国内油气田企业数字化转型、智能化发展创新与实践--以克拉玛依红山油田有限责任公司为例

面对抵御低油价风险能力弱、管理运行效率不高等诸多制约高质量发展瓶颈。克拉玛依红山油田有限责任公司(以下简称红山公司)坚持创新驱动发展,率先实施机构扁平化和三项制度改革,全面建成低成本、覆盖面广、应用领域多的稠油油藏物联网,研发应用中国石油上游板块首例智能生产管理信息系统,成功构建物联网、油公司模式下管理架构和运行模式,为国内油气田企业数字化转型、智能化发展提供了有益借鉴。

准噶尔盆地红山油田红003井区下白垩统清水河组剩余油分布及其影响因素

准噶尔盆地红山油田红003井区下白垩统清水河组是该油田的主力油层,目前存在长期停关井多、剩余储量多、剩余油分布较分散等问题。首先基于铸体薄片、高压压汞等方法开展储层微观特征研究,然后利用油藏工程法、数值模拟法对剩余油纵横向分布特征进行定量研究,最后结合开发现状,分析总结影响剩余油分布的主要因素。研究表明,红山油田红003井区清水河组储层岩性以砂岩、砂砾岩为主,孔隙类型主要是剩余原生粒间孔,孔隙结构较好;近几年新投产区剩余油饱和度大于50%,主力产层K1q13、K1q14剩余油饱和度分别为46.9%、46.5%;平面上,剩余油主要分布在温度场低值区域,热连通较差区域剩余油饱和度较高;垂向上,热连通较差区域剩余油饱和度较高,剩余油主要位于储层中下部;影响剩余油分布的主要因素是储层质量、储层构型,注汽速度及井况等工程因素是可控因素,边水目前是局部影响因素。

油田注汽锅炉烟气余热利用及低碳减排的研究

随着经济的发展和社会进步的需要,如何促进油田行业资源的再次循环利用成为各界关注的焦点。本文以油田锅炉燃烧产生的余热利用及低碳减排为研究对象,不涉及新能源内容。通过提高锅炉本体的热效率,降低能源单耗,实现油田资源的循环利用,推动行业响应绿色、协调、可持续发展的要求。本文分析了油田锅炉烟气余热的利用技术和低碳减排方法,旨在为油田行业的可持续发展提供理论支持。

蒸汽吞吐生产过程中CO产出超标原因分析——以红山油田为例

针对红山油田蒸汽吞吐生产过程中一氧化碳产出浓度超标的问题,开展了实验研究,分析了反应温度、水油质量比、反应时间、储层矿物等因素对于一氧化碳产出浓度的影响。结果表明:反应温度的升高、水油比的减少、反应时间的减少均会使一氧化碳产出浓度上升,但造成红山油田生产过程中一氧化碳产出浓度超标的主要原因是红山油田地层岩石矿物对水气转换反应的催化能力不足,加入对水气转换反应具有催化能力的药剂可以降低一氧化碳产出浓度。

准噶尔盆地西北缘红山油田侏罗系齐古组沉积相研究

通过岩心观察、沉积构造、沉积序列、分析化验、录井、测井以及区域构造背景等资料对红山油田侏罗系齐古组(J3q)沉积相进行研究。研究表明,J3q为一套辫状河三角洲沉积体系,由下向上发育有辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘、前辫状河三角洲3类亚相以及河床、河漫、水下分流河道、支流间湾等7类微相;总体上看其具有明显的退积式层序,在齐古组一段(J3q1)有小范围的次一级进积式层序;辫状河三角洲前缘的水下分流河道为优势油气储集层,其次为辫状河三角洲平原的河床微相。

电位诱导沉积防垢技术在油田污水处理中的应用

以高密度碳棒为阳极、碳钢为阴极,恒压电位仪为外加电源制备出电位诱导防垢装置,并在新疆油田某污水处理站进行了现场试验。结果表明电位诱导防垢装置电极数越多、水中含油量和悬浮物含量越低,对油田污水的防垢效果越好。当污水流速为2 L/min、外加电压为1.5 V时,水的钙离子去除率达15.77%,可有效去除水中不稳定的结垢离子。现场试验表明,电位诱导防垢装置处理后水中钙离子去除率在9.09%至26.06%之间,处理前后油田水的24 h失钙率降低幅度能稳定保持在50%以上,结垢速率降低70.80%。同时,电位诱导防垢装置处理后水质参数没有发生显著变化,不影响污水后续处理或使用。

稠油氮气吞吐降粘技术在红山油田的应用

针对稠油开采过程中出现的注汽效果差、生产周期短、产量递减快、周期产油量低的问题,开展了稠油氮气吞吐技术研究,并在红山油田开展了现场实施,取得了较明显的效果,为红山油田提供了一种开发模式,也为类似油田的上产提供了技术支持。同时,在不影响产量的前提下,试验降低蒸汽注入量的可行性,对油田节能减排、降本增效具有重要意义。

红山油田稠油破乳剂筛选及应用优化研究

红山油田稠油50℃粘度7 299mPa·s左右,属于特一超稠油范围,处理难度大,新井大规模投产导致油田采出液化学成分更加复杂,加剧了原油处理难度。针对这些问题,通过开展破乳剂室内筛选评价、最优脱水温度分析、端点加药工艺适应性分析等,确定了最优破乳剂、最优脱水温度和端点加药可行性。

鱼骨注汽水平井SAGD在风城油田超稠油油藏中的应用

在非均质稠油油藏蒸汽辅助重力泄油开发中,为加快蒸汽腔扩展和降低夹层影响,提出了鱼骨水平井注汽方式。以风城油田A井区为例,利用数值模拟技术,分析了影响鱼骨注汽水平井蒸汽辅助重力泄油生产效果的主要因素,优化了分支形态及关键注采参数。研究结果表明,分支的水平位移、垂向位移与井组生产效果呈正相关,分支两侧交错分布的效果要优于分支两侧对称分布及同侧分布;当鱼骨注汽水平井上方存在夹层时,分支穿过夹层的生产效果最优。实际应用表明,鱼骨注汽水平井的初期日产油量和油汽比,均高于同条件下的无分支水平井,该方式具有一定优势,可供同类油藏开发借鉴。

陆梁油田含油污泥处理技术探讨

陆梁油田为解决含油污泥无害化处理,通过对陆梁油田含油污泥进行热化学水洗实验,结合油田自身特点,在不影响注水水质的前提下,总结出一种新型复合水洗剂。1%新型复合类药剂同1%稀释剂配合使用,处理后含油污泥中油含量小于2%,能最大程度地降低含油污泥中原油含量。

缓解线参数对长输管道交流干扰缓解效果影响研究

缓解线作为排流地床,是固态去耦合器+缓解线排流方式的重要组成部分。缓解线的接地材料、形式和埋设方式不同,会对排流效果产生较大影响。针对不同缓解线材料、形式和埋设方式对排流效果的作用规律进行研究,确定了缓解线接地材料与尺寸、缓解线与管道间距、缓解线长度、缓解线位置等因素对交流干扰排流效果的影响规律:确定锌带为最优的排流接地材料;随着缓解线与管道间距的减小,管道整体交流电压下降,排流效果变好;随着缓解线长度增加,管道交流电压下降,当缓解线长度大于1000m后,排流效果的提高不再明显;相同体积的锌带,半径为0.006m时,缓解效果最好;在铺设缓解线时最好将其中心选在交流干扰电压最大的地方;如果条件不允许,尽量将缓解线向并行区域内移动,且其中心越接近峰值电压位置越好。

Fe_3O_4水基磁流体的合成及其在油田污水处理中的应用

采用反滴加-化学共沉淀法,以Fe Cl3·6H2O和Fe SO4·7H2O为原料、H2O为基液、Na OH为沉淀剂、聚乙二醇(PEG)为表面活性剂合成Fe3O4水基磁流体,通过正交实验优化,得到最适宜的反应条件。通过XRD、AGM、TEM、TGDSC等对磁性纳米粒子进行表征。结果表明:当Fe3+和Fe2+的浓度为0.3 mol·L-1、n(Fe3+)/n(Fe2+)为1.5、体系p H值为12、反应温度为50℃、反应时间为60 min、PEG质量浓度为60 g·L-1时,产品的粒度平均为31.98 nm,饱和磁强度平均为55.82 emu/g;水基磁流体与聚铝、聚丙烯酰胺复配使用,结合磁分离装置,净水效果和处理效率明显提高,处理后的污水油含量小于1 mg·L-1,除油率可达99%,悬浮物含量降至3 mg·L-1以下,水质达到回注A级标准。

关于油田机械采油工艺的分析研究

本文主要指出了机械采油工艺设备现状,介绍了机械采油工艺的配套技术,对其工艺技术存在的问题及发展趋势进行了分析。

红山稠油油藏蒸汽吞吐CO产出规律物理模拟研究

针对红山油田蒸汽吞吐开发过程中CO生成量超标的问题,开展了相应的室内研究工作。通过物理模拟及多参数敏感性分析研究了蒸汽温度、注汽量、焖井时间等工艺参数对于CO生成量的影响规律,并根据工艺参数交互作用下CO的产出规律提出了相应的防治措施建议。结果表明:蒸汽温度、注汽量、焖井时间三个工艺参数中蒸汽温度是影响最大的主控因素,注汽量影响其次,焖井时间影响最小;降低蒸汽温度可以有效减少CO的生成量,但蒸汽温度降低至220℃以下时原油产量会受到较大负面影响。因此,对于红山油田CO超标程度相对较低的井,建议将蒸汽温度降低至220℃使CO生成量降低至安全范围以下,对于CO超标程度相对较高的井,建议将蒸汽温度降低至220℃以下,同时增大注汽量,在降低CO生成量至安全范围以下的同时保证周期采油量不发生明显的降低。

WSN在油田应用的关键技术研究与实现

针对WSN网络中无线通信与传感器两种关键技术的分析表明,无线通信技术由于存在通信距离短等问题,无法在油田环境下有效组建WSN网络;同时油田在用的油水井监控传感器基本依赖于RTU,不是WSN要求的独立智能传感器。为适应油田生产自动监控的要求,吸取了通用简洁的Zig Bee和可靠安全的WIA-PA等标准的优点,自主开发了一种具有自动组网、通信距离更远、抗干扰能力强、实时性好的无线通信协议,并基于此协议研制了具有即插即用、超低功耗和远程在线升级等特性的油水井系列智能仪表,进而构建了WSN系统。江苏油田的应用实践证明,该系统基本免维护,通信安全可靠,可满足油田生产自动化管理的要求。

油田抽油机日常维护保养探究

随着我国经济的不断发展,油田事业得到非常快的发展,在对油田进行开采过程中,抽油机井才有方式是非常重要的一种方式,抽油机所发挥的作用是非常大的,除此之外,通过对这种方法进行一样,也可以更好的保证抽油机井可以正常工作。兹兹普乌,主要对当前阶段我国抽油机井日常维护以及保养工作进行分析,希望给相关提供参考。

响应面法优化油田污水处理工艺条件

基于响应面法(Response Surface Method)采取合理的Box-Behnken试验设计方法,以某污水处理站污水中的主要性能指标:浊度、总铁与COD的去除率为响应值,进行三因素三水平试验设计,对其去除率进行模型试验的验证,对影响污水混凝处理效果的主要因素进行优化研究,优选出无机高分子絮凝剂投加量、有机高分子助凝剂投加量和静置时间。

浅层特稠油砂岩油田的防砂

新疆油田红003井区砂岩、砂砾岩储层开发于2010年,通过对出砂机理的研究,得出影响红003特稠油油藏出砂的主要地质因素为储层胶结强度和地质构造;影响出砂的主要开采因素为油井注蒸汽的开发方式和生产过程中的含水上升。通过软件的数值模拟和实尺寸装置的物模试验,得出以绕丝筛管砾石充填为主、精密微孔滤砂管为辅的适合该油田的防砂工艺。进行了29口井的防砂试验,大大延长了油井的生产周期,节省了修井费用,解决了红003特稠油的出砂问题。

油田企业防爆电气设备常见问题及措施

为确保油田企业实现安全生产,杜绝因油气泄漏、防爆电气失效而引起的着火爆炸事故,通过开展防爆电气隐患排查治理,提升防爆电气安全性、可靠性,降低消除着火爆炸风险,是油气田企业的一项重要工作。本文结合实际,对防爆电气设备常见问题进行总结分析,制定相应的纠正预防措施,为开展防爆电气设备管理工作总结了经验,提供了建议。

玛北油田玛2井区压裂工艺技术分析

玛北油田于1992年初开始钻探,1992年8月28日玛2井射开二叠系乌尔禾组3538m^3561m油层,压裂后3mm油嘴日产油16.66t,日产气2668m^3;1993年5月10日该井上返试油,射开三叠系百口泉组3460.5m^3471.5m,3mm油嘴日产油12.54t,日产气3083m^3,从而发现了玛北油田玛2井区二叠系乌尔禾组、三叠系百口泉组油藏。因该区域井油藏埋藏深、平面和纵向分布不均、储量规模小、丰度低、压力系数高、储藏非均质性强、储集空间为次生孔隙和微细喉道、储层为低孔特低渗储藏、部分储量探明时间跨度大、开发技术单一且开发难度较大等因素而暂时搁浅,为明确玛2井区油藏构造、储层特征及油水分布规律,落实油藏大小和储量规模,从2011年开始加大规模进行扩边试验,摸索和探寻更好的开发方式。由于区内开采百口泉油藏的井只有个别井,所以本文后续分析论述所指为乌尔禾组油藏的井。