新庄油田普通稠油化学助采技术及现场应用

新庄油田南三块为普通稠油油藏，由于构造破碎、油砂体小、边水活跃、原油粘度高，油水流度比大，导致油井开采后含水上升较快，采出程度低，开发效益差。针对现场情况，通过室内实验研究筛选出适合本地区的化学助采剂并现场试验推广，应用结果表明，该技术能降低原油粘度，使油井含水下降，产量上升。     

塔河油田井简降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa.s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000-100 000 mPa.s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺。     

塔河油田井筒降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa·s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000～100 000 mPa·s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺.     

微生物采油技术的研究及现场应用

针对油层原油性质，在室内模拟井下条件，通过测定处理前后油井产出的原油组成（含蜡量和烃组成）和物性（凝固点、粘度）、原油伴生水中有机酸的含量的水的表面张力的变化，在室内将油井产出的含水原油与微生物混合后测定生成气体的组成，研究了微生物在油层生存繁殖及对原油的作用机理。现场试验见到了明显的增油效果。     

不同气量高含水油井低温输送试验研究

随着我国油田的深入开发,油田的大部分油井已进入高含水期,对高含水原油采用加热或伴热的方式会使得集输能耗大幅上升,造成热能浪费。针对这一问题,在现场对不同气量的高含水油井开展了降温试验,对降温过程中的流型和压降变化进行了监测和分析,得出当温度较高时低含气量油井采出液为油水分层波浪流型,高含气量油井采出液为气液分层流型;当温度较低时,两种油井都出现了原油凝堵现象,可将第一个压降峰值定义为安全输送的温度界限,温度界限可比原油凝点低2～8℃。研究结果可为高含水原油不加热输送提供理论依据。     

用于油井计量的数字仪表

本文论述了电容含水分析仪测量原油含水的原理,及其在油井测量系统中的应用技术。通过介绍油井净油计量仪表的室内试验和现场测试方法、结果,分析了不同原油乳化液、游离水、矿化水含盐度、流体温度、液体中的含气量等因素对电容探头特性和电容探头测含水的影响;提出了原油乳化液的线性补偿方法。文章特别指出,在油井计量中应用电容探头技术,可以测量真正的原油乳化液,也可以用来测量高含水原油。     

高凝高粘原油井筒粘度计算模型

大港油田高凝高粘原油在不同含水、不同温度下的粘度测试结果表明,在不同含水条件下,随温度的升高,高凝高粘原油的粘度都有不同程度的降低,表现出了很明显的粘温特性;在同一温度下,原油的粘度随着含水率的变化是一个先增加后减小的过程,峰值含水区间为20%～40%;对实测原油粘度数据进行回归得到粘度计算经验模型。根据幂律流体流动规律分别建立了有杆抽油井上冲程和下冲程过程中井筒和杆管环形管道内流体流动的速度场模型和相对应的流体粘度计算模型。计算结果显示,所建立的井筒粘度计算模型与实测结果误差较小,大大优于常规油井井筒粘度计算模型,能够满足工程需要。     

高凝高粘原油井简粘度计算模型

大港油田高凝高粘原油在不同含水、不同温度下的粘度测试结果表明，在不同含水条件下，随温度的升高，高凝高粘原油的粘度都有不同程度的降低，表现出了很明显的粘温特性；在同一温度下，原油的粘度随着含水率的变化是一个先增加后减小的过程，峰值含水区间为20％～40％；对实测原油粘度数据进行回归得到粘度计算经验模型。根据幂律流体流动规律分别建立了有杆抽油井上冲程和下冲程过程中井筒和杆管环形管道内流体流动的速度场模型和相对应的流体粘度计算模型。计算结果显示，所建立的井筒粘度计算模型与实测结果误差较小，大大优于常规油井井筒粘度计算模型，能够满足工程需要。     

南堡35-2南区特稠油油田弱凝胶提高采收率探讨

针对渤海油田南堡35-2油田南区地下原油粘度高(达到800mPa·s),存在单井产能低、采油速度小、过渡带部位的油井含水上升快等问题,对弱凝胶提高开发效果进行了探讨。通过动态分析,认为含水上升的主要原因是原油粘度较大,流度比不利;从水驱油理论出发,利用油藏工程方法,对南区水驱效率较低的原因进行了系统剖析;提出利用弱凝胶驱油来改善水油流度比,提高水驱油体积波及系数,达到提高采收率的目的。矿场试验井组证实,该方法对改善水驱效果、保持地层能量有较好的作用。     

动静态资料综合研究油藏特征

T油田中区油藏埋深浅．高孔高渗,原油粘度较高,为普通稠油。油井生产初期可以自喷,天然能量充足。油井投产后含水上升速度快,无水期和低采油含水阶段时间短,开发10a后油田的综合含水超过85％。2004年后曾对中区进行了综合治理研究和现场实施,调整效果比较理想。2006年后油田产量呈下滑趋势,稳产难度加大,油田再次进入调整期。通过综合应用调整井的测井资料、饱和度监测、动态资料以及油藏数值模拟等方法,落实了剩余油的分布特点,发现实际动态资料与原地质认识有一定的出入,结合地质特征的重新进行研究,对油藏类型和驱动方式有了新的认识,为油田的下步调整提供了充分的依据。     

油井化学清防蜡不热洗技术在头台油田的应用

针对大庆头油田原油含蜡量高、凝固点高、粘度大等特点，探讨了所研究的ＣＹ－Ⅳ油溶性清防蜡剂的性能，经５口井现场试验及１８０多口井的应用，得出了用此化学清防蜡剂可使低含水、低产油井避免热洗的结论。     

用纯油计算仪改进原油含水率的测定

本文介绍了采用质量流量计的油井纯油计算仪的现场应用。在原油含水0～100％范围内,与二相分离器或三相分离器配套实现油井产液量、纯油量和含水率的计量测试;着重论述了提高原油含水率测量精度的机理;分析了不同含水乳化油含水测量和纯油计量的不确定度,以及应用中的有关问题。     

新型JDV降粘剂的研究与应用

稠油由于粘度高,流动阻力大,给生产造成很大困难。本文通过室内实验,分别用降粘剂JDV-2、JDV-3对4口油井进行降粘实验,结果表明,在相同条件下,降粘剂JDV-3的降粘率高于JDV-2的降粘率,即降粘剂JDV-3效果好。通过现场试验,降粘剂JDV-3满足了含水在10%~70%的稠油井使用,在实际生产中能够很好的降低原油的粘度和油井生产最大载荷,满足生产的需要,取得较好的经济效益。     

延长油井检泵周期工艺技术初探

结合油藏开发特点和生产实际,运用油井作业现场资料和日常生产测试资料等进行综合分析,明确了影响油井检泵周期的主要原因,即油井出砂、结蜡、杆柱断脱.在此基础上,通过细致分析,有针对性地研究改进措施和配套技术,达到延长油井检泵周期、提高油井生产时率的目的.同时针对油田开发中后期含水上升和原油物性逐渐变差的实际情况,对下步的技术攻关方向进行了探讨.     

坨二站地区原油不加热输送

坨二地区原油性质为高凝高粘。据统计,粘度(50℃)大于100厘泊的油井约占全区总井数的69%;凝固点为20~25℃的油井占总井数的52%。综合含水65%。据此,自1976年开始,全区试验采用了原油不加热密闭集输新工艺。     

多相混输原油在线含水检测研究现状及发展趋势

原油含水率的测试误差直接影响油井及油层动态分析,破坏电脱水器中电场,降低脱水效果,给原油集输造成很大能源浪费。目前,现场使用的在线含水分析仪有许多种类,常用的原油含水分析方法主要可分为密度法、射频法、微波法、电容法和射线法。比较各种检测方法的优缺点,并分析了多相混输原油在线含水检测技术的发展趋势。     

LCS-1原油流动改进剂的研制与应用

为了实现中高含水油井原油的冷输，研制了LCS-1原油流动减阻剂，并对其性能进行了评价。经现场应用，取得了较好的效果。     

单井极限含水率的确定及其应用

在油田注水开发过程中,由于各层系之间物性差异及同一层系非均质性的影响,致使在同一注水开发区内,有些采油井含水很低,而另一些采油井含水却很高。另一方面,随着含水率的不断上升,采油成本也必将不断增加。当含水上升到某一数值时,油井生产出的原油价值恰好抵偿油井生产过程中的全部劳动消耗。这个数值称为极限含水率。当含水率高于极限含水率时,油井生产必将出现亏损局面,油井应立即停止生产。因此,     

西柳站高含水油井常温集输温度界限试验研究

高含水期油井集油的加热能耗会迅速上升,而常温集输可以有效降低集油能耗。高含水原油可在原油凝点以下进行常温集输,但集输温度低于其粘壁温度时,会发生原油在壁面粘附积聚的情况,影响油田实际生产运行,因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限,用于衡量高含水油井常温集输是否可行。通过大量的油田现场试验,利用可视化的试验管路系统,通过停用三管伴热降低油水进站温度的方法,研究了华北油田西柳站油水两相流的管输流动状态以及常温集输的温度界限,得到了集油进站温度与管线压降之间的关系,并发现粘壁温度下压降突增的现象,从而得到了各试验油井的常温集输温度界限。实际生产条件下测得的温度界限均低于原油凝点1~3℃,且油井产液量越大,含水率越高,粘壁温度越低,实现常温集输的温度界限越低。     

南堡35-2油田弱凝胶调驱优化及实施效果分析

从海上油田开发实际需求出发,针对南堡35-2油田特点和存在问题,对弱凝胶的适用性进行了分析。利用室内实验方法,对影响弱凝胶调驱的关键参数,如原油粘度、调驱时机和调驱剂用量进行了实验分析,实验分析结果表明,原油粘度越大,调驱效果越差;弱凝胶最佳注入时机为含水40%;弱凝胶用量越多,驱油效果越好;并在研究的基础上开展了现场实施。实施结果表明,弱凝胶调驱能够降低视吸水指数,控制含水上升,改善水驱效果。