摘要：为了解决吐哈温米油田有杆采油井结蜡的问题,设计了空心抽油杆热洗清蜡工艺。该工艺以空心抽油杆内腔为基本通道,分别在井口设计注入阀实现热介质的注入,在井底设计单流阀实现热介质的排出,热介质与井筒结蜡融合流动并排出。该工艺在温米油田3口结蜡井上进行矿场试验,试验效果良好,建议在同类井上推广应用。

摘要：某油田零散区块无法集中建站处理采出水,需管输或拉运至已建的处理站处理达标后回注,不仅导致已建处理系统负荷升高,同时造成运行成本增加,为此开展了橇装一体化采出水处理工艺技术研究。通过开展前期调研、水质监测、室内实验以及技术优选,确定了适用于该油田采出水水质,并且可实现橇装化设计的处理工艺流程,研制了可移动搬迁和重复利用的橇装一体化采出水处理装置。装置在该油田某零散区块进行了现场试验和生产应用,为期12个月,处理后水质可稳定达到“含油浓度(质量浓度)≤5 mg/L、悬浮物固体浓度≤1 mg/L、粒径中值≤1μm”的特低渗透油田水质指标(Q/SY DQ0605—2006《大庆油田油藏水驱注水水质指标及分析方法》),并节省了污水拉运费、管输动力费、运行费用,实现了将零散区块采出水就地达标处理回注、减小对已建处理系统冲击、降低运行成本的目的。

摘要：葡北油田是我国第一个采用注天然气混相开采的油田,注气混相驱项目是国家九五攻关课题之一。1998年油田投入注气开发以来,目前全油田生产稳定,采油速度5.6%,采出程度15.74%,油田综合含水率为零,油田开发效果比较显著。对注气投产以来流体特征变化和数值模拟研究认为,目前注气区块达到了方案设计的混相要求,并认为注入气在地层中与原油是混相的。这将为西部油田特别是高气油比油田利用丰富的伴生气、采用注气混相驱开发有一定的借鉴意义。

摘要：冲程损失是影响泵效的一个重要因素 ,计算泵效时 ,常规的方法只考虑由静载荷和最大惯性载荷引起的冲程损失 ,而没有考虑振动载荷对冲程损失的影响。在对悬点运动规律分析的基础上 ,提出了一种计算抽油杆柱振动位移及考虑抽油杆柱上加速度分布后惯性载荷引起的附加柱塞冲程的方法。实例计算结果表明 ,计算所得的附加柱塞冲程是不可忽略的 ,在对有杆泵井参数优化设计及有杆泵井的诊断分析时 ,可以采用该方法。

摘要：地层压力衰竭气藏在油气压力下降后,岩石特性参数以及地应力会发生改变,如果沿用压力未衰竭时的井身结构设计方案将会导致井身结构设计不合理,易发生井漏、井塌等井下复杂情况。为此,在分析压力衰竭地层大位移水平井钻井难点与对策的基础上,将井筒最大液柱压力与漏失压力平衡作为初步确定套管下深的约束条件,同时考虑循环当量密度的影响,建立了压力衰竭气藏水平井井身结构设计方法,并在莺歌海盆地东方1-1气田进行了现场应用。研究结果表明:(1)井内压力平衡的上限取漏失压力,其值等于水平最小主地应力;(2)水平最小主地应力将随着气藏开采地层流体压力的降低而减小;(3)套管下入极限深度受到钻井液循环当量密度(ECD)的制约,即随着水平段的延伸,环空压耗将增加至压漏临界点深度;(4)东方1-1气田主力储层地层压力衰竭严重,井身结构优化后采用四开井身结构,使得3个不同压力体系的储层不同存于一个裸眼井段,有效地降低了井下复杂情况的发生概率。结论认为,该方法可为压力衰竭气藏的大位移水平井井身结构设计提供理论依据。

摘要：针对底水油藏开采过程中,因底水锥进,油井含水上升,日产油量下降问题,研究了一项大量抽取底水,最大限度地延长油井生产的新技术,即电潜泵+喷射泵分采工艺技术。论述了该技术的工作原理,参数优化及工具设计等,通过现场试验证明该技术有效解决了底水锥进,达到了底水油藏分采的目的。

摘要：神泉油田纵向上发育五个油气藏,分别是中侏罗统三间房油藏(J2s)、下白垩统吐谷鲁群组油藏(K1tg)和古新统鄯善群组油藏(Esh),其中鄯善群组油藏从上到下又分为Esh上、Esh中、Esh下三个油藏。2013年1月葡北工区共有气井21口,工区日产气61万方,其中9口高压气井时常发生冻堵,冻堵位置主要为油嘴、连接油嘴的地面管线和汇管,气井冻堵严重影响了油气的正常生产,需要重点解决。

摘要：吐哈丘东气田经过近10年的开发,随着有水凝析气田衰竭式开采程度的加深,地层压力下降,部分井见水造成井筒积液,目前在用的临时放喷、临时气举、优选管柱、泡排等弱排液采气方式,已不能满足气田开发中后期的开采需求。根据气田实际开发现状、气井出水特征及地面管网情况,通过优选采用了机抽和电潜泵排液采气技术,机抽和电潜泵排液采气技术适用于水淹井复产及低压产水气井的强排的采气,设计安装和管理方便,实施后使因积液停产井恢复产气,日增气12.2×104 m3,日增油16.2 t,取得了显著增产稳产效果。

摘要：葡北油田是我国第一个采用天然气混相驱开发的油田 ,注气混相驱项目是国家九五攻关课题之一。1998年油田投入注气开发 ,在注气方案设计、现场注气工艺技术应用方面 ,葡北油田注气开发开创了国内先例 ,其配套形成的完井工艺技术 ,气水切换技术 ,不排残酸酸化技术 ,吸气剖面测试技术 ,气体示踪剂监测技术为国内高油气比油田利用伴生气注气开发和三次采油技术应用将会有一定的借鉴和指导意义。

摘要：吐哈西部油田红南2块K1S2油藏为强水敏地层,压力敏感系数高,隔层条件差,自2004年投入开发以来,注入能力很低,多口注水井套管错断关井,油井见效严重滞后,注水井酸化增注效果差,表现为极易酸窜,酸后效果差等特点,本文根据低渗透油田的储层特征,分别从岩石矿物、入井流体和注水状况等实际资料入手,对影响注水能力的关键因素进行系统分析。在对历年来增注技术总价、评价的基础之上,利用五敏实验、防膨剂优选实验和常用酸液体积评价实验结果,采取重新进行岩芯五敏评价、增注酸液优选,压力效应分析等工作,提出应用匹配酸液、小排量泵施工实施酸化增注,施工过程严格控制施工压力和排量,采取双限设计,取得较好的增注效果,为同类型油藏增注提供了较好的借签意义。