尕斯油田单井常温集输工艺

尕斯油田经过十多年开发,原油综合含水率已上升到65%左右,现有油气集输系统高能耗、低效率的矛盾严重制约油田开发水平。通过理论计算和现场试验,提出了单井常温集输工艺流程,并对流程适用范围进行了界定。     

气液常温分离工艺在涩北一号气田的应用

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一，从1995年开始试采。试采期间气液分离采用井口注醇、站内节流降温的低温分离工艺。随着气田开发规模的不断扩大，地层能量衰减速度加快，导致压力急剧下降，仅靠低温分离工艺已不能适应气液分离要求，必须依靠外部脱水装置进行深度脱水，导致生产运行费用急剧增加。为解决该问题，通过技术改进和理论计算，提出了站内先加热后节流常温分离工艺后，再用三甘醇脱水装置脱水的改进方案， 并在2号集气站进行了现场试验。通过试验，取消了注醇工艺，简化了操作流程，彻底解决了由于甲醇泄漏带来的安全隐患，并使综合运行费用降低了38.8%，取得了很好的经济效益和社会效益。该工艺技术的成功应用，说明在气田开发中后期，当井口压力下降，采用节流膨胀制冷无法满足天然气外输要求时，气液分离采用常温分离工艺要优于先前的低温分离工艺。     

高效混凝技术处理尕斯油田污水

尕斯油田污水处理系统经过近20年运行,存在注水水质不合格、处理后污水不稳定现象,严重影响油田注水工作.通过对污水性质进行分析,结合国内其他油田做法,提出了采用高效混凝技术来解决长期困扰油田的污水处理后水质不达标难题的建议.该技术通过调整污水中某些化学成分来控制腐蚀、抑制结垢、杀死细菌,从而达到提高污水配伍性和注入性的目的.高效混凝技术目前已在尕斯油田污水处理系统成功试运行,运行效果良好,达到了预期目标.     

深井压裂酸化封隔器在尕斯油田的应用

青海尕斯油田深井分层压裂酸化由于地层破裂压力高而导致措施施工压力过高，由此对井下措施管柱及工具的耐压要求也有相应的提高。作为井下措施管柱主要承压工具的封隔器，其承压能力必须达到一定的标准才能满足深井分层压裂酸化措施施工的需要。JHY241型单向锚定深井压裂酸化封隔器自2001年来在尕斯油田90多井次深井分层压裂酸化现场施工的成功应用，证实其是最适合尕斯油田深井分层压裂酸化施工的封隔器。该封隔器座封成功率达90％，封堵成功率达90％，一次解封成功率达90％，单级封堵井的解封上提力约为10KN。     

高效混凝技术在青海尕斯油田污水处理系统中的应用

青海尕斯油田污水处理系统建于上世纪九十年代,经过近二十年运行。该系统存在注水水质不合格、处理后污水不稳定现象,严重影响油田注水工作。通过对污水性质进行分析,结合国内其他油田做法,提出了采用高效混凝技术来解决长期困扰油田污水处理后水质不达标难题的建议。该技术通过调整污水中某些化学成份以控制腐蚀、抑制结垢、杀死细菌。从而达到提高污水配伍性和注入性的目的。高效混凝技术目前已在尕斯油田污水处理系统成功试运行,运行效果良好,各项运行参数达均达到预期目标。     

两种气液分离工艺的应用与比较——以涩北一号气田为例

涩北一号气田是青海油田主力生产区块之一,1995年投入试采以来一直采用传统低温分离工艺来进行气液分离。但随着气田开发规模的不断扩大与地层能量衰减速度的加快,井口压力急剧下降,低温分离工艺已不适应气液分离要求。针对开采压力降低后低温分离工艺的缺点,提出采用在站内先加热后节流的常温分离工艺,并将这一工艺与低温分离工艺进行了技术经济比较,得出常温分离工艺在气田开发中后期优于低温分离工艺的结论。