喇嘛甸油田范文（精选7篇）
喇嘛甸油田 第1篇
PEOffice软件是一款面向井位图操作的综合油气生产管理与优化设计软件, 面向井位图操作方法的引入不仅使油气井的日常技术数据管理分析和生产参数优化设计更方便, 更重要的是对油气井的生产统计分析和管理能和带有地质信息或地面信息的井位图直接对应, 这样非常有利于全面地找出油气井的生产规律, 为在油田范围内系统优化油气井的生产提供科学的依据。
2、油藏工程模块功能应用
根据实际生产、科研的需要, 选择了9-203区块作为软件推广应用区块, 以解决生产中存在的问题, 通过分析生产潜力, 对生产井进行相应的措施, 取得了较好的效果, 一方面为制定区块的综合调整方案及开发指标预测提供了依据, 另一方面提高了对老油田生产的技术管理水平和工作效率。
2.1、Wellmap (井位图编辑) 模块应用
2.1.1、井位图绘制
从数据库读取数据, 生成数字井位操作步骤非常简化, 一步成图, 提高办公效率。
2.1.2、等值线图的绘制
该模块可生成各类油藏参数的等值线图, 为油藏管理人员进一步认识油藏、发现油藏物性特征提供了技术支持。
2.2、ProdAna (生产动态分析) 模块应用
2.2.1、实现对不同生产数据的各种形式的统计
应用PRODANA可以快速地实现对不同生产数据的各种形式的统计。统计结果以电子表格形式输出。
2.2.2、快速生成各种形式的生产曲线
ProdAna可以直接利用数据快速生成各种形式的单井、井组和区块及油田的生产曲线。采油曲线随用随画, 非常直观、方便, 大大减轻了地质技术人员的劳动强度。
2.2.3、
生成区块总开采曲线
2.2.4、快速进行参数影响因素分析和参数分布分析
Prod Ana可以利用数据直接进行参数影响因素分析和参数分布分析, 生成相应的图表
2.3、Wellinfo (油气井信息管理) 模块应用
Wellinfo可选择性地以井位图为操作对象进行油气井静态数据编辑, 在查询显示数据时可以快速显示:井组栅状图、联井剖面图、井组剖面图等。
2.4、ProdForecast (生产动态预测) 模块应用
采用多种静态方法对可采储量进行预测, 相互对比, 使预测结果更加准确。
3、PEOffice软件在水驱调整中的作用
为把PEOffice软件应用于水驱动态调整工作中, 选择无效循环严重的喇9-203井区做为典型区块, 进行数据统计分析、图幅的快速生成、提出调整措施、分析调整效果。喇9-203井区含油面积2.16km2。共有注水井36口, 平均注水压力12.1MPa, 日注水140m3。共有采油井67口, 平均日产液98t, 日产油5t, 综合含水94.7%。
3.1、采油井方面
统计喇9-203井区日产水量大于90m3的18口井, 占注水井总数的27%;含水大于96%的井17口, 占油井总数的25%。为堵水措施方案的编制提供了基础信息。
对9-203区块确定调整思路:对于产液量、含水较高的采油井上主要采取两种作法:对隔层发育稳定、层间矛盾突出的采出井采取机械堵水;对剩余油主要分布在沉积单元上部, 具有稳定发育的物性夹层的采出井, 采取层内堵水。
3.2、注水井方面
利用Wellinfo中井组剖面图功能, 分析注采关系, 再根据新井的水淹解释资料、注水井的吸水剖面资料确定厚油层内无效循环部位。根据上述思路, 实施水井细分10口。
4、应用认识与建议
4.1、应用认识
1.PEOffice功能设计系统完整, 应用后提高了油气生产的技术管理水平和工作效率, 更好地挖掘油气生产潜力。
2.P E O f f i c e的面向井位图的操作方式, 不仅使油气井的日常技术数据管理分析和生产参数优化设计更方便, 更重要是使油气井的生产统计分析能和带有地质信息的井位图直接对应, 这样有利于找出油气井的生产规律, 为优化油气井的生产提供科学的依据。
4.2、存在问题及建议
1.Peoffice软件目前采用一个浮动许可证, 同一个模块只能登陆1个用户端, 给应用带来了不便。
2.PEOFFICE软件在Prodforecast应用中应建立用户自建区块的直接调用, 提高软件的方便、灵活性。
3.Wellinfo模块中剖面图、井组栅状图中油层连通关系存在错误, 且不能人为修改。厚油层的细分功能不强。
4.由于软件涉及面广, 应用还存在一定的难度, 希望组织软件应用人员进行培训, 不断提高软件应用效果。
摘要：随着计算机应用技术的高速发展, 油田开发数据库日益完善, 油藏动态分析的手段也日益更新。需要建立数据库信息资源与动态分析工作的快速连接。PEOffice的四大油藏工程模块, 使油藏动态技术人员能够充分利用油田已建立的数据资源, 使油田动态分析更加方便、快捷, 工作效率得到提高。为把PEOffice软件应用于水驱动态调整工作中, 选择无效循环严重的喇9-203井区做为典型区块, 进行数据统计分析、图幅的快速生成、提出调整措施、分析调整效果。
关键词：PEOffice,无效循环,水驱动态调整,调整措施,调整效果
参考文献
[1]巢华庆.大庆油田稳油控水实例选编.1993年10月
喇嘛甸油田 第2篇
喇嘛甸油田现有变电所23座，供配电能力39.72×104kVA;所辖6 kV配电线路173条，线路长1 490 km。为121座站库、4 388口油井等井站提供配电电源。6 kV线路年消耗电量6.2×108kWh，全厂电量以11.9×108kWh计，占全厂总用电负荷的52.1%。
目前，喇嘛甸油田按区块分为喇南中块、喇北西块、喇北北块、喇北东块四个区块，喇南中块6座变电所负载率较合理，为46.16%;6 kV线路电网密度最小，为13.8 km/km2。喇北西块6座变电所供配电能力最大，达到122 600 kVA;线路密度最大，达到17.4 km/km2;所辖井最多，达1 311口。喇北东块6座变电所平均负载率最低，为29.96%;6 kV线路最少，为40条线路，344.2 km;所辖油井和站库最少，负荷较轻，设计供配电能力富裕量较大。因此，变电所和6 kV配电网均有优化的空间，见表1。
2 配电网优化思路
2.1 优化思路
依据喇嘛甸油田配电系统现状及相应规范要求，确定全厂配电网优化思路：应用高效节能技术，降低以变压器为主的线路能耗点的无效损耗;将单条线路改树干式为放射式配电方式、实施分段运行模式，以缩短供配电半径、降低线路网损;实施线路合理覆盖、优化各变电所间区域负荷，以降低供配电系统区域综合损耗。实现能耗节点、线路、各变电所间的供配电系统“点、线、面”逐级节能降耗。
2.2 技术指标
1）确定油气田供配电系统经济运行考核指标。
依据油气田供配电系统经济运行规范的要求：6 kV配电线路及配电变压器网损率应不大于6%;供配电系统功率因数应大于0.9[1]。
2）确定变压器负载率合格标准及经济运行区间。
依据油田生产系统节能监测规范的要求：变压器负载率不小于30%为合格。电力变压器经济运行规范中要求：单台变压器的最佳运行区为变压器负载系数β满足[2]：最佳经济运行区上限负载系数为0.75，最佳经济运行区下限为1.33β2JZ(βJZ为变压器综合功率经济负载系数)。
3）确定配电网压降标准。
依据供配电系统设计规范规定：正常运行情况下，无特殊规定的用电设备端子处的电压偏差允许值宜为±5%额定电压。
3 配电网络优化运行措施
3.1 应用高效节能技术
3.1.1 变压器合理匹配技术
1）实施更换高耗能变压器。
目前，喇嘛甸油田井用变压器为4 266台，其中S7及以前系列高耗能变压器为1 431台，S7系列变压器作为全国第一代节能变压器，在1998年被列入国家第十七批淘汰落后机电产品名录中。2012年，全厂对S7及以前系列的高耗能变压器进行更换改造，更换为S11以上系列节能变压器，共计102台。
2）实施一变多井变压器匹配节能技术。
依据供配电系统设计规范规定：正常运行情况下，电动机端子处的电压偏差允许值为额定电压的±5%;供配电系统的设计为减小电压偏差，应降低系统阻抗[2]。油井变压器低压侧输出电压为400 V，电动机额定电压380 V。根据电动机的实际有功功率在10～20 kW，以35 mm2铝芯电缆计，当电缆长度为60 m时，电压为382～364 V，即电压降为+1%～-4.2%，满足电动机正常运行要求。因此，经计算确定：变台距可实施一变多井的油井供电距离应控制在60 m范围内。
几年来，先后实施一变多井节能技术279套。合并、拆除、少建变台284座，节省变压器284台，见表2，降低配电容量8 800 kVA。
3）实施变压器经济运行节能技术。
目前，喇嘛甸油田现有井用变压器4 266台，平均单台变压器容量为69.5 kVA，单井电动机平均运行功率为15.8 kW，变压器平均负载率为30.3%。因此，结合油井电动机运行现状及最大工作参数，确定变压器与电动机合理匹配原则是：选用变压器的容量应为实际运行电动机额定功率的0.9～1.1倍。
依据变压器与电动机合理匹配原则，全厂合理匹配变压器587台，降低变压器容量1.76×104kVA。
以上三项节能措施，累计降低配电容量2.64×104k VA，变压器负载率由30.3%提高到48.5%，节电568.8×104kWh。
3.1.2 实施无功补偿技术
根据国家电网要求，当6 kV及以上供配电线路自然功率因数在0.9以下时，应进行人工无功补偿。围绕提高线路的功率因数，SY/T 6373—2008《油气田电网经济运行规范》要求：油气田电网无功补偿应坚持固定补偿与自动补偿相结合，以固定补偿为主;分散补偿与集中补偿相结合，宜以分散补偿为主[3]。
1）实施线路高压单井无功补偿技术。
由于，喇嘛甸油田井用变压器平均负载率为30.3%，单井电动机平均运行功率为15.8 kW，为避免在单井实施无功补偿时造成线路过补偿现象，根据图集电-16189单井变台安装高压电容器的要求，结合现场实际，确定我厂单井变台安装的高压电容器容量，见表3。
在全厂11条线路的120口井实施了高压无功补偿，共安装容量3 000 kvar。
2）实施线路动态无功补偿技术。
依据集中补偿与分散补偿相结合的补偿原则，在全厂15条6kV线路上安装动态无功补偿装置15套，作为高压分散无功补偿技术的配套节能技术，提高原有线路的线路功率因数。累计安装容量1 500 kvar。
3）实施井用变压器无功补偿技术。
依据高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主的原则，在更换和应用的377台新型节能变压器低压侧，实施安装了补偿电容器，见表4，对变压器无功损耗进行就地补偿，减少经变压器传输的无功量，降低变压器的运行电流和负载损耗。累计配备电容器3 100 kvar。
以上三项节能措施，累计安装电容器7 600kvar，功率因数平均由0.79提高到0.91，节电618×104kWh。
3.2 实施线路分段运行
喇嘛甸油田6 kV配电线路采用双侧电源单回路单变压器为机械采油井排供电模式，双侧电源分别引自线路两端的变电所，线路正常运行时，由其中一座变电所供电，形成了树干式线路供电模式，线路检修或故障时，分段线路的分段开关，实施线路分段或部分线路运行模式。
由于，喇嘛甸油田6 kV配电线路173条，线路长1 490 km，平均每条线路长8.61 km，平均线路网损率为5.49%，电网密度为14.9 km/km2，每条线路的干线平均距离为4.27 km，支线平均距离长为4.34 km。线路树干式配电模式增加了线路末端的电压损失和线路损耗。因此，在线路干线中间适当位置安装真空断路器，分断线路，实施两端电源分别供电，线路由原来的一条树干式配电线路改为2条放射式配电线路，缩短了供电半径，减少了线路损耗和电压损失。
2012年，全厂对33条未分段运行的线路，实施线路加装真空断路器改造，改造后实施分段运行。预计年节电462×104kWh。实施后，全厂在运173条线路有126条实现分段运行，23条联络线为保证变电所所用电可靠性需整条运行，3条带终端负荷线路不能分段，还有21条线路未实现分段运行，需进行分段开关改造后实现。表5为公司节能技术检测评价中心对全厂5条线路网损率测试情况。其中，4条线路为分段运行方式，1条线路为未分段运行方式，从测试结果可以看出，分段运行的4线路线损率远低于6%标准值，见表5。
3.3 优化区域负荷
在喇北东块6座变电所中，喇Ⅱ-1变电所的负荷率为34%，喇360变电所为18%，喇十三变电所为25%。针对喇北东块变电所平均负荷率偏低，各变电所负荷不均衡的现状，实施区域间6 kV线路负荷调整。
2012年，对喇Ⅱ-1变喇八排线、喇Ⅱ-1变钻井线等6条线路进行优化调整改造，改造后喇Ⅱ-1变喇八排线带有18口井和3座站，喇Ⅱ-1变钻井线带有36口井，线路供电半径平均缩短了3.2 km，降低了线路损耗，拆除交叉跨越线路2处，低洼地带线路30档，见表6。累计节电88×104k Wh。
上述配电网线路优化运行节能措施实施后，综合节电1 736.8×104k Wh。
4 结论及认识
1)针对线路高耗能变压器多，部分线路功率因数低的现状，实施更换高耗能变压器、线路安装无功补偿装置等高效节能技术措施，是通过改善能耗节点降低线路损耗的最直接有效的手段之一。
2)线路实施分段运行模式，将单条线路由树干式改为放射式供电方式，不仅缩短了供配电半径、降低了线路网损，减少了电压损失，还由于线路改动小，投资低，节能效果更显著，应在6 kV配电网中加大推广应用的规模和力度。
3)优化配电网区域负荷的措施，由于涉及变电所、6 kV线路以及所辖井站负荷较多，改造量大，投资回收期长。因此，在实施中需考虑中长期开发规划、负荷分布及管理计量等因素，应结合产能或老改等项目统筹实施。
参考文献
[1]高丙绅,姜衍智,王振良,等.油气田配电系统经济运行规范[M].北京:中国计划出版社,1998:3.
[2]胡景生,赵跃进,董志恒,等.电力变压器经济运行规范[M].北京:中国计划出版社,2008:4-5.
喇嘛甸油田 第3篇
喇嘛甸油田已进入特高含水期, 全油田综合含水已达91.68%, 其中水驱年均综合含水93.30%, 水油比高达14∶1, 生产操作成本逐年增加。掺常温水和不掺水冬季常温输送试验及配套设施的研究与应用, 旨在进一步降低能耗, 缓解成本压力, 为喇嘛甸油田实现全面常温输送奠定基础, 也为其他油田开展冬季大规模常温输送积累可借鉴的实际经验。
1不加热集输技术应用概述
喇嘛甸油田在进入特高含水期后[1,2], 采出液流动性较中、高含水期有了较大改善。通过特高含水期管输特性理论模型研究[3], 证实了单井回油温度在20℃以上, 可以开展不加热集输;在喇290转油站开展冬季掺常温水和不掺水试验, 证实了转油站可完全实施不加热集输的可行性;在喇I-1联合站地区, 开展了联合站区域不加热集输试验研究, 验证了联合站脱水、污水系统对低温的适应性。现场试验首先在38座转油站成功推广不加热集输技术, 后扩大至7座联合站 (100%) 、42座转油站 (91.13%) 、238座计量间 (79.87%) 、2175口油井 (79.55%) , 其中有3座转油站采取降温集输方式。
在转油站集输方式落实上, 具体站具体分析, 高含水水驱转油站直接常温集输[4], 聚驱转油站以及过渡带地区转油站采取逐步降低掺水温度的方式, 摸索其不加热集输的适应性。自季节性不加热集输试验开始, 到大规模不加热集输, 取得了显著的经济效益, 累计节气16 877×104m 3, 累计节电6 053×104 (kW·h) , 创经济效益11 855.54×104元。
2不加热集输技术配套措施
2.1单井
2.1.1确定单井不加热集输方式
对于日产液量大于80m 3/d、含水大于90%, 计量间回油温度在40℃以上的油井采用双管集油工艺, 正常生产情况下停掺水、双管集油, 其它情况下接通掺水流程循环, 防止管道冻堵。对于日产液量20～80m 3/d、含水大于70%, 回油温度在39℃以下的油井采取掺常温水集输方式。对于回温度小于30℃、日产液量低于10m 3/d且不连续出油的井, 含聚浓度较高且产液低于20m 3/d的油井, 在油压持续升高的情况下, 井口安装电加热器。
2.1.1安装防冻压力表
常规压力表在冷输期间不能正常计量, 安装防冻压力表确保井口压力正常录取。
2.1.3加强管道保温防冻
针对冷输期间集输管道浅埋、过桥位置容易出现冻堵现象, 加强了防冻工作, 浅埋管道进行覆土深埋, 管道过桥保温处理。
2.2计量间
(1) 部分不掺水双管生产井双管温度需通过调节控制平衡。采用井口控制温度, 操作难度较大, 现场工作量大。将井口控制改为在计量间控制 (见图1) , 提高了控制效果。
(2) 确保单井正常量油。在不加热集输过程中, 采取计量间内高产液、高含水井通过分离器的方法, 利用单井回油温度为分离器提供伴热热源, 确保分离器不冻堵。对于个别低产液、低含水井在量油结束后用高产液、高含水井冲洗分离器, 确保量油结束后分离器底部无原油滞留。
2.3 转油站
2.3.1 集中热洗
对洗井周期相近的井分期分批集中热洗。冷输前洗井1次, 冷输过程中加洗1次, 冷输结束后再洗井1次。
2.3.2 独立采暖伴热
由于大部分转油站采暖及场区伴热均由掺水系统负担, 为解决转油站掺水炉停运后站内的采暖及伴热问题, 采用小型常压燃气锅炉, 改造转油站采暖流程为独立采暖工艺, 实现站内独立采暖伴热。
2.3.3 二合一炉加装伴热盘管
实施不加热集输后二合一加热炉仍需起缓冲作用, 由于温度下降造成加热炉顶部凝油导致调节阀失灵, 通过在加热炉内部加装伴热盘管加以解决。
3 不加热集输技术存在问题及措施攻关
3.1 脱水站来液温度低, 影响外输油指标, 开展低温药剂试验
随着不加热集输的规模性开展, 脱水站平均进站来液温度在39℃左右, 比不加热集输前平均下降了7℃左右, 外输油含水、水质指标出现超标现象, 系统运行不稳。因此开展低温药剂评价攻关试验, 试验先室内后现场进行评价。
3.1.1 低温破乳剂实验
在低温药剂评价实验中通过对8种破乳剂在不同脱水温度、不同加药浓度、不同脱水时间条件下的使用性能进行室内评价检验, 筛选出了A型和B型两种药剂, 并开展现场优选实验。试验表明:B型低温破乳剂在来液温度最低35 ℃, 电脱水器进口温度最低36.5 ℃时, 加药比达到水驱1.2 mg/L的水平, 外输油含水指标控制在0.3%以内, 一段放水含油平均为500 mg/L左右, 说明该药剂完全能够满足低温破乳的需要。
3.1.2 低温絮凝剂实验
对6种絮凝剂在不同沉降时间、不同污水温度、不同加药浓度条件下的使用性能进行室内评价检验, 筛选出1#絮凝剂和2#絮凝剂, 并配合低温破乳剂进行现场优选实验。在污水系统最低温度31 ℃, 加药浓度最低27 mg/L时, 1#药剂能够使滤前水污水含油小于100 mg/L, 悬浮物含量小于50 mg/L, 说明该药剂完全能够达到低温絮凝的要求。
3.2 外输气管线易冻堵, 研究新型除油器
在油田生产中, 油井产出的伴生气须经过预分离。不加热集输大面积推广后, 由于气体温降小, 除油器功能变差, 容易导致外输气管线冻堵。通过对站内除油器进行内部改造, 使其达到伴生气除油、脱水、干燥三合一功能, 确保气液的预分离效果。
除油器内部改造 (见图2) :一是改进除油器进口方式, 增设折转旋流设备、两相整流元件和捕雾元件, 对气液进行预分离, 整个过程能将大于5 μm液滴脱除95%以上。
二是改造除油器内部结构, 采用旋流同心板整流预分离技术, 即在除油器内部增设析气调整和气液分离装置, 与原除油器相比, 大大降低了设备内的气体流速, 提高了设备处理能力。
三是在目前已有捕雾器的基础上开发研究组合除雾器, 克服了老式捕雾器的筛网处理液滴直径单一, 容易产生液滴的二次夹带的缺点, 并且从传统除雾器的单级除雾变成多级除雾, 以满足不同气量的捕雾除沫功能, 此外还在除雾器内设有导液机构 (导液孔或导液管) , 减少高气速下液体在除雾介质中的持液量, 防止了液体的夹带, 以确保气液的分离效果。
四是设置一体化液面调节器, 安装在液面处, 以保证有稳定的气液界面和分离流场, 在液体出口处设置有效果良好的防涡装置, 以阻止气体的“二次夹带”。
试验预计达到的目标:出口气中带液率:0.002 g/m3;除雾粒径:>0.3 μm;系统压降:<0.05 MPa;天然气露点:<2 ℃。
4 不加热集输配套技术进一步研究
4.1 开展不加热集输单井掺水量合理匹配的理论研究和现场试验
4.1.1 合理掺水量理论计算
开展不加热集输后, 部分高产液、高含水、高回油温度油井采用双管集输方式, 正常情况下不需掺水, 而大部分油井仍需掺常温水保持正常生产。由热油管线沿轴向温降公式和能量平衡方程推导的计算合理掺水量。
式中:t1—掺水终点温度, ℃;
t2—掺水起点温度, ℃;
t0—管线周围介质温度, ℃;
D掺—掺水管直径, m;
D油—集油管直径, m;
L—管线长度, m;
K—混合液至周围介质的总传热系数;
G掺—掺水量, Kg/h;
C0—原油的比热, J/ (Kg·℃) ;
Cw—水的比热, J/ (Kg.℃) ;
G油—油井产液量, Kg/h;
t4—计量间回油温度, ℃;
t5—油井出油温度, ℃。
4.1.2 现场试验
在喇609转油站进行了掺水量合理调控现场试验, 该转油站共有油井40口, 掺水泵排量为100 m3/h, 运用掺水量合理调控计算11月需掺水油井11口, 理论掺水量14.7 m3/h, 实际掺水量为16 m3/h, 误差率为8.1%;12月需掺水油井19口, 理论掺水量30.2 m3/h, 实际掺水量32 m3/h, 误差率为5.6%。理论计算与实际误差在10 %以下, 基本可满足实际需要。
4.2 开展活动热洗研究和移动洗井装置现场试验
在不加热集输大规模推广后, 从节能角度看, 固定热洗方式占用设备多, 在热洗时经过转油站至计量间再至单井的长距离过程, 能量损失较大, 制约了不加热集输技术的进一步深化。而移动井口热洗方式可成为适应不加热集输的有效洗井措施。在先后进行了热洗车、移动电加热洗井装置和中原油田洗井装置等移动洗井试验后, 对这些移动洗井装置进行了综合分析, 认为具有可移动、现场加温、增压连续性能的洗井装置 (见图3) , 在不影响转油站正常冷输情况下, 对热洗井进行连续加热升温、增压循环洗井, 可实现提高不加热集输效果的技术要求。
新型洗井装置进行了5口井的连续循环洗井, 从功图对比看, 洗井效果较好。
5 开展不加热集输取得的认识
(1) 特高含水期已具备不加热集输条件, 单井回油温度在20℃以上的油井基本可以实施不加热集输。
(2) 实现不加热集输, 需要解决配套工艺及相关技术问题。根据不同生产井的产液、含水、集输管道长度等, 单井需调整集油方式, 转油站需完善停炉后工艺技术, 脱水站需应用低温药剂等相关保障措施。
(3) 实施不加热集输技术, 虽然增加了管理控制难度, 但可取得明显的节气效果和节能效益。
(4) 掺水量合理调控、移动洗井装置可为深化不加热集输技术, 简化热洗工艺、提高节能效果提供技术支持。
摘要：喇嘛甸油田在进入特高含水期后, 通过开展特高含水期管输特性研究和现场不加热集输试验, 逐步解决不加热集输过程中出现的问题, 相应的配套技术措施日趋完善, 不加热集输技术已在全油田大规模应用, 取得了良好的节气效果。针对不加热集输过程中发现的新问题和不加热集输技术继续深入的设想, 开展了单井掺水量调控、新型除油器研究以及低温化学药剂、移动洗井装置现场试验。在试验研究过程中取得了新的认识, 对今后不加热集输技术进一步完善具有一定的指导意义。
关键词：不加热集输,配套技术,油田
参考文献
[1]宋承毅.“三高”原油不加热集油的影响因素.油气田地面工程, 1995;14 (1) :9—12
[2]胡博仲, 李昌连, 宋承毅.大庆高寒地区不加热集油技术回顾与展望.石油规划设计, 1995;6 (2) :32—33
[3]越永会.喇嘛甸油田特高含水期管输特性及流型.油气田地面工程, 2004;23 (4) :23
喇嘛甸油田 第4篇
喇嘛甸油田近年来虽然总能耗整体呈下降趋势, 但集输系统的能耗下降幅度缓慢。实施不加热集输后, 单井平均掺水量反而达到了2.27 m3/h, 远超出了公司规定标准;而掺水系统仍按照以前的方式运行, 导致掺水泵能耗居高不下。
1问题分析
1.1排量不匹配, 泵管压差大
按照公司标准, 每口井掺水量0.8 m3/h, 每座计量间 (配水间) 2 m3/h, 转油站10 m3/h计算, 配备排量为100 m3/h掺水泵转油站辖井应在70 口以上, 产液量在5500 m3/d。 除了喇570 所辖井较多外, 其余转油站所辖井均不超过50 口, 平均所辖井数为35 口, 距离70 口出入很大;因此, 掺水泵排量大大超出了正常掺水量的需要。
在生产过程中, 负荷率低、掺水量需求小的转油站掺水泵没有流量计, 造成掺水量无法精确计量。同时, 由于掺水泵排量大, 缺乏有效的调节装置, 进行大规模冷输, 季节掺水量差异很大;而通过阀门由人工控制掺水量, 不仅工作量大、控制精度不高, 而且增大了泵管压差, 致使大量的电能浪费在管路和阀门上, 导致掺水过程的能量消耗很大。掺水泵排量是按照以前的设计规模配置的, 已经不能适应新形势的要求。
1.2泵效低
今年共测试了6 台掺水泵, 平均泵效57.96%, 平均掺水单耗为1.05 k Wh/t (表1) 。 油田公司关于掺水泵泵效标准为57.37%, 根据离心泵理论泵效, 掺水泵泵效应在65%~82%之间。有3 台泵泵效低于65%, 最低仅有32.21%, 泵效低将导致能耗上升。同时通过调查发现, 喇600-1#掺水泵额定排量为46 m3/h, 扬程为240 m, 于1997 年11 月投产;目前泵效仅为23.82%, 单耗为1.882 k Wh/t。 现场调研发现该泵叶轮结垢严重, 泵体及附件腐蚀严重, 导致该泵运行效率极低。
2改进措施
2.1机泵合理匹配
对于额定排量远大于掺水量的转油站, 根据实际情况, 采取大泵换小泵, 降低掺水泵能耗。
2.2变频器合理调控
采取变频调速技术来改变电动机频率, 平稳调节掺水泵的电动机转速, 取代靠单流阀和泵出口阀门的开启程度来调节流量, 降低电能消耗, 减少泵管压差, 提高泵运行效率, 降低运行成本。一般认为, 变频调速不宜低于额定转速的50%, 最好处于75%~100%之间, 并应结合实际情况经过计算确定。建议对已安装变频运行效果不理想的转油站, 根据实际情况, 调整配套设施, 保证变频器在高效区运行。工况适合应用变频的转油站应安装变频器, 降低掺水泵运行能耗。
2.3取消截流措施, 调整运行参数
在根据实际情况匹配泵排量的前提下, 将泵出口阀门开到最大, 杜绝截流操作, 在保证安全生产的同时, 最大限度地节省了电能消耗, 降低生产运行成本。调整运行参数, 降低截流损失。
2.4现场情况
2.4.1掺水泵合理匹配试验
喇102 转油站所含掺水井21 口, 实际掺水排量达到了93 m3, 远远超出了公司标准, 而其配备的掺水泵排量为86 m3;为此, 将1 台掺水泵更换为60 m3。机泵更换前后测试数据对比见表2。
2.4.2变频器合理调控实验研究
喇591-2#掺水泵在保证其他工况不变的情况下, 对变频运行参数进行调整, 调整前后测试数据见表3。
调整后, 变频运行下掺水泵效率提高, 同时泵管压差降低了0.5 MPa, 效果显著。
2.4.3出口阀门调节实验研究
喇631-1#掺水泵在其他工况不变的前提下, 对掺水泵出口阀门开度进行调节, 测试其泵效及泵管压差数据 (表4) 。
测试结果显示, 调整后泵管压差降低了0.3MPa, 达到了预期的目的。
3结论
通过对以上实验研究及测试数据结果分析, 给出以下建议:针对掺水泵不同的运行工况, 制定不同的运行方案及整改措施:设计排量远大于实际流量的以小泵换大泵;泵管压差大于0.5 MPa的应该调整变频运行的工况及出口阀门开度, 使掺水泵处于最佳运行状态;并制定了集输系统相应的能耗节点标准 (表5) 。
通过集输系统掺水泵能耗节点控制参数标准研究确定, 到目前为止现场共实施掺水泵安装变频器5 台, 更换掺水泵6 台, 年节电32×104k Wh。根据现场调研, 仍有15 台掺水泵可以在实际运行中应用此标准, 预计实现年节电50×104k Wh。
参考文献
水平井压裂在喇嘛甸油田的应用探讨 第5篇
关键词：压裂,水平井,工艺技术,裂缝
1 前言
水平井技术作为老油田调整挖潜提高采收率, 新油田实现少井高效开发的一项重要技术, 已得到广泛应用。而未采取增产措施的水平井有时无法提供足够高的、有经济价值的产量, 因此, 需要进行压裂增产处理。将水力压裂技术和水平井技术相结合, 形成了水平井压裂技术。水平井压裂技术具有增大泻油面积, 提高纵向和水平方向的扫油范围;开采薄油层, 屋脊油层;动用常规方式难以动用的储量及剩余储量等优点。喇嘛甸油田应用水平井技术来挖潜剩余油已有3口井, 但部分井投产后产能不理想, 目前需要进行压裂改造措施。
2 水平井压裂技术调研
通过调研, 各大油田主要应用以下几种水平井压裂技术。
2.1 可取桥塞分段压裂技术
该技术是美国贝克公司研制, 桥塞压裂工艺是针对在开发薄差油层中遇到的多个薄差层、间距度大等问题而研制的。该管柱将桥塞下到位置后, 坐封丢手, 上提管柱, 将K344封隔器坐封在预压裂层位上部, 实现分层压裂的目的, 该管柱一次可压多层。
管柱结构:可取式桥塞、打捞器、喷嘴、K344-114封隔器、水力锚组成。
原理:先进行第一井断的压裂、放喷, 放喷完后下桥塞封堵第一井段;然后对第二井段进行压裂, 重复以上工序可完成其它井段的隔离、压裂施工。优点:操作简单, 安全性高。压裂管柱针对性强, 可适应长井段压裂。
缺点:需要分段压裂, 施工周期长, 成本高。若井内压力高, 需要压井, 容易污染油层。
2.2 高强度液体胶塞压裂技术
确定采用全井射孔、分段压裂的压裂工艺技术。
原理:全井射孔后, 下入单压下层压裂管柱到第一射孔段上部并坐封, 对第一射孔段进行压裂施工, 结束后向井筒注入高强度液体胶塞, 封堵第一射孔段;上提管柱至第二射孔段, 重复进行压裂、注胶塞, 依次完成其它射孔段压裂施工;待所有射孔段压裂完毕后, 将自动破胶的胶塞冲出后投产。
优点:压裂针对性强, 可长井段压裂。同分段射孔分段压裂相比, 可缩短施工时间, 降低施工成本。
缺点:胶塞对储层有轻度伤害。
2.3 限流压裂技术
该技术是利用有限射孔孔眼产生的节流摩阻进行压裂的, 当注入排量超过射孔孔眼吸液量时, 将产生过剩的压力, 当过剩的压力大于射孔孔眼处地层破裂压力时, 地层将产生破裂, 当存在多射孔段时, 将产生多条裂缝。
大庆油田应用限流法压裂工艺现场试验8口井, 统计5口井, 均取得了较好的效果。
管柱结构:安全接头、水力锚、Y344-115封隔器、节流嘴组成。
优点:施工工艺简单、施工周期短、安全可靠、成本低、压后效果好。
缺点:各个射孔段的裂缝系统形成不易控制, 不能合理改造设计层位。
2.4 多脉冲热气化学高能压裂技术
该技术是把声波振荡与火药压力脉冲相结合处理油层的方法, 对地层产生热气化学作用、压力作用和振动作用的一项新技术。2003年该技术在长庆安塞油田推广应用30口井, 效果显著。
原理:多脉冲热气化学高能压裂技术是利用多种不同类型的双基推进剂和复合推进剂, 结合特种装药结构设计成火药多波发生器装药模块, 控制井下装药燃烧规律, 产生大量高温、高压气体形成多个高压脉冲波加载冲击岩层, 使岩层产生多条裂缝, 并促使裂缝在多脉冲加载波的连续作用下, 快速拓展延伸, 形成较长的多裂缝体系, 从而增加与天然裂缝沟通的机率, 并伴随大量的热气化学作用地层深部, 大大提高油层渗透导流能力。
优点:
能量利用率高, 装药结构适合岩层起裂造缝特点, 快慢燃速有效结合, 快速药升压快, 有利于破裂岩层, 慢速药延长了对地层的作用时间, 有利于延伸裂缝。
组装安全方便, 施工工艺简单, 占井时间短, 不损伤套管和水泥环, 效果显著。
用于多种类型的油水井, 既可解堵除污染, 又可形成径向多裂缝网, 造缝方位不受地应力控制, 大大增加泄油面积。
缺点:压裂改造规模较小, 仅能在近井部位形成大量微裂缝, 无法挖潜油层深部的剩余油。
3 探讨喇8-平320井压裂工艺
3.1 概况
8-平320井位于大庆喇嘛甸油田背斜构造的西南翼, 走向为北西向, 完钻井深1440 m, 垂深为1054 m, 水平位移505 m, 水平段长度300m。开采目的层为萨Ⅱ10+11。萨Ⅱ10+11油层平均单井发育砂岩厚度4.0 m, 单层有效厚度3.0m, 渗透率在0.2～0.4um2之间, 孔隙度25%～27%, 分流河道砂体发育, 且从西向东逐渐变厚。
8-平320完井方式采用下套管水泥固井后射孔, 采用YD-89枪射孔, 射孔井段为1204.2 m～1240.0 m, 射孔方位采用定方向射孔, 五相位布孔, 即水平方向2个孔, 垂直向上方向1个孔, 与水平方向呈45度和135度个1个孔, 孔密10孔/米。采用抽油泵生产。井眼轨迹如图1所示。
该井于2007年6月5日投产, 但该井不产液。分析认为水平采出井被压井液、泥浆污染, 致使无可采液。为此, 建议对该井实施压裂改造措施。
3.2 工艺选择
8-平320为一个压裂层段, 可应用多裂缝压裂工艺技术, 单封单喷压裂管柱。。
3.3 压裂液及支撑剂的优选
为了减小压裂液对井的伤害, 建议采用低残渣, 低伤害的快速破胶压裂液--胍胶压裂液。支撑剂的选择主要是根据地层深度来确定的。外围采油厂在3000m以上井深时均采用陶粒, L8-平320井水平段垂深1054m, 计划应用石英砂作为支撑剂, 压裂方向为水平段上方, 考虑重力因素, 固砂采用树脂砂固砂技术, 每缝尾追树脂砂2.15m3, 固砂半径达到10m, 满足防砂的需要。
3.4 裂缝优化
裂缝是影响压裂水平井产能的主要因素。因此, 为了成功的压裂水平井, 需对裂缝参数进行优化。我们借鉴文献[1]中通过电模拟实验, 利用电流比的大小表征产能比的大小, 可优化裂缝。定义无因次长度为裂缝半长与水平井筒长度之比。
3.4.1 裂缝角度
对于压裂成斜交裂缝的水平井, 井的产能随裂缝角度的增大而增大, 当角度为90度, 即压裂成垂直裂缝时, 井的产能最大。这也说明了垂直裂缝比斜交裂缝对提高油井产能有更大的优越性, 横向裂缝的生产效果优于水平裂缝。然而对于一口水平井, 实际压裂后将产生哪一种形态的缝, 要取决于地应力的情况, 根据喇嘛甸油田地应力情况, 裂缝为水平缝。
3.4.2 裂缝个数
水平井压裂裂缝个数不仅影响水平井的产能, 同时也影响经济效益。因此裂缝条数的确定是一个十分重要的问题。郎兆新等在均质地层中的研究结果表明, 在射孔段长度为80～100 m时, 最佳裂缝的条数一般为3～5条。根据8-平320井的钻完井和射孔资料表明, 该井水平段的射孔段长度仅为33.8m。同时, 喇嘛甸油田裂缝发育以水平缝为主。因此, 为了避免压裂后进井铺砂浓度过高, 计划采用多裂缝2条工艺。
3.4.3 裂缝长度
水平井压裂裂缝长度直接影响压裂施工难易程度, 也影响今后开发效果。在一定范围内, 裂缝长度增加, 压裂水平井的产能增加, 但增加裂缝长度势必要增加压裂的成本[3]。因此, 为了保证少投入多产出, 需要寻求压裂水平井的最优裂缝长度。对于某一特定的油藏, 压裂水平井的裂缝半长和水平井筒长度总是存在一个最佳匹配关系。文献[4]中表明电流比与无因次长度成明显的三次多项式关系:
结合经济成本和产能因素考虑, 8-平320井的裂缝半长达到55m。
4 几点认识
8-平320为单层段压裂, 可应用多裂缝压裂工艺技术, 单封单喷压裂管柱。该技术施工成本低, 结构简单, 施工安全。
在调查分析、评价已有水平井的压裂工艺基础之上, 结合喇嘛甸油田储层的地质特征, 对要多层段压裂的水平井可采用可取桥塞分段压裂技术。
横向裂缝生产效果优于水平裂缝, 但大多数压裂技术中裂缝的产生受地应力的控制。而新技术--多脉冲热气化学高能压裂技术, 它的造缝方位不受地应力控制, 可增加产能。
参考文献
[1]赵梅, 曲占庆, 高海红.压裂水平井裂缝形态电模拟实验研究.新疆石油天然气, 2005, 3 (1) :44～46.
[2]郎兆新, 张丽华, 程林松.压裂水平井产能研究[J].石油大学学报 (自然科学版) , 1994, 18 (2) :43～46.
[3]张学文, 方宏长, 裘怿楠.低渗透油藏压裂水平井产能影响因素[J].石油学报, 1994, 20 (4) :5155.
喇嘛甸油田大砂量压裂工艺技术研究 第6篇
关键词：压裂,工艺,加砂规模,铺砂浓度,水平缝
压裂是实现油田增产的重要油层改造技术。喇嘛甸油田已进入特高含水期开发阶段, 剩余油分布零散, 对压裂施工工艺和施工参数提出了更高的要求。除油层的地层物性外, 油井的压裂效果与加砂量有着直接的关系。油田开发初期, 油藏条件优越, 压裂改造以提高近井导流能力, 增加泄油面积为主, 加砂规模较小 (6m 3) , 缝长比在0.1以内[1]。近几年, 随着油田开发的不断深入, 压裂以挖潜剩余油潜力为主, 常规加砂规模不能满足挖潜需要, 措施效果不断变差, 具体表现为:一是重复压裂井比例逐年升高。如果仍然采用常规加砂规模, 裂缝半径无法进一步扩展, 不能实现油层深部挖潜。二是渗透率差异导致层内干扰严重, 采用常规加砂规模的多裂缝压裂工艺无法满足挖潜需要。因此, 开展了大砂量压裂工艺技术研究, 并针对加大砂量后出现的压裂液返排和压裂防砂等问题, 开展了配套工艺研究。
1 大砂量压裂树脂砂防砂配套工艺技术
加大砂量压裂后, 由于增加了单缝的加砂量, 砂比还是按照原来的结构设计, 这样使尾砂加砂时间增加, 砂量增大, 造成近井地带的铺砂浓度升高, 缝口宽度增大, 影响了裂缝闭合效果, 导致支撑剂处于不稳定状态[2]。起抽时生产压差突然放大, 裂缝中的支撑剂就会随采出液反吐出地层, 堵死射孔炮眼或砂埋射孔层段, 影响正常生产。因此, 开展了树脂砂防砂工艺研究。
1.1 树脂砂防砂室内评价实验
以酚醛树脂为胶结剂, 加入一定量的增塑剂、稀释剂和增孔剂作为固砂剂[3]。将固砂剂与石英砂混合后, 在模拟地层温度和地层压力的条件下固化180 min, 并制成实验用岩心开展如下评价:一是模拟井温45℃, 使用自来水测定渗透率保持值。从检测结果来看, 由于喇嘛甸油田压裂井施工后闭合压力均在20 MPa以内, 因此采用树脂砂防砂工艺后, 裂缝口渗透率可保持在68%以上;二是固化岩心的抗压实验。固化岩心在5、10、25 MPa压力下, 均未发生破碎;三是采用500 mg/L的聚合物溶液在10、15、25 MPa压差下驱替岩心, 未吐砂。
1.2 压裂参数调整
针对大砂量压裂工艺具有支撑剂用量大、压裂液用量大、易吐砂、易伤害的特点, 以防止地层吐砂和减少裂缝伤害为重点, 开展了四方面参数调整:一是优化砂比结构, 减缓铺砂浓度梯度, 稳定支撑剂在地层中的分布状态[4]。
做法是将常规的四步加砂 (14%、21%、28%、35%) , 改为五步加砂 (14%、19%、24%、29%、34%) , 使铺砂浓度上升的更加平缓;二是在整个压裂施工过程中梯形加入破胶剂, 保证压裂液返排时已经破胶, 没有携砂能力;三是施工砂比在20%以内时, 采用不加交联 (硼砂) 的基液压裂, 避免前端压裂液因破胶不好长期滞留于地层中;四是降低尾砂砂量, 避免过量压裂砂堵在缝口。普压尾砂砂量由原来的3.5 m3降低到2 m3, 多裂缝尾砂砂量由原来的2.5 m3降低到1.5 m3。
1.3 施工工艺的完善
大砂量压裂工艺技术研究初期, 由于树脂砂防砂工艺还不成熟, 有部分井发生出砂问题。分析认为主要原因是石英砂在裂缝中的分布形态不稳定造成的。在这种情况下, 若油井采出液携砂能力强、树脂砂固砂效果差在一定程度上加剧出砂。
根据以上分析, 从三个方面完善了树脂砂固砂工艺:一是通过降低树脂砂砂比, 增加固砂半径。树脂砂砂比由原来40%降低到30%;二是多裂缝压裂时, 将第二条缝树脂砂量由1.43 m3增加为1.86 m3;三是尾追树脂砂的井, 压力扩散时间由原来120 min增加到360 min, 使树脂砂处于半胶结状态, 避免被压裂液携带出裂缝[5]。
树脂砂防砂工艺改进后, 共实施大砂量压裂151口, 其中只有1口大砂量压裂工艺极限试验井发生出砂问题, 见到了较好的防砂效果。
2 应用效果分析
2008年以来, 已完成现场试验156口, 其中:水驱油井74口, 平均单井增液46 t/d, 增油6.7 t/d, 与常规压裂相比有效期延长59 d;聚驱油井82口, 平均单井增液61 t/d, 增油11.9 t/d, 与常规压裂相比有效期延长128 d, 增油效果非常明显, 如表1所示。
3 结论与认识
(1) 大砂量压裂工艺的研究, 对提高采油井压裂经济效益具有重要的意义。
(2) 以三维两相数模模型为基础的压裂方案优化软件需要与现场实践经验相结合, 考虑油藏开发阶段、注采关系和生产情况等因素, 确定单缝加砂量。
(3) 大砂量压裂与常规压裂相比有效期平均延长, 增油效果明显。全井最大加砂量可达45 m3, 单缝最大加砂量20 m3, 最大缝长比0.19。
(4) 针对加大砂量后易出现的压裂液伤害、地层吐砂等问题, 配套应用高强度固砂技术和压裂参数优化技术, 可确保压裂措施效果。
参考文献
[1]王鸿勋, 张士诚.水力压裂设计数值计算.北京:石油工业出版社, 1998:342—354
[2]Schlumberger Geoquest Simulation Software Manuals:near well bore modeling.Abingdon:Schlumberger Information Soluti2001
[3]姜瑞忠, 蒋廷学, 汪永利.水力压裂技术的近期发展及展望.石油钻采工艺, 2004;26 (4) :52—56
[4]隋微波, 张士诚.低渗复杂断块整体压裂裂缝参数优化设计.石油勘探与开发, 2007;34 (1) :98—101
[5]刘燕.压裂充填防砂工艺在胜利油田的应用.断块油气田, 2003;10 (2) :67—69
喇嘛甸油田 第7篇
随着油田的开发,我国大部分油田相继进入高含水开发后期[1,2],三次采油已经成为进一步提高采收率的主导技术[3,4],三元复合驱油技术越来越广泛地应用于油田开发[5]。三元复合驱不仅因体系中含有聚合物,可以降低驱替相的流度,改善油水流度比,提高波及体积,与聚合物驱相比,它在扩大波及体积的基础上,能够进一步提高驱油效率;而且更主要的是利用碱和原油中的酸性物质作用生成的表面活性剂与加入的表面活性剂之间的协同作用产生超低界面张力;另外,由于碱剂的加入增加了注入液的pH值,降低了表面活性剂的吸附滞留损失,从而可以在表面活性剂用量很少的情况下形成油水间的超低界面张力,提高了洗油效率,因此三元复合驱油技术是一种可以大幅度提高原油采收率的重要方法[6,7]。本文以喇嘛甸油田北东块GII1—18油层试验区为例,对喇嘛甸油田三类油层三元复合驱不同段塞组合注入方案进行优选。此研究对于同类油田三元复合驱方案优选具有一定的指导意义。
1 三元复合驱室内岩心实验
为了优选三元复合驱注入体系配方,开展了室内评价研究。
1.1 实验配方
碱/表面活性剂/聚合物三元体系段塞配方和界面张力数据见表1,天然岩心岩心参数和实验方案见表2。
1.2 实验结果及分析
天然岩心中进行三元体系段塞组合驱驱油效果见表3。
室内驱油实验结果表明,在天然岩心中进行单纯水驱最终采收率仅为45.32%。结合试验区实际情况,室内水驱阶段在含水95%左右时结束,之后进行三元段塞组合驱油实验,对比驱油效果,三个天然岩心的最终采收率分别为57.34%、57.58%和58.47%,平均为57.80%,较水驱提高了12.48%。
2 地质模型
利用Petrel软件,建立了喇嘛甸油田北东块GII1—18三类油层试验区地质模型,网格步长30 m×30 m,平面上采用不等距的角点网格,X方向划分26个网格,Y方向25个网格,纵向划分18个模拟层,模拟区总的网格数为11 700个。如图1所示。
试验区总面积为0.45 km2,其中油井20口,注三元复合体系井12口,目的层为GⅡ1—GⅡ183层,共18个层,地质储量44.674×104t,孔隙体积91.709×104m3。主要油藏参数:目的层油藏埋深1 250 m左右,有效厚度8.18 m,孔隙度28.0%左右,平均渗透率90×10-3μm2,油藏原始含油饱和度70%左右,地面原油黏度10.3 m Pa·s,原始地层温度45℃。
3 三元复合驱注入方案优选的数值模拟研究
三元复合驱和水驱相比有很多不同的地方,注水开发的效果在很大程度上取决于油层的非均质性和流体的性质。而三元复合驱的效果除受上述条件影响外,还要受聚合物、碱和表面活性剂用量、浓度、注入速度等影响,另外段塞组合方式也是一个非常重要的影响因素,如果考虑不周,就会大大影响三元复合驱的效果,降低经济效益,因此,对三元复合驱中的段塞组合方式进行优选,注入速度为0.2 PV/a,确定出合理的段塞组合方式。
方案从2011年1月实施,设计如下(聚合物分子量1 500万,碱为强碱NaOH),后续水驱至含水98%,6种方案见表4。
利用CMG软件中的STARS模块对以上6种方案进行开发效果预测,含水率变化关系曲线如图2所示,各方案开发指标预测结果见表5。
从图2和表5可以看出,方案1和方案2都是水驱,差别是方案2井网加密了,方案1阶段采出程度和最终采收率最低,分别为3.14%和38.73%,方案2井网加密后,最终采收率提高了4.15%;方案3、4、5和6是4种不同的三元复合驱段塞组合,方案5综合含水率降低了9%左右,采收率比方案1提高了13.94%,三元复合驱效果好;方案3由于前置聚合物段塞短,吸水剖面没有得到很好的调整,高吸水层段没有被有效封堵,吸水能力仍较强,低吸水层的吸水能力相对较弱,吸水剖面不均衡,致使三元复合驱的效果差,最终采收率为51.59%,与方案5相比,采收率降低了1.08%;方案4后续保护段塞短,效果比方案3好些,采收率52.26%,与方案5相比,采收率降低了0.41%;方案6最终采收率为53.11%,比方案5提高了0.44%,但方案6中三元复合驱主段塞的PV数为方案5中主副段塞的PV数之和,聚合物和表活剂的用量比方案5多,综合分析,确定方案5为最佳的注入段塞组合方案。
4 结论
(1)三类油层室内岩心驱油实验结果表明,天然岩心中水驱最终采收率为45.32%,进行三元段塞组合驱油最终采收率较水驱提高了12.48%,三类油层比一、二类油层更为均质,更适合以提高驱油效率为主要机理的三元复合驱。
(2)4种段塞组合方案中,方案5的最终采收率为52.67%,比不加密井网水驱开发提高了13.94%,比加密井网水驱开发提高了9.79%,综合含水率下降9%左右,确定方案5为最佳的注入段塞组合方案。
参考文献
[1]韩大匡.关于高含水油田二次开发理念、对策和技术路线的探讨.石油勘探与开发,2010;37(5):583—591
[2]刘文岭,韩大匡,叶继根,等.高含水后期井震联合剩余油预测技术研究.井间剩余油饱和度监测技术文集.北京:石油工业出版社,2005:40—47
[3]王启民,冀宝发,隋军,等.大庆油田三次采油技术的实践与认识.大庆石油地质与开发,2001;20(02):1—8,16
[4]郭万奎,程杰成,廖广志.大庆油田三次采油技术研究现状及发展方向.大庆石油地质与开发,2002;21(03):1—6
[5]耿杰,王海峰,杨勇,等.大庆油田三元复合驱表面活性剂研究现状及发展方向.天津化工,2008;22(1):14—16
[6]杨承林,张庆昌,胡晓辉,等.萨尔图油田北二西试验区弱碱体系三元复合驱数值模拟.大庆石油学院学报,2008;32(5):41—44
【喇嘛甸油田】相关文章：
喇嘛绕口令范文05-23
喇嘛甸镇农村工作调研方案06-08
打南边来了个喇嘛07-07
说打南边来了个喇嘛10-15
数字化油田在庆新油田的应用研究与分析09-27
吉林油田05-06
油田套管05-17
现代油田05-21
油田实例05-23