到科学的依据,使生产装置的生产动态、技术改造工艺设备管理等工作有一个定量的指标或有效的分析方法。

丘东一厂控制系统的升级改造

本文主要介绍原有RS3控制系统存在的不足以及给现有安全生产所带来的安全隐患，同时描述了改造后DetaV控制系统的优点及完善改造具体方案。

丘东天然气处理装置影响因素分析及解决方案

针对影响丘东天然气处理装置轻烃回收的一些因素进行了分析,同时针对丘东天然气处理装置生产运行过程中暴露出的主要问题进行了研究探索,分析了形成原因,相应地提出解决方案进行了实施,并取得了较好的应用效果。

注水开发低渗油藏时的储集层渗透率下限

基于等产量一源一汇稳定渗流速度理论与最大压力梯度场分析结果,获得了启动压力梯度与注采压差和注采井距的关系式,并根据渗流启动压力梯度与储集层渗透率关系,可确定出不同注采条件下油藏能够有效注水开发的渗透率下限。实例分析结果与油田开发实践基本一致,说明建立的理论方法具有较好的实用性,可为低渗透油田的有效开发提供科学依据。

工业水处理阻垢剂的研究现状与进展

对工业水处理中常用阻垢剂的种类及性能进行了综述,重点介绍了有机膦酸盐阻垢缓蚀剂和聚合物阻垢分散剂。指出了使用含磷阻垢剂可能带来的环境问题以及在阻垢剂的研究方面所存在的问题,并对阻垢剂的研究发展提出了建议,急需加速反渗透专用阻垢剂的国产化研究,并应向着绿色环保型和复合配方型方向发展。

封隔器卡瓦损伤套管的模拟试验研究

在油田开发中封隔器是实施机械采油、分层注水、分层压裂或酸化、机械卡堵水等注采工艺作业的主要井下工具之一 ,封隔器上的卡瓦是保证工作可靠性的重要元件 ,把卡瓦安装在模拟试验装置中 ,通过在套管壁周围分布位移传感器 ,测得卡瓦锚定后切入套管壁深度 ,判断卡瓦对套管的损伤程度 ,这对封隔器的设计和现场使用具有十分重要的意义。

复合表面活性剂酸液助排剂FOC及其应用

测定分属4种类型的10余种常用表面活性剂的表/界面张力和润湿性(相对润湿角)。根据测试结果并考虑相互间的协同效应和价格,研发了由20%降低表面张力能力强的FSK(临界胶束浓度FSK水溶液的表面张力为25.3 mN/m)、40%降低界面张力能力强的CTAB(临界胶束浓度CTAB水溶液与煤油间的界面张力为2.0 mN/m)、10%可增加接触角的OP-10(1.6 g/L OP-10的20%盐酸溶液在石英砂上的接触角为69.1°)及辅助表面活性剂组成的高效助排剂FOC。FOC在酸液中与各种添加剂配伍,表/界面活性高,加入200 mg/L FOC的20%盐酸溶液的表面张力为26.3 mN/m,与煤油间的界面张力为2.1 mN/m,助排率为85.9%,热稳定性好。74低渗区块741313油井经检泵、洗井作业后受到严重水伤害,产出液含水100%,注入含0.5%FOC的前置液、8%盐酸及8%/2%土酸+5%醋酸后,含水降至51.6%,日产油恢复至4.8 t。图9表2参5。

复配阻垢剂体系的协同效应研究

研究羟基二乙基二膦酸(HEDP)、次膦酸基聚丙烯酸(PCA)、聚丙烯酸(PAA)、含膦磺酸基聚磷酸类共聚物阻垢剂(PAMPS)(自制)分别对CaCO3、CaSO4单独的阻垢性能,以及二元复配体系的协同效应。实验表明,在阻CaCO3垢方面,对于单一阻垢剂,PCA是一种可选产品。对于二元复配体系,PAMPS与HEDP以2∶3和1∶4复配、PAMPS与PAA以3∶2,2∶3和1∶4复配均存在协同效应,PAMPS与PCA复配不存在协同效应;在阻CaSO4垢方面,对于单一阻垢剂,PAMPS和PCA是可选产品。对于二元复配体系,PAMPS与HEDP,PAMPS与PCA均以4∶1和3∶2复配都存在协同效应,PAMPS与PAA复配不存在协同效应。

油井未来向井流动态关系预测方法

介绍了一种新的对未来不同开发时期IPR曲线的制作方法。该方法考虑地层压力采用物质平衡方程得到;通过应力敏感试验结果拟合得到地层渗透率随地层压力变化关系,以相渗曲线为基础得到产液含水率随采出程度的变化关系,进而确定出不同开采时间的产液含水率,在已知地层压力、采液指数、含水率条件下采用Petrobras综合IPR方法确定油井的IPR。

特低渗透油藏多层合采物理模拟研究

针对特低渗透多层油藏的层间非均质性特征,采用天然露头平板大模型并联驱替的方法进行模拟,从非线性渗流规律、产量规律和流场分布规律三个方面对多层合采的开发效果进行研究。结果表明:平板模型渗透率越低,在相同驱替压力梯度下无因次渗透率越小,非线性渗流特征越显著;平板模型并联驱替时,渗透率较低的模型流速较小,且流速的差异程度超过了渗透率的差异程度;随着平板模型渗透率和驱替压差的增大,模型整体注入波及和驱替效果逐渐变好。

异常高压会压裂地层吗?

异常高压地层是指压力系数大于1.2的地层。文中研究了异常高压能否压裂地层的问题,结果发现,由于孔隙之间压力的压制作用,仅靠内压的增大不能在地层中产生裂缝,地层中的裂缝都是由于外压的改变导致的。异常高压地层的岩石通常十分致密,岩石压缩系数不可能像人们通常认为的那样很高,而是很低。

凝析气平衡冷凝液量计算

根据相平衡理论和闪蒸计算,给出了根据井流物组分计算不同压力温度条件下的液量的公式和详细的计算步骤,以吐哈油田一口凝析气井为例进行了凝析液量的计算。结果表明,计算结果与实测值接近,方法可行。

Y455-115型桥塞试验研究

为解决吐哈油田卡堵层位较深、卡层处压力高、封堵压差大等问题 ,开发了 Y45 5 - 115型桥塞 ,其技术关键是设计了坐封应急释放机构、解封套铣打捞头和平衡桥塞上下压差机构 ,对安装无燕尾移动轨双向卡瓦锚定和主体锁环机构 ,在油井有压的情况下必须下入或取出桥塞时具有明显的优势。将桥塞下入模拟试验井进行坐封、解封、耐密封模拟试验 ,结果表明 ,它能承受较高的上、下压力 ,具有坐封可靠 ,解封方便等特点。