辽河油田井筒完整性调研与分析

经过多年开发,目前,辽河油田套管损现象非常严重,套损停产井占总停产井的30%,且每年将会增加200多口新的套损井,严重制约油田开发。为了了解辽河油田套损具体情况,为下步套损治理提供科学依据,调研了目前辽河油田井筒现状,并对井筒完整性进行了统计分析,找出套损因素,对于对辽河油田套损井的治理和稠油的开发具有重要的意义。

辽河油田低速区块酸化技术研究

辽河油田低速区块开发过程中存在的主要问题是由于油藏埋藏深、储层及原油物性差、粘土含量高、储层受伤害等原因,导致蒸汽吞吐时注汽困难,注汽质量差针对低速块长期以来存在的主要问题,进行了多元缓速酸化技术的研究,应用多元缓速酸解除油层污染,提高近井地带储层渗透率,降低注汽压力,改善注汽质量,提高蒸汽吞吐效果。

辽河油田某区块抽油泵适应性评价分析

辽河油田某区块共有油井90口,采油方式以抽油机为主,所用抽油泵为API系列,执行标准为API spec 11X。本文分析了该区块抽油泵在生产过程中存在的问题:泵效低、个别井泵挂深、沉没度偏高、检泵周期短,同时分析了井斜、油稠及气体对泵的影响,得出的结论为该区块在抽油泵泵径、泵型的选择、下泵深度的确定等方面需要进行优化设计。

辽河油田开发技术应用研究

随着我国经济的大力发展、现代化社会的逐步建设,我国对能源的需求也在日益增加。石油在我国经济与社会发展中起着相当重要的作用,在我国本土石油开发中,石油开发技术已成为制约我国石油开采的关键性因素之一。在我国辽河油田的资源储存量较为丰富,但受地质条件等原因制约,其石油资源的有效开发受到了严重影响。本文就辽河油田开发技术应用进行相关研究,希望能对从事油田开发工作的相关工作人员带来一定的启发。

直面危机 应对挑战 推动采油厂低成本持续发展

面对国际油价持续下跌冲击与影响，低成本发展是石油企业抵御低油价冲击一剂良药。本文分析原油成本的递增性、成本降低与成本控制的关系、成本控制机制等有关我国石油上游企业原油成本的几个问题，实现由单纯重视产量向产量与效益并重转变，由粗放型管理向规避风险的科学管理转变．由高耗低效向开发与节约并举转是实施低成本战略的关键。

自动加药泵在高升采油厂研究与应用

长期以来,由于油井乳化现象导致回压升高,给原油正常生产带来了很大的困难,回压升高导致原油产量下降,进站困难,会造成管线堵塞,岗位工人需要开车或推车进行人工加药,特别是雨雪、大风天气,给加药措施带来了很大的困难,若发生管线堵塞现象需要及时扫线,影响原油产量。针对这一问题,本文研究了自动加药泵,降低油井回压,进而大大降低了员工的劳动强度,达到了增油的效果,提高了生产自动化水平。

油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向研究

就我国现阶段的油田情况来说,很多都已经进入了特高含水期。在这个阶段,油田的开采面临了许多棘手的问题,例如除两部均有,采出程度过高等等。笔者在本文中主要研究了特高含水期采油工程中存在的问题,在特高含水期开采企业的优势以及面临的挑战,并且对采油工程的发展方向进行了简单的探讨。

浅谈油田机械采油工艺分析

随着我国国民经济的发展,全球经济一体化的加剧趋势越来越明显,各个行业的竞争也日益激烈,石油行业面临着巨大的挑战。地球表层的资源衰竭趋势也在加剧,油田开采方式也发生了较大的变化,机械采油已经成为目前采油的主要方式。石油勘探水平不断提高,机械采油的工艺技术也在不断完善,本文分析了采油工艺,以期对后期的机械采油的工艺改进提供理论基础。

油田采油安全管理的优化措施

油田企业在经营的过程中,安全工作非常重要。石油能源具有易燃易爆的特点,安全风险较大。在油田的采油工作开展中,更要注意结合石油能源的特点,展开安全的管理工作,才能保证油田企业的效益不受影响。本文对采油管理过程中存在的问题进行分析,提出油田采油安全管理的优化措施。

风险防控在采油厂安全管理中的应用

随着社会的进步与形势的变化,采油厂面临的风险进一步加大。而企业对于风险的容忍度却有所降低,虽然在制度上加强了管理,但是员工对于风险防控的意识扔需要加强,风险防控措施的执行力方面仍然有很多短板。本文诣在探索如何在企业内部开展风险防控,落实企业的安全责任主体,将安全风险防控责任落实到相关的部门和具体的岗位上,提高企业的安全管理水平与预防安全生产事故的责任与能力。

月东油田海上人工岛生产资源受限条件下措施运行优化模式研究

月东油田是海上注蒸汽热采开发的稠油油田,目前共有A、B、C、D四个人工岛,每个人工岛均为独立生产单元,受人工岛空间限制,岛上修井、注汽、工艺措施施工等生产资源和能力有限,措施结构主要有常规吞吐、化学复合吞吐、化学堵水吞吐三类,围绕如何有效利用有限资源,提高措施运行效率,综合运用运筹学资源有限—工期最短和工期固定—资源均衡的方法,对资源受限条件下的措施运行优化模式进行了研究,并建立了甘特图优化模版,用于指导生产实践。

辽河盆地西部凹陷曙二区大凌河油层湖底扇沉积特征与沉积模式探讨

利用成熟探区翔实的岩芯、录井和测井等资料,研究了辽河盆地西部凹陷曙二区大凌河油层湖底扇沉积特征与沉积模式。研究表明,大凌河油层湖底扇具有较为发育的水道体系(主沟道或辫状沟道),平面上相带展布、扇体的分布面积、砂体延伸方向和分布模式受水道及古地貌变化的控制。水道体系及其控制的沉积体呈顺源、带状展布。主沟道向前延伸逐渐变为规模较大的辫状沟道沉积,两侧发育辫状沟道侧缘,呈条带—舌形展布,向湖方向逐渐演变为多支小型末端辫状沟道沉积。湖底扇内部平面微相序列表现为"主沟道→主沟道堤→深湖泥"或"辫状沟道→辫状沟道侧缘→辫状沟道间(或末梢)→深湖泥"的变化特征。每支辫状沟道控制形成的带状沉积体间均为明显深湖—半深湖泥岩沉积分割,呈带状—舌状沉积体向湖盆中心延伸较远。

宝浪油田改性淀粉调剖体系配方筛选

宝浪油田储层高温高盐且含煤（隔夹）层，注入水易沿煤层窜进。为了有效封堵储层煤层，筛选了自行合成的丙烯酰胺接枝改性淀粉为主剂的凝胶配方：改性淀粉3000mg／L、乌洛托品750mg／L、间苯二酚400mg／L、草酸800mg／L；改性淀粉与鸟洛托品之比4：1时体系比较稳定。初配的体系剪切至黏度下降50％，成胶后黏度仍大于20Pa·s；该体系热老化稳定性较好，在80℃下放置90天后在80℃下测定的凝胶黏度高于20Pa·s；在60℃下放置90天后在60℃下测定的凝胶黏度高于25Pa·s。该体系对不同渗透率（0．06-0．41μm^2）岩心的封堵率在98％以上。图6表2参7。

组合式柱塞气举采油工艺设计方法

针对组合式柱塞气举的工作特点 ,用降压设计方法确定气举阀的分布及参数 ;通过动力学分析 ,建立柱塞运动方程 ,并求解确定出循环周期 ;用Fosst Gaul公式计算每一循环周期所需的注气量。

曙光油田杜255断块稠油油藏出砂机理及防砂效果分析

通过杜255断块油藏储层物性，原油性质，开发方式等进行研究，分析了该块杜家台油层出砂机理及历年汉砂效果。该块出砂主要与储层性质，流体性质及开发方式有关，化学防砂比较适用该块的出砂治理。

曙光油田超稠油蒸汽添加剂的研制与应用

开发了用于辽河曙光油田超稠油蒸汽吞吐开采的一种蒸汽添加剂。该剂以烷基芳基磺酸盐为主剂,与有机、无机辅剂复配而成。该剂洗油能力强,3g/L和5g/L水溶液90℃动态洗油率(岩心驱油率)分别为54.8%和57.1%(自来水为20.7%)。该剂对稠油乳化能力强,粘度为9.74和7.86Pa·s的原油与3g/L该剂水溶液(体积比7∶3)在80℃形成的乳状液,粘度仅为56.3和55.9mPa·s。该剂耐温性优良,0.1g/L和1g/L的该剂水溶液在280℃下处理96小时后,表面张力分别由33.4和32.8mN/m升至35.7和34.6mN/m。该剂不影响现用破乳剂的脱水性能。在辽河杜80区块兴隆台和馆陶层超稠油油藏37井次蒸汽吞吐中使用该剂,平均单井周期产油量增加579.5t,油汽比提高0.32,生产时间延长41.1天,回采水率提高31.6%。表5参4。

曙光油田超稠油井套管损坏的机理和防治

超稠油特殊的油藏特点决定了其生产周期短、注汽频繁、出砂、汽窜、超覆现象严重 ,以及套管质量等因素的影响 ,套管损坏较为严重。对曙光油田超稠油井套管损坏的规律和机理进行了研究 ,并从钻井和完井工艺的完善、套管钢级和射孔工艺的选择、采油生产参数的确定、注汽管柱隔热效果的提高、防治砂工艺等方面 ,对套管损坏提出了预防措施和对策。

高升油田难采储量多元缓速酸酸化技术

高升油田难采储量区块开发过程中存在的主要问题是由于油藏埋藏深、储层及原油物性差、黏土含量高、储层受伤害等原因,导致蒸汽吞吐时注汽困难,注汽质量差,甚至压裂后注汽仍困难,蒸汽吞吐效果差,区块低速开发。土酸酸化酸岩反应速度快,处理半径小,并有生成二次沉淀的趋势。针对低速块长期以来存在的主要问题,进行了多元缓速酸酸化技术的研究,应用多元缓速酸解除油层污染,提高近井地带储层渗透率,降低注汽压力,改善注汽质量,提高蒸汽吞吐效果。

曙光油田稠油老区二次开发技术研究与探讨

曙光油田稠油老区目前采出程度高、吞吐轮次高、地层压力低、、低效井多,已进入吞吐开发中后期。本文结合稠油老区已进行的二次开发技术试验,通过对水平井开采、热水驱、蒸汽驱、火烧油层二次开发技术油藏适应性分析,参数优化研究,科学合理预测采收率状况,为下步二次开发提供方向,为稳定"十一五"曙采稠油产量进行了技术贮备。

低渗油田中高含水期控水增油技术

低孔、低渗油藏在开发后期油井含水上升,导致单井产能下降,甚至造成部分井水淹,严重影响了油田开发。以往常规酸化及压裂措施,针对此类油藏实施效果欠佳,无法起到控水增油的作用,因此推动了针对此类油藏中高含水油井控水增油工艺技术的研究。分析了研究区不同类型单井的见水类型,识别了不同见水类型的储层地质特征。在试验室进行了控水增油改进剂的堵水效果试验,验证了该药剂的可靠性和稳定性。通过优化堵水措施工艺,如改变相渗的压裂技术手段,采用定向射孔压裂堵水和裂缝型见水堵水措施工艺,进行了现场试验。室内试验及现场试验研究结果表明:所选用的措施工艺,对于中高含水井能有效的起到控水增油的作用,为研究区今后的堵水措施提供良好的指导,也为类似低渗油田开发提供参考。