胜利油田埕东联合站泡沫驱采出液综合处理技术

针对埕东联合站进站采出液出现原油乳化稳定性增强,在各处理阶段原油含水率普遍严重超标的问题,研究了泡沫剂对采出液乳化稳定性的影响规律,发现泡沫剂的存在导致采出液的乳化状态更加稳定,乳化类型更加复杂,同时温度和沉降时间等因素对采出液的乳化稳定性也有一定影响.通过室内优化筛选出适用于泡沫驱采出液油水分离的处理剂,现场应用结果证实,采用室内合成的SE-87和SE-86处理剂后,外输油含水率小于1%,且在药剂投加量、站内运行成本、资源利用、改善站内工艺流程等方面都具有巨大的优势,仅药剂成本及加热炉成本每年就可以节约资金约650×104元.     

三元复合驱产能设计先进性分析

设计中根据三元复合驱采出液特点、结合油田的实际开发,对前期三元实验成果进行应用、验证,采用多项新工艺、新技术、新设备、新材料,油、平面布局合理,节省了建设投资,降低了能耗和运行成本,取得了明显的效益,为三元复合驱采出液处理、配制、注入积累实际工程经验。     

采出液回注方式对驱油效果的影响研究—— 以辽河油田 J 区块为例

辽河油田 J 区块多数油井高含水,储层非均质性强、层间矛盾突出,为了提高 J 区块的原油采收率,实施了二元复合驱。 二元复合驱会产生大量采出液,而采出液中含有化学剂,排放会对环境造成污染,且处理成本较高。 利用室内驱替实验来模拟二元复合驱的采出液,优化采出液的回注方式,研究二元复合驱采出液回注的可行性。 结果表明：聚合物含量较高的采出液可直接作为二元复合驱油体系的前置段塞;采出液原样可直接作为后续保护段塞并后续水驱;采出液的不同回注方式均可提高化学驱采出程度（化学驱采出程度均大于 20% ）,采出液的回注不仅可以节约聚合物的用量,同时可以解决采出液的污水处理问题。     

杜84断块水平井蒸汽吞吐效益分析

水平井具有生产成本低、周期生产时间长、产量高、油汽比高等优势,在油田开发中应用越来越广泛,因此提高水平井蒸汽吞吐效益至关重要.从水平井成本的变化趋势、不同开发部署方式与不同层系、敏感性等方面分析水平井生产运行成本变化规律,对影响水平井蒸汽吞吐效益因素及技术对策进行简要阐述,建议不断优化水平井注采参数、完善水平井配套工艺技术,以降低周期运行成本,提高水平井蒸汽吞吐效益.     

优化液压泵系统,提高深层注水效益

欲控制作业成本 ,需要严密监控井下液压泵的工作动态、降低耗电量、提高动力液效能、查找造成泵磨损的原因 ,而优化井下液压泵送系统就可以降低耗电量和泵维护费用 ,提高液压泵动力液效能和深层水驱效益     

单井效益评价在杜84块的应用

运用单井效益评价系统,对杜84块油井进行综合评价,分析了油田操作成本的构成因素,探索降低操作成本的方法和途径,优化了单井注采方案,加强了措施前实施论证,在节能创效活动等方面取得了显著的效果.通过深入开展单井效益评价工作,实施低成本战略,实现作业区生产组织的经济运行.     

实施精细油藏描述 提升油田开发效益

针对孤东油田多年开发后面临采出液含水高、产量递减快等严峻的形势,油田地质科技人员优化产量结构,创新开发技术,精细油藏描述,奠定了增储上产基础,使油田开发效果得到了改善,取得了集成效益。     

稠油热采优化组合注汽技术研究

近年来,稠油热采受采出程度高、限压注汽、汽窜、水淹、投产新井厚度薄、待认识落实的油层多等因素的影响,油汽比低,生产成本高。以往单一的注汽模式已经不适应稠油热采逐渐扩大的生产规模和日益复杂严峻的开发形势。着重从优化组合注汽、优化注汽参数入手,研究总结出进一步提高稠油热采吞吐效益的技术,以实现产量和成本的有机统一。     

油田采出液超声强化破乳技术研究

油田进入高含水开发期时采出液性质愈加复杂,单独采用常规或新合成的破乳剂均难以达到满意的破乳效果,采出液处理难度和成本增加。超声波脱水技术具有能耗低、清洁高效等特点,特别是为黏度较高的稠油脱水提供了经济、有效的途径。为降低采出液处理系统能耗及成本,提高油田开发效益,采用超声波技术对原油采出液进行了脱水处理,重点研究超声强度、作用半径、作用时间及温度等对破乳效果的影响,并与现场药剂破乳效果进行了对比。实验条件下,以稠油采出液为处理对象,最佳超声振幅为40μm,作用半径为40 mm,作用时间为80s。振幅过大及作用时间过长会导致过乳化,不利于破乳;作用半径超过40 mm后脱水率迅速下降;温度升高,脱水效果提升。需根据油品性质,选取最优作用时间、作用强度等参数。采用显微镜对超声波破乳处理前后的原油进行微观表征,与单一破乳剂作用相比,超声波-破乳剂耦合强化破乳可提高脱水率约15～20个百分点,该技术对中质油的处理效果更为明显。     

稠油热采优化组合注汽技术研究

近年来，稠油热采受采出程度高、限压注汽、汽窜、水淹、投产新井厚度薄、待认识落实的油层多等因素的影响，油汽比低，生产成本高。以往单一的注汽模式已经不适应稠油热采逐渐扩大的生产规模和日益复杂严峻的开发形势。着重从优化组合注汽、优化注汽参数入手，研究总结出进一步提高稠油热采吞吐效益的技术，以实现产量和成本的有机统一。     

油井大规模压裂对脱水系统的影响及对策

大规模压裂后的油井采出液中含有胍胶等各种添加剂,使得采出液成分复杂,黏度大,采出液乳化严重,机械杂质含量高。这样的采出液进入地面原油脱水和污水处理系统,对采出液处理系统的冲击较大,主要表现为脱水设备的淤积物增多,电脱水器容易倒电场,脱水系统放水悬浮固体含量高。通过现有工艺运行参数和处理药剂的优化,应用对高含压裂液采出液适应性强的电脱水配套供电设备,建立现有采出液处理系统处理高含压裂液运行机制,提高了脱水系统运行平稳性。     

海上热采井钻井液储层保护技术

渤海油田稠油资源丰富,热采是稠油开发的主要手段,为适应特殊热采开发环境,充分利用非常规稠油特点及高温注热工艺特性,降低成本,开展稠油热采井钻井液储层保护技术研究顺应形势需求。以渤海旅大5-2N稠油热采井为例,结合油藏独特的物理性质,分析潜在敏感性损害因素,通过强抑制剂优选、热降解性能评价、密度优化、封堵剂优化和储层保护性能评价,形成了适合稠油热采水平井的改进型钻开液体系。该体系抑制性强,与地层流体配伍性良好,高温条件下降解产物为黑色碳,岩心渗透率恢复值大于85%,具有良好的储层保护效果,同时可降低成本40%。      

稠油油藏效益注汽主要方法及评价——以金家油田金17块Ed3363小层为例

金家油田金17块Ed_33~(63)小层为普通稠油油藏,主要采用水平井蒸汽吞吐方式开采。近年来热采效果逐轮下降、地层能量低、汽窜现象加剧等开发问题日渐突出,同时受高注汽成本影响,蒸汽吞吐工作量减少,热采方式受限。为解决注汽效果与经济效益的矛盾,在本区块开展优化选井工作,通过数值模拟研究及开发动态分析,以地层剩余油及压力分布、地层亏空、周期油汽比等指标筛选吞吐转周井,并通过经济效益测算排除无效益或低效益油井;同时,为进一步提升注汽效果、控制注汽作业费用,通过优化注汽参数,研究合理注汽强度、氮气与蒸汽混注比例。矿场实施后热采效果及经济效益良好,对金家油田效益注汽具有一定借鉴作用。     

聚合物驱游离水脱除器

在大庆油田,采出液中由于聚合物的出现和增加,采出液的性质发生了明显的变化。这就要求对采出液处理设备进行研究,主要研究内容包括:①设备结构的优化;②新型填料的开发;③填料的分布方式、组合形式及安装结     

稠油采出液管式预脱水工艺技术研究与应用

随着油田开发到中后期,采出液含水逐渐上升,进入联合站液量增加,造成地面工艺设施超负荷,油水处理效果差;原油脱水能耗高、运行成本高等问题。开展稠油采出液预处理技术研究,采用管式预脱水工艺技术,解决了上述问题,节能降耗效果明显。     

页岩气井同心双管排采新工艺研究

为了克服单一排采举升工艺的不足,实现页岩气井在高液量和低液量时期均能连续排采,研究应用了同心双管组合排采工艺。基于速度管柱排水采气可以降低页岩气井临界携液流量、增大井筒中气体流速、提高气井携液能力的思路,优化了页岩气井速度管柱,速度管柱直径优化为φ48.3 mm;实现了排采前期液量充足时采用高排量电潜泵排液,液量较低时采用气举诱喷。该技术在彭页 HF-1 井开展了现场试验,措施后排采井日产液37 m3,日产气量20 250.65 m3,累计产气量151.32×104 m3。试验结果表明, 页岩气同心双管排采工艺技术可以降低页岩气井临界携液流速,为页岩气井的连续排采提供了新的技术支持。      

风城油田SAGD循环预热采出液处理技术

在风城油田SAGD循环预热采出液处理中使用常规破乳药剂无法实现油水分离,采出液进入稠油处理站后,易造成净化原油含水升高、脱出污水净化困难。随着超稠油SAGD开发规模的不断扩大,亟待解决循环预热采出液的处理难题。通过物性分析、显微照相和Zeta电位测定等手段研究了循环预热采出液的稳定机理以及循环预热采出液的胶体分散特性,并研制出复合净水药剂进行破胶,结合工艺优化实现了循环预热采出液的油水分离、浮油脱水和污水净化,形成了"汽液分离+喷淋降温+油水分离+浮油回收"的循环预热采出液处理工艺技术。该技术为SAGD规模开发提供了技术保障,为同类油藏的开发提供了借鉴。     

风城油田SAGD循环预热采出液处理技术

风城油田SAGD循环预热采出液使用常规破乳药剂无法实现油水分离,进入稠油处理站后,易造成净化原油含水升高、脱出污水净化困难。通过物性分析、显微照相和Zeta电位测定等手段研究了循环预热采出液的稳定机理,认识了循环预热采出液的胶体分散特性,并研制出复合净水药剂进行破胶,结合工艺优化实现了循环预热采出液的油水分离、浮油脱水和污水净化,形成了"汽液分离+喷淋降温+油水分离+浮油回收"的循环预热采出液处理工艺技术。该技术为SAGD规模开发提供了技术保障,为同类油藏的开发提供了借鉴。     

留北潜山大排量双作用柱塞泵的应用

留北潜山油田具有丰富的地热资源,供液能力比较充足,传统采用潜油电泵举升工艺,能达到大排量提液需求,但存在能耗高、维护成本高等缺点。因此研究了双作用泵配套塔式抽油机举升工艺,该工艺通过一次往复冲程完成两次进液和出液,可达到潜油电泵的排量,现场应用时配套塔式抽油机、开关磁阻电动机等节能设备,可大幅降低采液能耗,同时兼具维护成本低,操作简单等优点。现场应用6口井,日节电率与同排量的潜油电泵相比达到85%以上,节能、节支效益显著,为地热资源低成本高效开采提供了技术手段。     

三元复合驱采出液新型破乳剂研究

近年来,为保证原油稳产,大庆油田大面积推广应用三元复合驱油技术,在增加原油产量和大幅度提高原油采收率的同时,采出液中残留的聚合物、碱、表面活性剂含量逐渐增多,导致采出液乳化严重、破乳效果差、药剂用量大、处理成本高等问题,给生产管理带来了较大难度。因此,开展了新型三元破乳剂研究。论述了三元复合驱采出液的主要特性和三元破乳剂破乳原理,针对杏十联地区三元-1、三元-2转油站采出液特性,研发了7种新型破乳剂,以及室内试验和现场试验情况。研发的破乳剂配方和加药模板,对于油田其他区块三元复合驱采出液破乳,具有一定的参考和借鉴意义。