长庆低渗透油田水平井机械堵水工艺

为解决长庆低渗透油田多段压裂、注水开发水平井见水问题,结合水平井生产现状,分析了水平井见水规律及见水特征,研发了可捞式机械桥塞、水平井封隔器、桥式单流阀等配套关键工具,设计形成了水平井趾部、中部、跟部单段见水或多段见水的机械封堵工艺管柱,并成功应用于矿场。共实施8口井,有效率100%,累计增油2 841t,累计降水2 160 m^3,控水增油效果显著。该机械堵水工艺为见水水平井有效治理提供了重要技术手段。

低渗透油田压裂废水处理技术实验研究

通过低渗透油田压裂废水处理系列实验,研究了降黏预处理-Fe/C微电解-絮凝处理技术,有效地降低了废水的COD,考察H2O2、pH、Fe/C比例、Fe/C加量、Ca(OH)2加量及反应时间等影响因素。结果表明此实验的优化工艺条件为:H2O2加量0.5%、pH为1、Fe/C比例1∶1、Fe/C加量5g/L、Ca(OH)2加量3g/L、反应时间120min。

长庆气区开发模式及地面配套工艺技术

长庆气区包括靖边气田、榆林气田及苏里格气田,属低渗透率、低丰度、中低产、大面积复合连片整装气区,开发难度较大。为此,结合不同区块的地质特性、气质特点及试采情况,遵循安全、高效、简单、先进、实用的原则,探索出适合长庆气区不同区块特点的3大开发工艺模式(靖边模式、榆林模式、苏里格模式)及12项地面配套工艺技术(多井高压集气、多井高压集中注醇、多井集中加热节流、周期性间歇计量、小型橇装脱水、低温高效聚结分离、小型高效设备应用、井下节流、井口湿气带液计量、常温分离中低压湿气输送、二级增压和气田数字化管理工艺技术),提高了地面建设水平,简化了工艺流程,降低了工程投资。10多年的生产运行证明:上述12项地面配套工艺技术经济、可靠,保障了长庆气区的经济高效开发,是同类气藏开发工艺设计借鉴的典范。

示功图技术在长庆油田的应用

为改变传统油井计量、巡检、系统效率测试及动液面测试方式,合理高效开发油井,提高油田生产管理水平,以油井示功图为出发点开展了一系列技术研究,取得了油井液量自动计量、动液面在线监测、含水率实时计算、油井结蜡及智能加药周期判定等系列成果。示功图技术的全面推广应用,在地面流程简化、劳动组织架构优化等方面,为油田数字化管理提供了强有力的技术支撑。

长庆油田原油集输系统H_2S次生机理分析

H2S是一种剧毒气体,就石油行业而言,H2S气体分布广泛,对员工和居民的生命安全、人体健康危害极大。本文通过对长庆油田6条典型原油集输系统进行取样,经H2S含量测试、离子环境分析、微生物群落演替规律研究,探讨了油田原油集输系统H2S的分布规律、微生物群落分布特征及次生机理,经DNA等生命科学手段分析出15种微生物种群,其中有5种硫酸盐还原菌,2种硝酸盐还原菌,产乙酸菌和产甲烷菌各1种,另外有6种未知菌群。

特低渗厚油层多级加砂压裂工艺试验

对于厚度大且层内无明显隔夹层的油层,采用常规压裂工艺改造因支撑剂沉降难以实现油层纵向上的充分动用,纵向延伸过度难以实现造长缝。为改善其压裂改造效果,借鉴下沉剂控缝高压裂原理,从注入级数、压裂规模、注入排量等参数优化着手研究,试验形成了一种多级加砂压裂工艺。该工艺是将总支撑剂量通过多级注入进行铺置,依靠上一级压裂形成的支撑剂砂堤提供应力遮挡改变后续混砂液流向,进一步增加裂缝长度和支撑缝高,从而扩大有效泄油面积。2年来,在华庆油田L油层累计试验242井次,平均单井日增油0.4～1.8t,对特低渗厚油层有较好的增产效果。

安塞油田高52井区储层保护钻井液研究

针对安塞油田高52井区长10储层黏土含量高、水敏和碱敏性强,现用钻井液体系pH高、滤失量大、对储层伤害较严重的问题,从钻井液材料的选择及钻井液配方优化等方面入手,研制出了针对安塞油田长10储层的低固相"双保型"钻井液体系.室内评价和现场试验结果表明,当膨润土的质量分数为3%,FT-342的质量分数为0.3%,ZNJ-1的质量分数为0.3%,GK-0901的质量分数为2.0%,pH为8.5时,所得钻井液体系API滤失量在7 mL以下,马氏漏斗黏度在45～60 s,塑性黏度在10～20 mPa.s,动切力在5～10 Pa,岩心渗透率恢复率在78%～94%,平均恢复率为85.86%,可有效降低钻井液对储层的损害.

A油田油井结蜡机理及清防蜡对策研究

针对A油田油井全井段结蜡的特殊性,从影响结蜡的主要因素入手,分析了原油组分、原油含蜡量,蜡样成分;同时考虑压力与气油比对析蜡温度的影响,采用高温高压釜与石蜡沉积激光检测仪分析了不同压力、不同气油比下析蜡点,掌握了A油田全井段结蜡的主要原因,得出了原油析出蜡主要以微晶蜡为主,而且熔点较高,不宜采用热洗方法清蜡。针对这一点,现场开展了防蜡防垢降粘增油器、声波防蜡器、空化防蜡器三种防蜡工艺对比试验;室内评价了长庆油田目前在用的五种清蜡剂对A油田的适应性。优选出适合A油田的防蜡工具和化学清蜡剂,对该油田清防蜡工作的开展有一定的技术指导意义。

油田注水井工况实时分析及管理系统开发与应用

注水是油田保持地层能量,维持高效经济开发最有效的手段。随着国内油田相继进入高含水开发期,稳产难度日益增大,油田数字化管理模式下如何加强精细注水管理,确保油藏"注好水,注够水",是各大油田持续稳产面临的关键问题。研发的油田注水井工况分析及管理系统,利用多信息融合、数据集成及计算机技术,通过特定的融合模型及算法,实现注水井工况分析诊断、故障预警、指标统计、远程调配、注水曲线及报表自动生成等功能。系统采用B/S+C/S架构,模块化设计,自动化数据与信息化融为一体。该系统在长庆油田1万余口注水井上应用,为油藏精细注水开发管理提供了有力的工具。

抗油低含水率起泡剂研制及其在苏里格气田应用

苏里格气田气井普遍具有低压、低产、小水量、含凝析油、井筒压力损失大的特点,为提升泡沫排水采气工艺效果,以降低单位体积泡沫含液量为技术思路,从抗凝析油、降含水率两方面优化泡排剂性能,研发了适合苏里格气井特点的含液量小、液膜薄、稳定的抗油起泡剂UT-8,单位体积含水率降低30%,,减小了泡沫在举升过程中对井底造成的回压。在苏里格气田现场试验7井次,气井产量增加,油套压差平均降低1.85MPa,取得了良好的试验效果,对苏里格气田高效开发提供了技术支撑。

工艺安全基本原则在长北气田的推广和应用

工艺安全管理就是通过对生产工艺危害和风险的识别、分析、评价和处理,从而避免与生产工艺相关的伤害和事故的管理流程。在中石油和壳牌公司多年精诚合作的基础上,长北气田在工艺安全管理方面提炼出了10条工艺安全基本原则,通过现场实践,一些现场典型工艺系统隐患被系统地识别、评估和治理,相关风险进一步得到了有效控制,取得了良好的安全业绩,对油气田生产工艺安全管理具有一定的借鉴和参考价值。

油井示功图相似性的研究与应用

针对油井示功图加密采集方法中存在大量重复计算、分析效率低的缺陷,提出了一种判识油井示功图相似性的方法,重新对示功图分析系统进行了优化改进。详细介绍了该方法的技术原理,并进行了具体的实例分析,实施结果证明,该法可减少相似示功图分析数量,大幅加快了油井示功图的分析处理速度,减轻了计算机的处理负担,提高了工作效率,增强了系统运行的稳定性。

油井系统效率在线监测研究与应用

传统抽油机系统效率测试周期长、影响因素多、测试误差大、随机性强,不能全面反映油井真实系统效率,不利于及时准确地发现和解决抽油机在运行过程中出现的问题。基于长庆油田较为完善的计算机信息网络,进行了系统效率在线监测研究及现场试验,取得了预期效果,可为规模化应用提供借鉴。

双层分采井管柱受压变形对策研究

针对双层分采井坐封时管柱易受压弯曲,且坐封载荷越大管柱变形越严重这一特点,提出通过控制井口管串预留高度来控制坐封载荷,是避免管柱过度弯曲的一种有效方法,并给出了计算井口管串预留高度的具体方法;为减缓中和点以下管柱受压变形,采用油管补偿器,以补偿油管的压缩量,减缓油管蠕动和偏磨。该方法通过在长庆油田耿83长x和长y试验区应用,坐封载荷合理,有效控制了管柱的变形。目前试验井生产正常,油井免修期均超过一年。

水力空穴法清除油田管线硫酸钡锶垢

水力空穴物理清垢技术是在射流喷嘴中加活动转叶或中心体,使流体绕流或在射流剪切层内形成大量涡旋,其中心压力降低,以便造成水射流内等处的局部压力降至该处的饱和蒸汽压以下,从而在射流内部产生数量众多并具有一定大小尺寸的空泡,形成冲击波,打破管内壁与污垢的黏合力,实现对管道的彻底清洗。将该清洗技术应用在清除油田管线硫酸钡锶垢时,可彻底清除注水管线、输油管线以及加热炉中的垢。

基于ArcIMS数据结构的尾矿库安全管理专家系统研究

利用ArcIMS数据结构的数字化、可视化技术将尾矿库空间实体信息表示为空间集、属性集和指标集,解决了尾矿库安全管理专家系统的知识库、图层库和规划数据库技术方案;再利用ArcIMS地图数据组织工具,将地理坐标在空间图层中标定出来然后生成相应的图层(*.shp)文件,这些文件就是尾矿库安全管理专家系统要发布和操作的对象;最后利用ArcIMS地图服务管理工具,结合尾矿库安全管理专家系统的规划决策功能,编制了尾矿库安全管理专家系统软件。

安塞油田三叠系长6油藏原油结蜡规律分析

通过对安塞油田长6油藏蜡样室内实验分析测试,显示长6油藏原油析蜡点为35℃,井筒结蜡主要以粗晶蜡为主,且井筒上部蜡样与下步蜡样在组分、蜡型含量上等方面存在差异,在宏观上表现为井筒下部蜡样比上部蜡样容易被清除,这对井筒清防蜡工艺技术对策的优选提供了重要依据。

环氧树脂改性无溶剂聚氨酯-丙烯酸树脂复合乳液及其性能研究

采用原位聚合法,制备得到系列环氧树脂(E-44)改性的无溶剂阴离子聚氨酯/丙烯酸酯(WPUA)复合乳液。通过傅里叶红外光谱(FT-IR)、热失重分析(TGA)、耐介质性及力学性能测试讨论了E-44用量对WPUA乳液及其膜性能的影响。FTIR表明,E-44中的—OH和环氧基都参与了反应。TGA表明,E-44的加入明显改善了涂膜的热稳定性。另外当W(E-44)=7.6%时,涂膜吸水率为6.13%,吸乙醇率为49.78%,呈现良好耐介质性;且涂膜硬度可达2H,附着力达到0级,耐冲击性合格。

季节性低温胁迫下陇东黄土高原油污土壤环境因子对耐冷混合菌场地生态修复的响应

为了揭示季节性低温胁迫下陇东黄土高原油污土壤环境因子对耐冷混合菌场地生态修复的响应机制,利用自主筛选构建的耐冷石油降解混合菌在甘肃省庆阳市庆城县马岭镇长庆油田陇东油泥处理站开展了为期7个月的场地修复实验,采用常规方法测定了不同季节土壤理化特性、酶活性和微生物群落特性等环境指标。结果表明:(1)在季节性低温胁迫下(9-11月)M2组(耐冷混合菌处理组)月平均降解率明显增加(P <0. 01),JZJ+M1组(金盏菊联合常温混合菌处理组)和M2组累计TPH降解率分别为15. 37%±3. 51%和28. 64%±4. 12%。(2) M2组土壤脱氢酶和多酚氧化酶在低温季节(LT)活性最高,且温度和处理存在显著交互作用(P <0. 01)。在土壤营养元素方面,无论何种处理方式(JZJ+M1和M2)二者含量均为RT (常温季节)高于LT (P <0. 05),同时明显高于CK组(P <0. 05)。(3) M2组土壤微生物群落Shannon-Wiener指数和均匀度指数在LT高于RT (P <0. 05)。(4)NMDS和Pearson相关性分析结果显示,M2组在低温季节具有较高TPH降解率主要与土壤多酚氧化酶、脱氢酶、单月TPH降解率(μ2)和Shannon-Wiener指数有关,且均呈极显著正相关关系。通过分析环境因子的季节响应,优化场地修复在低温环境的降解条件、加速低温期石油烃降解速率,以期为陇东地区低温耐冷混合菌场地生态修复技术的推广应用提供参考和基础数据资料。

苏里格致密砂岩气藏水平井体积压裂技术研究与试验

近年来,体积压裂技术成为非常规油气藏开发的关键技术。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩储层压力系数低,并且孔喉及渗流特征复杂,孔渗条件极差,属于典型的非常规气藏,前期水平井采用传统压裂技术改造单井产量低,难以实现经济有效开发。为实现气田水平井高效开发,通过分析苏里格气田致密砂岩储层天然裂缝发育程度、水平两项应力差以及脆性指数等影响体积压裂的主控因素,建立了苏里格气田致密砂岩储层体积压裂技术模式,研究试验形成了复杂裂缝网络特征压裂参数体系,创新形成了体积压裂高效工艺和液体体系。现场试验增产效果显著,总体上较常规水平井单井产量提高1.5~2.0倍,为国内致密气储层体积压裂设计提供了有益的借鉴。