老君庙采油厂油井单井计量装置试验研究

为提高油井产液计量的准确性,老君庙采油厂在原有进火烧罐和远程遥测系统功图分产的计量方式基础上,在庙平-16和G147井进行了单井计量装置试验。该计量装置采用体积测量法,通过计量罐液位体积和执行次数计量单井日产液量。经与进罐液量对比,其计量准确度达到95%以上,误差较小,能够真实、准确地反映油井生产情况,具有良好的应用前景。

采油工程配套技术在低渗透油田节能降耗的应用研究

该课题对采油工程配套技术应用于低渗透油田节能降耗效果进行研究。通过对水平井,多级压裂技术及智能采油系统应用情况进行深入探究,揭示出这些先进技术对提高采收率,降低能耗具有显著作用。水平井的应用使油井与油层之间的接触范围增大,多级压裂技术以构建复杂油层裂缝网络来改善渗透性,智能采油系统则以实时监测、自动控制等方式减少生产过程中能源浪费。另外,本文强调油田生产要综合体现节能降耗理念,并通过先进材料和装备,智能化管理系统普及,同时提倡节能文化等措施来实现能源利用效率最大化。该综合性研究对低渗透油田可持续开发具有重大的理论与实践支撑作用,对油田工程向更高效,更环保方向发展具有有益的启示作用。

地面采油设备的节能管理与优化探究

地面采油设备的节能管理与优化是提高石油生产效率、降低运营成本和降低环境影响的关键。通过对现有地面采油设备进行技术更新与改造,优化操作流程,实施能源监控与分析及加强人员培训与管理,可以有效提高能源使用效率。此外,采取研发节能新技术、综合能源利用、推广政策与标准支持及绿色能源替代等措施,将进一步推动地面采油设备的节能优化,助力石油行业可持续发展。

采油厂节能降耗措施综合应用及效果分析

随着油田开发的不断深入,为了解决采油厂耗能设备实际运行与建设规模不匹配、管道老旧腐蚀穿孔严重、注水管网压力不均、机采系统存在低效耗电等能耗突出问题,创新了“地面+井筒+地下”的立体节能管理模式,建立了“八大系统”管理构架。通过采取一系列技术措施,降低采油厂能源消耗,达到打造节约型、效益型采油厂的目的。实施措施包括:加强源头管控,降低低效无效注水产液;优化机采参数,提高系统效率;优化注水泵运行,提高运行效率;优化配制站熟化时间,分组分压注入;提高泵效,动态调整反冲洗参数;优化系统及低温集输工艺,有效降低电气用量等。

不同驱替阶段砾岩油藏内油采出规律

聚合物/表表面活性剂二元复合驱是在水驱后提高不同模态砾岩油藏采收率的重要技术,但应用二元复合驱时,对不同砾岩油藏却产生了不同的驱油效果,而对于该方面的研究当前还比较少。基于室内岩心驱油实验结合核磁共振在线监测和CT扫描,对单、双和复模态砾岩油藏在不同开采阶段的剩余油分布和不同孔隙内油的采出规律进行研究。结果表明,水驱阶段,复模态岩心的采收率最高,其次是单模态岩心,双模态岩心的采收率最低,3种模态岩心采收率分别为31.4%、25.8%、33.4%。而二元复合驱阶段岩心提高采收率幅度为:双模态>复模态>单模态,分别提高了27.9、26.4、19百分点,且3种模态岩心在二元复合驱时的孔隙动用下限均降低,且复模态岩心的降低幅度高于双模态岩心和单模态岩心。单、双、复模态岩心的非均质性逐渐增强,单模态岩心水驱阶段均匀驱替,采收率高;复模态岩心中的油主要集中在孔径为32.7~52.5μm的优势大孔中,在水驱阶段油也被大量采出,导致剩余油量低;双模态岩心中大孔内油量较复模态低,水驱采收率低,剩余油量高。在二元复合驱阶段,由于调驱作用和水驱后剩余油量影响,双模态岩心提高采收率效果最好,其次是复模态岩心。

基于层次分析的修井作业安全分析

对油田作业安全进行量化分析,以便对安全影响因素进行识别和排序。采用层次分析对修井作业风险进行权重分析和层次总排序。研究表明,可能影响作业安全的主要因素为操作规程执行(权重26.95%),其次为井控设备(17.68%)安全附件及防护设施(11.03%)情况,再次,风险识别和防控能力(7.68%)也应予以重点关注。采用层次分析对修井作业安全进行研究,量化程度较高,结果具体。

非常规油气田开发含油岩屑环保无害化处理技术

非常规油气田的勘探开发通常使用大量的油基钻井液,在钻井过程中不可避免地产生较多的含油岩屑,给周边生态环境带来了较大的污染威胁。为了提高此类含油岩屑的处理效率,达到含油岩屑环保无害化处理的目的,采用超声波辅助化学清洗法对含油岩屑进行了清洗处理,并优化了处理工艺参数。结果表明:液固质量比越大、清洗剂质量分数越高、实验温度越高,经过超声-化学清洗处理后的岩屑含油率相对就越低;而随着清洗时间的延长以及超声功率的增大,处理后的岩屑含油率则呈现出“先降低后升高”的趋势。当实验液固质量比为4∶1、清洗剂质量分数为8%、清洗温度为40℃、清洗时间为30 min、超声功率为300 W时,对目标含油岩屑的清洗处理效果最好,处理后的岩屑含油率可以降低至0.22%,能够达到国家标准GB 18599—2020中的排放要求。研究结果可为非常规油气田开发含油岩屑的高效处理提供一种参考。

耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系研究及应用

针对高温高盐油藏采用常规聚合物和表面活性剂驱油效果较差的问题,将耐温抗盐型聚合物SPAM-1和阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E进行复配,研制了一种适合高温高盐油藏的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系,并通过室内实验评价了驱油体系的综合性能。结果表明:该二元复合驱油体系的耐温性能较强,在115℃下老化后,体系的黏度保留率仍能达到90%以上,界面张力仍能达到10^(-3)mN/m数量级;体系具有良好的抗盐性能,当矿化度大于100000 mg/L时,体系仍能保持较高的黏度和较低的界面张力;体系具有良好的长时间老化稳定性能,在储层温度和矿化度条件下老化60 d后的黏度保留率在85%以上,界面张力始终维持在10^(-3)mN/m范围内;驱油体系与原油形成的乳状液稳定性较强,放置120 min后乳状液的分水率小于20%,具有较强的乳化性能;驱油体系在地层条件下吸附6次后仍能保持较高的黏度和较低的界面张力,具有良好的抗吸附性能。另外,岩心水驱结束后注入0.5 PV二元复合驱油体系,能使采收率继续提高25%以上,驱油效果较好。A区块内5口采油井在实施耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油措施后,日产油量显著提高,含水率明显降低,取得了良好的现场应用效果。

分布式光纤监测技术在水平井分段压裂中的应用

水平井分段压裂过程中,涉及大量繁杂的数据监测与处理工作,同时,压裂过程的不确定性给实时监测带来了更大的难度。传统的井下监测方式存在监测精确度低、受电磁干扰、成本高昂等问题,分布式光纤传感技术的产生,为这些亟待解决的难题提供了新的解决思路。分布式光纤传感技术以其成本低、耐高温、性质稳定、不受电磁干扰等优势,逐渐在油田得到应用。对水平井分段压裂的应用现状进行研究,分析了分布式光纤传感技术原理,总结了分布式光纤的井下安装方式,归纳了分布式光纤传感技术在水平井分段压裂中的应用现状,最后提出了分布式光纤监测技术的发展建议。研究认为:目前,分布式光纤传感技术已受到广泛关注,将成为井下监测的重要工具;分布式光纤传感在水平井分段压裂中的应用主要有压裂液注入分布诊断、人工裂缝起裂及延伸诊断、封隔器泄漏监测和DTS/DAS数据定量解释;对未来温度和声学监测数据的解释方法将向定量解释的应用方向发展。

某联合站采出水水质分析及阻垢技术研究

受地质条件和注水水质的要求,某联合站接收来自不同Y1和Y2层位的采出水,在采出水处理设备、管线和井筒中出现大量的结垢产物,影响了联合站水处理系统的正常运行。为避免这种情况,在采出水水质分析的基础上,通过Scalechem结垢趋势模拟软件,考察不同层位采出水的配伍性、结垢趋势、结垢量和结垢类型,结合室内实验验证了模拟结果的准确性,随后对不同类型的阻垢剂进行筛选,将化学阻垢法和工艺阻垢法结合,实现复合式清垢技术。结果表明:在Y1∶Y2=0.6∶0.4时,结垢量最大为366.46 mg/L,结垢产物为CaCO_(3)和BaSO_(4);随着温度上升,CaCO_(3)和SrCO_(3)的结垢量有所增加,BaSO_(4)的结垢量有所减少;随着压力上升,CaCO_(3)和BaSO_(4)的结垢量有所下降;当DTPMPA∶PASP的复配比例为1∶1时,阻垢率为94.2%,该配方最大程度发挥了阈值、螯合增溶、晶体错位作用;距离油区出口20 m后的管段是流速较低、容易结垢的区域,可安装械清管器,实现定期清除结垢产物的目的。

鸭儿峡油田抽油杆失效机理与治理对策研究

鸭儿峡油田部分油井杆柱失效状况频发,致使油田井下作业频繁,严重影响了油田正常生产。统计发现失效原因主要为偏磨失效、腐蚀失效、疲劳损伤导致的抽油杆断脱。结合对91口杆柱失效井的分析发现造成偏磨的主要原因有杆柱中和点较高、井眼轨迹变化复杂、生产参数不合理等;引起腐蚀的主要原因是地层水对抽油杆腐蚀情况加剧。结合生产实际,提出了管杆柱底部集中加重、优化杆柱结构使中和点下移、偏磨段连续扶正、确定合理生产参数减少惯性载荷等综合配套防治技术。现场应用表明提出的方法可有效改善鸭儿峡油田杆柱失效现象。

表面活性剂化学性能分析及提高致密油田采收率实验研究

自制了一种适用于致密砂岩油藏驱采的表面活性剂FDP,利用X射线衍射仪、扫描电镜及界面张力仪等手段分析了目标油藏的储层特性,测试了FDP对岩石界面张力与润湿性的影响特性,利用岩心驱替实验装置评价了表面活性剂FDP与SDS溶液驱油时静态吸附与动态吸附特性,对比分析了其在渗吸采收率方面的效用。结果表明:表面活性剂FDP在多孔介质中可有效通过改变岩石润湿性、降低油水界面张力及乳化作用实现驱油效果。目标区块油藏孔隙类型主要为长石溶孔,其间连通性差,整体表现为弱亲水性。0.02%FDP体系,其油水界面张力仅为2.33 mN·m^(-1),三相接触角低于30°,其在静态渗吸与动态渗吸中的渗吸采收率均显著高于SDS体系,可有效提高致密砂岩油藏采收率。

老君庙油藏含油污泥调剖技术研究与应用

老君庙M层油藏由于非均质性导致注入水沿注水井与生产井之间的高渗透层、大孔道单层突进,本着含油污泥"源于油藏,用于油藏"的技术思路,基于现有调剖技术及污油泥相关性质,依据颗粒架桥理论及地层的孔喉匹配性,采用含油油泥作为主剂,结合油藏特征,通过室内实验,研制了含油污泥调剖剂、含油污泥颗粒复合调剖剂,优化现场施工工艺,形成适用于老君庙M层油藏的油泥调剖技术。

基于灰色关联理论的作业承包商风险优选法

提升承包商风险量化水平,用以提升作业井风险管控能力。对作业承包商采用灰色关联理论为方法进行风险分析,利用加权灰色关联度排序作为评价优劣的依据。在同一度量衡下得到14个承包商比较序列与参考序列的关联度,D、E、N 3家承包商处于较差水平,雷达图表明3家承包商在岗位人员能力、设备设施、既往作业情况存在较大问题,应立即采取措施。利用灰色关联理论对承包商评价,结果可应用于质量安全评价体系中,提升指标的量化水平,为进一步挖掘问题产生原因提供支持。

修井作业队伍安全等级模糊评价研究

采用模糊综合评价法对修井作业队伍的安全等级进行综合评价,将其安全等级划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ级,对应评语集{安全,一般安全,不安全,危险},进行0~100范围内分值分配,开展模糊综合评价,根据最大隶属度原则,确定示例修井作业队安全作业等级为Ⅱ级,评估结果为“一般安全”。采用模糊综合评价方法对油田修井作业队伍安全作业等级进行事前研究,综合评价结果可为作业安全提供参考。

超稠油开发中后期挖潜增效对策分析

超稠油指的是稠油粘度较大的石油,这类石油具有粘度高、密度大的特点,因此也被叫做重油,是较为重要的战略资源。超稠油的开采难度远超于普通石油,很难有效开发并形成油田,相关企业必须加强对超稠油的研究分析,综合考虑开发成本、开发时间、开发技术以及开发管理等问题,只有这样才能在超稠油开发中后期实现挖潜增效。此外,相关企业进行挖潜增效的另一原因是现如今的油价下跌严重,企业为了不让自己陷入经济危机就必须进行挖潜增效,对油井现状进行分析,并制定挖潜增效对策。基于此,本文就以超稠油开发中后期挖潜增效工作为主要探讨内容,希望能为相关企业提供帮助。

页岩微纳孔隙流体分布及CO_(2)吞吐动用特征

基于低场岩心核磁共振技术,开展了页岩岩心离心、热处理和CO_(2)吞吐实验,在准确识别可动流体、毛管束缚流体和黏土结合流体T 2截止值的基础上,研究了CO_(2)吞吐对不同孔径孔隙中不同类型流体的动用规律。实验结果表明,目标储层页岩中可动流体平均饱和度为24.0%,毛管束缚流体平均饱和度为33.8%,黏土结合流体平均饱和度为42.18%。CO_(2)吞吐采出油主要来自前2轮吞吐,以大、中孔隙(弛豫时间大于10 ms)中的可动流体为主,而后续吞吐产出油量大幅降低,以中、小孔隙中的毛管束缚流体为主,累积毛管束缚流体动用比例仅为23.1%~37.8%。吞吐后剩余流体以毛管束缚流体和黏土结合流体为主,CO_(2)无法动用黏土结合流体。提高中等孔隙(弛豫时间为10~100 ms)中毛管束缚流体的采出程度是未来页岩增产稳产的关键。

酒泉盆地营尔凹陷下沟组一段致密砂岩储层成岩作用及孔隙演化

酒泉盆地营尔凹陷下沟组一段致密砂岩储层发育,但储层非均质性强、成岩作用强,为准确寻找有利储层发育区的带来难度。综合利用薄片、电镜、包裹体、物性等资料,分析成岩作用及其对孔隙演化的影响。结果表明:下沟组一段主要发育岩屑砂岩和长石岩屑砂岩,成分成熟度和结构成熟度均较低,以次生溶蚀孔隙为主,属于特低(低)孔-特低渗致密储层;主要经历压实-压溶、胶结、溶蚀3种成岩作用,经历早成岩(A、B期)、中成岩(A1、A2、B期) 2个阶段5个期次的成岩演化;成岩作用对孔隙演化的影响可划分为早期压实大量减孔、早期胶结减孔-低熟油充注、中期溶蚀增孔、晚期胶结致密-成熟油充注、后期稳定下降5个阶段,划分为中压实-弱胶结-强溶蚀、强压实-中胶结-中溶蚀、中压实-强胶结、强压实-填充4种成岩相;分析预测出C201井以东、Yc1井以南、Qc1井以东为3个有利储层发育区。研究成果可为营尔凹陷下沟组一段致密砂岩储层高效勘探开发提供有力的地质依据。

油井套管定压放气防喷装置在采油井上的应用

油井在生产过程中,当油井井底压力低于饱和压力时,就会有伴生气析出,析出的伴生气聚集在套管内膨胀产生压力,造成油井产液量(油量)过低,对泵正常工作产生影响,严重时产生“气锁”现象,造成抽油井不出油。“油井套管定压放气防喷装置”在油井采油树套管上的安装与应用,解决了因套管内聚集气体,影响泵的正常工作而产生的问题,同时也能避免可能出现的环境污染问题。

油田采出天然气低温析烃能力实验及化学机理研究

随着全球对清洁能源的需求不断增长,天然气的有效利用成为能源研究的关键领域。通过气相色谱-质谱联用技术(GC-MS)对油田天然气样品进行了气体组分的定性定量分析,并建立了适用于低温条件的动力学模型。研究发现,在温度20~80℃和压力0.1~10 MPa的条件下,甲烷的摩尔分数随温度升高而增加,而乙烷和丙烷的摩尔分数则随温度升高而减少。甲烷的反应速率常数在不同温度下变化不大(0.074 6~0.051 7),表明其在低温条件下相对稳定。而乙烷和丙烷的反应速率常数随温度和压力的增加而显著提高,反映出它们对环境变化更敏感。此外,深入探讨了温度和压力对这些烃类反应的综合影响,揭示了在不同环境条件下的化学转化机理。研究结论对于优化天然气加工工艺,特别是在低温条件下的处理和转化策略具有重要意义。