塔河油田重油外输系统超压保护改造

针对中原油田胡庆油田经过20多年的开采,原油产量开始递减。针对目前集输系统存在的问题,进行优化改造,将现在的开式流程改给密闭流程,降低耗能,节约成本。

根据塔河油田集输管道的腐蚀现状,从腐蚀介质、焊缝影响、阴保电流影响、腐蚀产物等方面对集输管道的腐蚀原因进行了分析,对材料优选、缓蚀剂、涂层与补口、外防腐补强、工艺优化等防腐技术进行了研究,提出了适合塔河油田集输管道的防腐对策。

集输管道防腐工作对油田发展具有十分重要的意义。塔河油田集输管道最典型腐蚀是co2、h2s气体腐蚀,特别是在8区和10区等区块,h2s气体含量较高,甚至超过1000mg/m3。h2s气体化学腐蚀可引起氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等,渗入管道钢材的氢导致钢材变形,韧性变差,直至管道破裂。分析塔河油田集输管道和腐蚀现状,总结出塔河油田腐蚀影响因素包括co2和h2s介质、油田产出水、集输管道焊缝接口、生产和集输工艺等。在此基础上,有针对性地提出优选管道材料、添加缓蚀剂、牺牲阳极保护阴极法、优化生产和技术工艺、强化含油污水处理技术等五方面的防腐技术措施。

根据塔河油田2007年4月机械采油井系统效率测试结果,结合塔河油田机采井的实际工况,对测试结果呈现出的特点进行了分析。包括游梁机-有杆泵系统区块系统效率特点分析;游梁机-有杆泵系统泵型、泵径分析,重点分析了液力反馈泵对塔河深层稠油的适应性;电潜泵系统效率特点分析,重点分析了可能存在的系统效率计算误差,提出电潜泵系统对高气液比深抽井系统有效举升高度的修正方法。

塔河油田长裸眼井快速钻井技术

酸化压裂是缝洞型碳酸盐岩油藏储层改造的有效手段,压后监测评价技术可准确了解储层参数、裂缝参数以及施工液体的摩阻、滤失参数,根据这些参数可以评价储层改造工艺的效果,指导设计进一步优化,提高改造工艺的针对性。本文通过压力拟合、井底压力与温度的实时监测与分析、测井资料处理,井筒监测等监测方法的分析与研究,提出了适用于塔河油田的监测评价技术,并指明了超深井碳酸盐岩储层改造人工裂缝评价技术的发展方向。

塔河油田污水回灌技术研究——在对塔河油田各个地质层位进行了较为充分的论讧的基础上，确定了以塔河油田1区三叠系以上砂岩作为实施污水回灌的主要层位。确定了回灌层位和具体井位，并通过在$40井的现场试验，求取了三叠系中油组的一系列试注参数，为下一步试...

塔河油田地质情况极为复杂,在塔河南区块经常性钻遇厚度不等的盐膏层。由于盐膏层在高温高压条件下呈塑性蠕变状态,极易造成井下事故,造成不可估量的损失。为了克服盐膏层塑性蠕变,需要提高钻井液密度。而上覆三叠系地层抗破能力差,极易发生漏失;为提高上覆地层的抗破能力,最为有效的办法就是承压堵漏。本文从方案优选,试验配伍,实际操作等方面全面阐述了塔河油田盐膏层承压堵漏的技术关键。经10余口井的应用,都取得了成功。

介绍了塔河油田制订承压堵漏方案的步骤和现场实际采用的承压堵漏作业程序,举例分析评价了该油田采用承压堵漏技术措施提高盐膏层以上裸眼井段地层承压能力的可靠性,总结了该油田采用承压堵漏提高地层承压能力的经验和教训,并针对存在的问题提出了改进的建议。

为了充分利用老井剩余资源对老油区剩余油气资源进行更经济有效的开采,塔河油田布置了多口短半径侧钻水平井。文章重点介绍了该地区短半径侧钻水平井施工工艺设计、钻井施工措施等内容。

塔河油田碳酸盐岩储层井具有\"井深、温度高、破裂压力高\"的特点,本文结合新井、措施井的施工异常曲线,针对性对施工异常井案例进行说明,分析其影响因素主要为改造储层条件、液体体系、井内工具、地面设备四个方面。

塔河稠油油田的开采主要运用掺稀降黏工艺,地面掺稀工艺主要分为集中管网掺稀工艺、单井柱塞泵掺稀工艺.其中柱塞泵掺稀工艺存在稀油注入量调整精度低、稳定性差等问题,稀油不能按规定量注入,造成稠油堵塞井筒或者稀油的浪费,另外柱塞泵掺稀井站均为驻人管理,形成较高的油田服务费用.通过对柱塞泵掺稀工艺进行改进,实现精确调整并稳定稀油注入量,达到稳定稠油井生产,降本增效的目标.

针对塔河油田原油集输管道进联合站弯管段发生开裂的问题,通过观察分析弯管段失效样的宏观形貌、化学组成、力学性能、金相组织、腐蚀产物形貌与成分,确定其开裂原因是:弯管材料的质量低,韧性和硬度不符合标准要求;输送介质中含水(大于60%)、含硫(1.64%),伴生气中含有一定量的h2s,且管道承受一定程度的低应力作用,在管输介质中腐蚀性成分和低应力的联合作用下,管道产生了硫化物应力腐蚀开裂;管输介质中高含量的cl-,加速了管道的应力腐蚀开裂;弯管材料的硬度远高于标准要求,增加了其对应力腐蚀的敏感性。

习家口油田单井管线腐蚀严重,经常发生管线穿口事故。由于伴生气量少,翻斗计量工艺无法运行。针对这种情况采用流量计计井口计量和树杖状串联常温集输工艺,降低了能耗,避免了运输油过程中的烃类气体的排放,减少了环境污染。据统计,习家口油田年减少烃类气体挥发100万方左右,生产运行费用大幅降低,取得了较好的经济效益。

华北油田油气集输系统已进入一个优化调整阶段,对于老油田我们要站在新起点上,充分挖掘老油田的存在价值,并着眼于能量保持、提高效率、降低成本等方面,本文分析了老油田集输系统的常见问题,提出了优化调整思路及策略,通过集输系统简化流程、优化调整,可以达到布局合理、负荷适中、节能降耗的目的,最后以岔河集和同口油田为例简单介绍了老油田地面建设应用的技术。

沙埝油田集输系统实施了优化改造,管线保温采用中频电加热技术,用井口电加热单管集输流程替代传统三管伴热流程,一级布站替代原有二级布站,井口自动测控系统(功图计量法)计量代替传统的计量罐计量。优化改造后,提高了边远井井口集输油温,降低了干线和井口回压,减轻了沙埝联合站的供热负荷,满足了区块液量生产需要;在实现油井生产的自动化、数字化管理的同时,提高了生产水平和管理效率。2010年集输系统优化改造后取得的直接经济效益为110万元。

沈阳油田是目前我国最大的高凝油生产基地。高凝油的特性决定了高凝油生产的高能耗、高成本开采特点。尤其是沈

机械密封是双螺杆混输泵防止输送介质向外泄漏,保证其安全可靠运行的关键部件。对于塔河油田12区混输站输送原油含气量高,含h2s毒性物质的特点,本文根据机械密封结构与工作原理,结合输送介质特性,分析输送介质含气量高、含h2s毒性物质对机械密封的影响,并对比单端面密封、无压双重密封与有压双重密封等三种工程常用的机械密封及其冲洗方案特点,为双螺杆混输泵选择了合理的机械密封型式及冷却循环系统,保证了双螺杆混输泵的安全可靠运行。

tk263井是塔河油田奥陶系油藏2区施工的一口开发直井。自2012年03月10日21:00开钻,至2012年05月25日24:00完钻,设计完钻井深5600m,实际完钻井深5615m。采用先期裸眼完井方式完井。该井圆满完成甲方要求的钻井地质任务,建成合格的开发井;探索奥陶系中深部地层的储层发育特征及含油气性;取全取准钻井录井测井测试等各项基础资料。本井井身质量优秀,固井质量优秀,安全环保和油气层保护合格,全井安全无事故,因钻井周期超出设计,西北油田分公司综合评定为良好,基本完成井队提速提效目标。

在大安油田老油田调整改造中,坚持地上、地下勘探开发一体化调整改造,通过油藏、钻井、采油、地面有机结合,在技术可行的前提下,采用平台井进行开发。本着充分发挥已建接转站的集输能力、减少管理点、降低工程投资、提高经济效益的理念,对大安油田地面工程集输系统进行了优化简化整体改造规划设计。

塔河油田奥陶系储集层非均质性非常严重,裂缝、孔洞发育,油、水关系复杂,没有统一的油水界面。依据测井评价与试油资料,在统计了大量油、水层段测井参数的基础上,建立了电阻率—孔隙度交会图、自然伽马—电阻率交会图,并用纵横波比值法、正态分布法、综合流体性质判别技术等识别方法,进而建立了定量计算油、水层的识别指标。在塔河油田进行应用,识别油、水层的符合程度达到了75%以上,为塔河油田奥陶系油、水层识别、完井方案的制定,储量参数的确定提供了依据。

扶余油田经长年的开发生产,在油气集输系统方面带来的折旧磨损十分严重,油气管线因常年工作老化,管道腐蚀穿孔频繁发生。针对扶余油田集输系统存在的问题,从集输系统整体上进行一次规划、调整以及更新,预期目标是解决系统不密闭、能耗大的问题,改善管线设备老化现状,优化站场设计,提高油气集输运行的安全性,实现可持续及高效发展。改造后的扶余油田内部收益率为19%(税后),净现值14768×104元,优化了集输管网,简化了油气地面工程整体布局,改造项目的经济效益明显。