米博体育平台米博体育平台高升油田稠油蒸汽吞吐开发已进入中后期,由于油层非均质及层间矛盾的存在,致使多轮次生产后期产量急剧下降,油层动用严重失衡.从而研究并应用了分选注工艺技术,主要包括:强制分注、机械选注、自动配汽、分层配汽、投球选注、专家系统、高温暂堵、井下汽水分离器.此外,小直径机械分选注工具和小直径密封器的应用使该技术已形成了一整套综合性配套工艺措施.从现场规模实施应用情况看,分选注工艺技术是提高油层纵向上储量动用程度,改善层间矛盾,均衡油层吸汽剖面的行之有效的方法,取得了一定的规模效益.

　　可动凝胶调驱技术在华北油田应用多年,由于调驱剂体系适应温度范围较窄,限制了在高温油藏的应用,为此开展了高温砂岩油藏可动凝胶复合调驱技术研究.在不同温度条件下,改变化学剂的组成和配比,用正交试验法进行凝胶粘度、成胶时间、热稳定性、耐矿化度、与地层水配伍性等试验;表面活性剂降低油水界面张力、吸附损耗等试验;研制了集耐高温、抗老化、污水配制三个特点于一体的可动凝胶调驱剂,该剂采用超高分子量抗温耐盐的聚合物为主剂,筛选了高温复合延缓交联剂、高效稳定剂,体系中引入耐温抗老化基团;采用在调驱剂中适时、适度加入体膨剂的施工方法,实现了调驱与调剖的有机结合及施工压力的平稳注入;同时根据华北砂岩油藏非均质严重、实施区块高温稠油的特点,通过单剂性能考察试验及相互之间的配伍性试验,首次采用了体膨剂+可动凝胶调驱剂+复合驱油剂的联作工艺,使三种技术优势互补.室内试验和现场应用结果表明:该复合调驱剂热稳定性好(115℃恒温考察,240天不破胶);调驱剂地面粘度低(30mPa·s以下),交联时间可控(24～72h),便于大剂量施工;成胶粘度范围大(1000～25000mPa·s),可适应不同要求的注水井调驱;复合调驱剂既有调剖作用(封堵率98.2％),又有驱油作用(界面张力达到10-3mN/m以下,提高采收率12％以上);能够采用油田污水11000～12000mg/L配制,满足油田污水回注油藏现场使用要求.现场调驱实施24井次,工艺成功率100％,对应油井83井次,有73井次见到了调驱效果,油井见效率88％,累计增油26486t.该技术解决了高温(90～120℃)可动凝胶调驱剂大剂量污水配制时的延缓交联、热稳定性、耐盐性等技术关键,有效缓解了华北油田高温砂岩油藏开发后期层间、层内及平面吸水不均的三大矛盾,提高了水驱效率和油藏开发效果.

　　本文对国内外的硅酸类无机堵剂体系进行了研究,并分成了五类:延迟硅酸类堵剂体系,定时硅酸类堵剂体系,胶凝时间可控硅酸类无机堵剂,复合硅酸类无机堵剂以及其他硅酸类无机堵剂.对硅酸凝胶的堵水机理进行了总结和分析.对硅酸凝胶的制备、注入工艺、性能评价方法等进行了讨论,并分别提供了硅酸类无机堵剂在匈牙利油田和我国的实际应用效果的实例.对今后硅酸类无机堵剂的研究和开发提出了建议.

　　为既解决不压就喷,一压就死.油井在检泵作业时应用CaCL2或CaBr2水溶液压井后,油井产量失稳的问题,同时又解决供液不足油井的污染问题.用非离子聚醚型表面活性剂―生物酶体系为主,与阴离子及两性离子表面活性剂―生物酶体系等多种助剂复配,研制出的FRY-Ⅱ表面活性剂―生物酶体系在酸性条件下与生物酶结合形成酸性表面活性剂―生物酶体系能够清除地层的碱敏、水敏效应.在油井解堵中应用,取得了较好的经济效益,具有较大的应用价值.

　　冀东油田地质构造复杂,断块小,油藏类型样.过去一直以常规定向井开发,到十五初期,原油产量依然很低,年产油60×104t左右,平均单井日产油5.9t;采收率低、标定采收率18.8％,而开发成本较高.浅层天然水驱油藏,常规定向井网对油层的控制程度、动用程度低;一些井生产压差与采液强度大,诱发边底水突进,含水快速上升;还有一些浅层油藏胶结疏松易出砂、堵塞,作业频繁,多次防砂、解堵,措施效果差,定向井无法正常生产.水平井油层完善面积大、米博体育 米博官网采油强度低,可以开发难采储量、提高油田采收率和单井产量.充分利用已有的水淹井、套变井中的部分井筒侧钻水平井,具有充分利用原有地面钻采平台、输油系统,快速、经济、高效的挖掘剩余油的优势. 2002年冀东油田在复杂结构井完井技术研究方面取得重大突破,包括常规水平井带管外封隔器的筛管完井技术、侧钻水平井带管外封隔器的筛管完井技术、侧钻水平井带管外封隔器的筛管完井顶部注水泥技术以及配套的完井液体系,复杂结构井完井技术得到了大规模的应用,取得了显著的经济效益.已由过去单一的固井射孔完井技术逐步发展为一套适合多种油藏类型、保护油气层、提高水平井产能及采收率的综合工艺技术,具有完善程度高、完井成本低、防止油层二次污染、提高水平井产能及采收率的优点.同时,对短半径侧钻水平井、分支水平井、大位移水平井等特殊水平井完井技术进行了深入的研究和大胆的尝试,并获得了成功.以水平井为代表的复杂结构井完井技术,已经成为提高采收率和实现油田高效开发的一项重要技术.

　　采油工程技术研究院借鉴美国、加拿大、俄罗斯等国家先进的注气吞吐技术应用实例和俄罗斯层内生气提高采收率技术,研制开发出了层内生气单井吞吐技术.该技术的核心是在设计的地层深度注入到地层内的生气化学剂及气体分离化学剂融合产生高温高压和大量的CO2气体.现场试验表明:层内生气单井吞吐技术应用于油井,既可实现油井的二氧化碳增能吞吐,又可恢复地层原有渗流能力.为油田低能低产井的高效开发找到了一种有效的解决方法.

　　通过对超稠油蒸汽吞吐汽窜的实质及汽窜危害的研究,对曙一区超稠油汽窜的油藏因素和开发因素等进行了分析,并对防治汽窜的的进行了探讨,提出了适合超稠油蒸汽吞吐开发的汽窜防治措施.现场应用表明:通过采用优化射孔层位和注汽参数、推广应用组合式蒸汽吞吐的技术、实施高温暂堵、调剖封窜技术等,可以有效抑制和利用汽窜,改善油层动用状况,提高油藏开发效果.

　　辽河油田公司欢喜岭采油厂现有稠油注汽锅炉31台,年平均注汽 1147 井次,注汽量 286.27 万方,为完成上述注汽量,每年需要烧掉燃料油 18.6万吨,是目前油田企业耗能最大的设备.2002年以来,为降低锅炉燃油量,提高锅炉热效率,该厂对热注锅炉节能涂料进行了攻关研究,经过几年的室内研究与现场试验,研制成功了注汽锅炉超细轻质抗裂高温防护剂技术,共计在12台热注锅炉上进行推广应用,实施后,锅炉表面温度平均降低12.85℃,热效率平均提高3.43个百分点,节能效果显著.

　　压力脉冲技术自上世纪七、八十年代开始前苏联就已对其进行了实验研究并做了现场实验,我国于上世纪九十年代开始也开始对其做了大量实验并进行了现场实验和应用,现场实践证明压力脉冲对解除近井地带堵塞有显著效果.但目前对压力脉冲技术微观机理研究还很少,文中主要从流体诱发振动来解释压力脉冲解堵的微观机理以及压力脉冲技术在现场的应用效果.

　　辽河东部凹陷的黄沙坨油田,属于火山岩裂缝性中孔、低渗、气顶～边底水复杂断块油气藏,高含蜡原油进入溶解气驱开发阶段,地层压力不断下降,油气比上升,井温下降,结蜡程度日益加重,油层返吐压裂砂,油井频繁杆脱、砂卡和气锁等导致检修,吨油成本和措施投入不断上升和产出效益逐渐降低;普通热洗清蜡方式,流体进入地层,造成污染减产和排水期延长,油井的有效生产时率低,油田递减逐渐加大;应用井下多功能阀能够较好地解决生产难题,减少热洗液伤害油层,缩短热洗排水期,适度降低油井含水,提高生产时率和油井产量,同时还便于井下多种工具组合,解决油气比和砂卡等造成的倒井和减产,提高深井泵效,减缓油田递减.

　　稠油蒸汽吞吐开采是辽河稠油开采最主要的开发方式,取得了显著的效果.在稠油蒸汽吞吐开采进入高轮次采油阶段后,出现了新的问题,地层压力低,油井吞吐周期短、周期末产液量低;目前提液系统不适应生产实际.在采用了螺杆泵采油系统后取得了较好的效果,利用螺杆泵采油系统,配合变频设备和防砂技术,延长油井注汽吞吐生产周期300天以上.

　　冀中坳陷岔河集油田是非常典型的复杂断块油田,岔39断块是其中具有代表性的主力断块,目前已进入高含水期.经过二十余年的开发历程后,地下情况更加复杂、开发难度更大、开发效果和经济效益日益变差.为了做好调整挖潜,提高油田开发效果,亟需对断块进行重新认识,查明剩余油分布规律,探讨调整挖潜方向.根据现阶段对油藏的认识,利用硼中子测井、动态分析、数值模拟等方法,对岔河集油田岔39断块剩余油分布进行了综合研究,指出了剩余油分布主要集中在断层附近、井网不完善区以及河道砂体变差部位等,提出了调整注采井网、提高排液量等改善开发效果的措施.本文对岔39断块剩余油分布规律及改善开发效果的系列研究对同类油藏具有一定借鉴意义.

　　在SAGD开发方式下,蒸汽经过直井注入油层并在油层中形成连续的蒸汽腔,蒸汽冷凝放出巨大热量,原油经过加热后,和冷凝水一同依靠重力作用流入水平生产井被大排量采出,蒸汽的热能只有汽化潜热被有效利用,饱和水的热焓不仅对采油毫无贡献,而且影响油井的采油效果,为此,SAGD开发时蒸汽的干度越高越好.依据油藏工程研究设计,注汽干度要求在95％以上,而目前油田常用的注汽锅炉出口蒸汽干度仅能达到75％～80％,不能满足SAGD开发的需要,所以稠油热采锅炉给水反渗透水处理技术研究成为SAGD开发中解决高干度注汽的一项重要的内容.油田稠油热采锅炉反渗透水处理技术研究完成了燃烧锅炉22.5t/h锅炉反渗透水处理工艺流程方案研究,对反渗透水处理膜的清洗及维护技术进行了研究.采用一级两段反渗透系统工艺和树脂软化相结合方式能够有效提高锅炉给水水质指标,使注汽干度提高10％左右.依据设计方案,实施后水处理能力达到22.5t/h,能够去除原水中97％的盐份,水利用率为75％,使煤燃料锅炉在较燃油锅炉不稳定的工况下高效运行,具有良好的应用前景. 本研究通过反渗透水处理对注汽锅炉用水进行深度处理,从而提高锅炉出口蒸汽干度,达到SAGD注汽干度要求,保证和满足锅炉安全、可靠、稳定运行.该项成果可广泛应用于各类稠油热采蒸汽发生器.

　　辽河油区欢喜岭油田共有稀油井803口,开井461口,平均日产油2031吨,日产水7350方,平均含水78.34％.可见稀油井生产进入了高含水开发阶段.对于非均质多油层的砂岩油田,进入高含水开发阶段时,会产生一部分强水淹油层,若使这部分油层继续参与生产,会造成油井产液剖面不均衡.从而,不仅给弱水淹油层的开发带来不利的影响,而且由于油井产水量的增加,也会降低整个油田开发的经济效益.因此,必须采取有效措施,适时地在油井内对强水淹高含水层进行封堵,即进行油井堵水,以控制高含水层的产液量,降低流压,提高低含水层产液量,以达到调整产液剖面的目的.欢喜岭采油厂稀油区块在开发后期含水上升、控水增油难度大的现状,开展了常规机械堵水和机械堵水一次性管柱工艺技术.这类管柱融堵水管柱与生产管柱为一体,其上部为堵水管柱,下部为泵抽管柱,主要由Y211-114封隔器、Y341-115封隔器、单流洗井阀及泵组成.应用结果表明:一次性管柱堵水能够有效解决常规机械堵水后泵挂下深受堵水管柱限制的缺陷,且该项技术是一种成本低、简单实用的机械堵水调剖工艺,尤其对于油田开发进入中后期,控水、增产、节资将起到积极有效的作用.

　　随着川渝地区各主力气田可采储量的不断下降,部分勘探新区钻井难度日益增大,井深增加、地质条件更为复杂,对钻井工程的技术含量要求不断提高.以飞仙关、石炭系为主要目的层的超深井井深一般达到6000m左右,同时面临井下高压、高温、高含硫、机械钻速低、复杂事故多、钻井周期长等钻井难点.因此,如何在确保安全钻井施工作业,顺利实现地质目的的前提下,通过优化井身结构、合理采用气体钻井等新技术新工艺来降低事故发生率、提高机械钻速,缩短钻井周期显得尤为重要.本文通过对川渝地区目前超深复杂井钻井难点的分析,提出了针对川渝地区超深复杂井的技术措施及提速方案.

　　为使扶余油田地面受限、采用常规钻井技术无法实现开发的浅油藏得到高效开发,研究应用了采用直井钻机进行水平井开发的偿试,取得了显著效果.本文结合扶余浅油藏特点,分析了浅层水平井钻井完井难点,提出了解决措施及对策,并着重论述了现场23口井研究应用情况及效果,得出了几点结论及认识.

　　吉林油田扶余地区60年代开采,73年开始注水开发,到目前已是三次加密调整开发阶段,为了进一步使扶余地区松花江底以及扶余城镇内受地面条件限制,采用浅层定向井也无法实现开发的浅油藏得到高效开发,油田分公司加强油藏开发的精细研究,在全国首次开展了采用常规直井钻机进行浅层水平井钻井的研究与试验并获得成功.本文重点论述了扶余浅层水平井的固井技术难点,采取的技术措施以及取得的成功经验,其中的一些技术措施和成功经验的实施,值得类似的水平井固井完井施工借鉴.为今后利用水平井技术开发剩余油藏提高产能提供了一条切实可行的新方法.

　　套管钻井是近几年新兴的一项钻井技术,目前表现出强劲的发展势头.吉林油田针对套管钻井的特点,立足于工艺及工具设备国产化原则,进行了套管钻井工艺及工具配套技术的研究,并在吉林油田套保、扶余及新民地区进行了八口套管钻井的现场试验,采用改进型钻头脱接装置,根据地质要求进行了主力油层裸眼测井,并完成了井深1000m以上的套管钻井,取得了良好效果,实现了.证明国产化套管钻井技术经过完善后,可望成为降低钻井成本、提高效益的钻井新技术,具有广阔的发展前景.

　　DK-598井水平段机械钻速达12.8 m/h,创下了卡塔尔石油公司水平段日进尺305 m的最好记录.该井是由中国长城钻井公司承钻,位于卡塔尔杜汉油田的一口高难度水平井.针对DK-598水平井环境保护、油层保护、提高机械钻速等要求,对钻井液添加剂FLOWZAN进行了全面的评价、分析,认为生物聚合物FLOWZAN的特殊三级结构能够解决DK-598井井眼清洁问题:FLOWZAN长链状双螺旋结构使其具有减阻作用,使钻井液在水平段始终处于紊流状态,阻止了水平段岩屑床的形成,FLOWZAN的双螺旋结构之间依靠微弱的作用力形成网状立体结构使其具有高剪切稀释特性,有利于大井眼段的携砂和地面岩屑的清除;FLOWZAN与淀粉复配形成的滤饼具有良好的润滑性能,其形成的泥饼摩擦系数仅为0.0963,进一步加入原油或机油对摩阻系数贡献不大,不须再混入油类润滑剂,减少了环境污染;FLOWZAN在水中能依靠自身分子间作用力形成网状结构,能够在不加膨润土和其它固相添加剂的情况下悬浮岩屑,可用盐加重,能够配制成真正的无固相钻井液,其形成的泥饼可用复合酶清除,因此,具有较好的保护储层效果;FLOWZAN经两个阶段实现降解:第一阶段FLOWZAN被生物酶降解为低分子片断,第二阶段这些片断通过对流和扩散落到细胞的表面,并通过渗透作用进入细胞,成为细胞能量来源,.根据对生物聚合物FLOWZAN分析和室内评价,为DK-598井水平段施工设计了无固相生物聚合物钻井液,其配方为:0.228％FLOWZAN+0.5％淀粉+NaOH+Na2CO3+NaCL,该井施工结果证明生物聚合物FLOWZAN能够解决DK-598水平井系列技术问题,满足卡塔尔石油公司对该井严格的各项指标要求,是一种多功能处理剂.

　　针对目前国内外低渗透油田水平井压裂改造工艺复杂、限流压裂又有一定局限性的现状,研究试验了利用封隔器在油套环形空间进行分段压裂的工艺及配套技术,经现场23口井41段施工验证,工艺成功率100％,压裂改造效果十分显著.环空分段压裂封隔器实现了坐封、工作、解封全过程液压动作,水平井环空分段压裂工艺入井工具少,并形成了事故卡井打捞配套技术.另外,利用环空压裂还具有液体摩阻小、有利于提高排量、降低施工压力等优点,还可以进行长射孔井段多裂缝解堵压裂改造,为水平井压裂工艺开辟了新方法.

　　随钻井技术的发展,塔里木油田台盆区开发井简化井身结构,减少套管层次,致使轮南、东河塘、哈德及轮古等地区开发井裸眼段长达4500m左右,长裸眼固井漏失问题相当突出,并且油层套管腐蚀相当严重.为解决以上难题,塔里木油田开展了长封固段固井工艺技术的研究,优化固井方案,优选水泥浆体系,已经形成了一系列长裸眼、长封固井段固井技术,实现了提高固井质量、保护油层套管,延长油井寿命的目的.

　　2005年,为实现深井提速目标,在施工中全面推广了复合钻井技术、改进了技套泥浆性能、优选了新型高效钻头、试验了气体钻井工艺、完善了深层降斜手段、研究了加重解卡技术等,钻井速度得到了大幅度提高,钻井周期又缩短了20天.本文详细介绍了2005年深井提速现场试验效果,总结形成了一套提速技术系列,并对下部深井施工提出了建议.

　　有机氟硅聚合物(SF)抗高温钻井液是以聚甲基氟硅氧烷为主处理剂(降粘剂)的抗高温钻井液体系⑴.本文概述了有机氟硅聚合物的分子结构.阐述了研究目的、特性、机理、配方组成及现场转化、处理、维护要点.介绍了该钻井液在辽河、胜利、大庆、华北、塔里木等油田应用情况和使用效果.该钻井液配方简单、具有良好的抗高温稳定性、粘土容量高、抗盐能力强、维护时间长、有效延长泥页岩水化周期、抑制性强、利于防塌、减少井下复杂情况、利于保护油气层、无毒符合环境保护要求,是一种具有广泛应用前景的深井钻井液体系.

　　由于聚丙烯酰胺相对分子质量和水解度发生变化,常规的淀粉-碘化镉浓度检测方法已不适用于见聚油井产出液中聚合物浓度的检测.因此,研究了聚合物驱见聚油井产出液的处理方法,并采用超滤技术,应用美国Millipore切向流超滤系统,消除了产出液中盐和表面活性剂等杂质的影响,确定了超滤浓缩薄膜干燥法测试产出液中聚合物浓度的新方法,解决了目前现场产出液中聚合物浓度检测不准确的难题.试验结果表明,超滤浓缩恒重法测得聚合物浓度的相对误差小于1.0％,满足现场检测的要求.现场用淀粉-碘化镉法测得的见聚油井产出液中聚合物浓度明显偏低,误差较大,有待于进一步改进.

　　聚合物溶液在多孔介质中流动时,随着注入速度的增大,其弹性粘度也相应的增大.根据微元分析方法建立了聚合物溶液在多孔介质中的弹性粘度公式,研究了聚合物溶液在多孔介质中弹性粘度随流速的变化关系,给出了通过弹性粘度确定聚合物溶液开始产生拉伸变形和开始明显出现拉伸流动特征的临界流速的方法.在此基础上,通过驱油实验研究了不同流速条件下弹性粘度对聚合物驱采收率的影响,认为在临界流变流速附近,聚合物驱的采收率最高.

　　聚合物驱过程中跟踪调整措施研究是在大庆油田聚合物驱工业化推广应用取得实践经验的基础上,针对聚合物驱过程中不同阶段出现的油层非均质性严重、注入压力低、存在高渗透层或高吸水层、层间渗透率级差大、注采困难、生产井流压较高等问题进行的跟踪调整措施.本文在总结已有现场试验和做法的基础上,通过数值模拟与矿场试验相结合,对注聚合物工业化区块的开发及调整措施效果进行了综合评价分析,建立了聚合物驱过程中综合调整措施优化方法,完成了聚合物驱降本增效技术的筛选、评价及聚合物驱跟踪调整技术措施的优化设计方法研究.

　　空心抽油杆蒸汽伴热技术是针对目前稠油、超稠油和高凝油开采过程中采用的注蒸汽、掺稀油、加药降粘和电加热等办法存在工艺复杂、耗能太大、运行成本太高等问题,而研制出来的新技术、新工艺.该技术是将外部的注汽管网或专用的高温、高压锅炉产生的饱和水蒸汽,引到稠油井口抽油机的空心抽油杆上端经过空心抽油杆送到井下去,沿途加热油管中上升的稠油.饱和水蒸汽在空心抽油杆里与油管中上升的稠油进行热量逆流交换,气温逐步降低而凝结成水,到泵下掺入稠油中.由于空心抽油杆里饱和水蒸汽与油管中上升的稠油是逆流热量交换,因此井口出口油温较高,而被加热了的稠油可以直接进高压罐,就不需要再次加温.

　　油层岩石孔喉具有亚微米级尺度特征,计算表明渗透率为1μm2油层的平均孔喉直径为10.4μm,渗透率为2μm2油层的平均孔喉直径为15μm,对于注水形成的大孔道其渗透率大于10μm2,平均孔喉直径在20μm以上.因此能在油层孔隙中运移,并能在油层孔隙中改变液流方向、扩大油层波及体积的微球体应是亚微米级.本文简要介绍了孔喉尺度聚合物微球的合成及全程调剖驱油新技术研究情况.

　　锦612块位于欢喜岭油田的西南部,该块于2002年6月全面投产大凌河油层.初期4口油井均自喷生产,日产液140t,日产油122t,含水12.9％.由于依靠天然能量开采,该块油井产量递减较快,油井在生产6个月后产量递减1倍以上,至2004年9月,该块共投产油井5口,日产液85t,日产油36t,含水57.7％,与投产初期相比,区块平均单井日产油由30.5t下降到7.2t,下降了23.3t.整个区块累产油5.49×104t,累产气59.99×104m3,累产水2.88×104m3.采油速度2.49％,采出程度9.98％.水平井是指在钻到目的层部位时,井段斜度在85度以上,其水平段长度超过目的层厚度10倍以上的井.水平井技术在国内外发展很快,国内以胜利油田为代表的水平井技术已广泛应用于天然裂缝油藏、砂岩稀油油藏和稠油油藏,并将其作为新区开发、老区挖潜,提高采收率的重要手段之一.通过对锦612块采取分支水平井技术,使该块日产油由36t提高到83t,采油速度由2.49％提高到5.5％.并为类似区块提高开发效果提供了宝贵经验.

　　在油气田开发过程中,腐蚀是自始至终存在的严重问题,它不仅造成了巨大的经济损失,而且往往带来一些灾难性的后果.因此,开展油套管腐蚀机理研究,以选择合适的防腐技术,对于减少油套管腐蚀将具有重要的实际意义.本文主要开展了以下研究,并取得了一些重要结果. 1、对于轮南油田腐蚀现状进行调研.结果显示:轮南油田油气水三相中均含有较高的腐蚀性组分,加上井中高温、高压和液体冲刷等因素的作用,因而形成了一种很强的腐蚀性环境,这种腐蚀环境会导致油套管产生严重腐蚀;轮南油田井下油套管存在着严重的腐蚀,腐蚀类型为典型的CO2腐蚀.2、比较系统地研究了在模拟轮南油田工况环境下,油套管腐蚀特性.研究表明:按轮南油田的工况环境,所选井的油套管均发生了较严重的腐蚀,其中油管内壁腐蚀较油管外壁和套管内壁腐蚀速率要高.最严重腐蚀发生的温度范围在80℃～100℃之间,对应的井段位于1500米～3500米.1500米以上和井底腐蚀则较井中部为轻. 3、比较系统地研究了在静、动态环境中影响腐蚀的主要因素及其作用机制.结果表明:影响油套管腐蚀的因素较多,各因素在静态和动态环境中对腐蚀速率及形态的影响和作用机制存在差异.4、比较系统地研究了轮南油田典型油水井的腐蚀机理和规律.研究表明:静、动态环境中不同井之间腐蚀速率存在较大差异;同一口井中,不同材料间耐蚀性也存在差异;同一口井中不同井段,同种材料的腐蚀特征表现出较大差异;静、动态环境中,温度、流速、CO2分压对腐蚀速率的影响也存在差异. 5、研究了轮南油田细菌(SRB)腐蚀的机理和规律.结果发现:SRB对碳钢管腐蚀机理为SRB的阴极去极化作用以及代谢产物直接腐蚀金属.6、在研究轮南油田油套管腐蚀机理的基础上,进行了轮南油田油套管腐蚀控制方案的初步探讨.通过对几种防腐措施的对比研究,优选出缓蚀剂是适合轮南油田实际的防腐措施.同时,通过对几种缓蚀剂的筛选和评价,以及对其缓蚀性能的测试,优选出适合轮南油田使用的缓蚀剂.

　　针对国内外使用螺杆泵的数量逐年增加,出现的杆管偏磨日益严重.通过现场技术服务,结合采油厂应用螺杆泵实例,现从八个方面分析螺杆泵井产生杆管偏磨的原因,并针对产生的原因制定了预防和改进的措施.同时,参照螺杆泵驱动机理,以及杆柱与管柱内壁之间磨损情况,自主开发研制了滚轮式扶正器,可以有效防止对杆体和管壁的磨损伤害,延缓开采周期.

　　本文是中石化十五十条龙科技攻关成果.针对文东、文南深层低渗、异常高温、高压复杂断块油藏开展研究的.本文详细介绍了该技术的研究过程和取得的成果,得到了适应于高温低渗油藏深部调驱的耐温抗盐调驱体系,通过现场试验,进一步验证了该体系在的适应性,为高温高压、低渗复杂断块油藏提高采收率探索出了一条新的途径.

　　萨尔图油田南五区聚合物驱油层平面、纵向上砂体发育差异明显,本文针对这种情况,在射孔完井时,根据油层内各单砂层的沉积特点,采用正常射孔、高能复合射孔和压裂技术相互组合方式进行完井.一方面,通过调整油层纵向上渗流能力的差异,减小层间干扰;另一方面,通过改善平面上砂体的非均质性,解决后期注聚中出现的高注低采和低注高采的问题,探索一条利用调剖完井方法改善油层渗流性能的途径,为以后聚合物驱井的射孔完井提供了实践依据.

　　为了有效降低有杆泵抽油系统能耗、提高抽油机井系统效率,基于有杆泵抽油系统能量消耗分析,新建立了一套有杆泵抽油系统输入功率计算理论体系.新体系将有杆抽油系统输入功率划分为有效功率、地面损失功率、井下粘滞损失功率、井下滑动损失功率、溶解气膨胀功率5部分,提出了各部分功率的定义,找出了各部分功率的影响因素,确定了抽油系统输入功率与物性参数、井斜参数、设备参数及生产参数组合间的函数关系式.根据新的输入功率计算理论体系,提出了降低机采系统能耗的各种手段,分析了各种手段间的矛盾,提出了以能耗最低或以成本最低为目标函数的机采系统设计新方法.运用该方法进行机采参数设计,能够找出最经济的机采参数组合.文中将新方法与常规方法进行了技术对比,为适应新的设计方法,提出了对常规装备的改进办法并予以实施.新方法已经获得中国(专利号为:ZL 99109780.7)和美国发明专利(专利号:US 6640896 B1).经过全国各油田近万口井的实践检验,证实了新设计方法理论的正确性和对不同油藏条件的适应性.文中给出了新方法理论的检验实例,介绍了新方法在江苏、辽河、胜利、大庆等油田试验效果及现场推广应用情况.截止到2005年12月底,新方法已在大庆、胜利、辽河、大港、中原、新疆、华北、江苏、河南、长庆、江汉十一个油田54个采油厂进行了推广应用.现场实施的7930口井结果为:已实施井的平均单井输入功率从优化前的9.60千瓦降低到优化后的6.75千瓦,平均节电率达29.7％,平均单井年节电28837千瓦时,平均机采系统效率从优化前的17.34％提高到优化后的31.20％,平均提高了13.86个百分点.应用结果表明,较国际通用的API设计方法及其它设计方法,新方法能有效降低抽油机井系统能耗,大幅度提高机采系统效率,降低机采能耗成本;并能延长油井检泵周期,降低油井作业成本;并因减少井下作业占井时间而增产原油.

　　辽河油田锦州采油厂锦90块兴1组开展的氮气+热水+泡沫剂非混相驱经过5年多的现场试验,取得了较大的技术突破,形成了一套成熟的方案设计与动态调整、注采工艺配套、资料录取、生产管理和动态分析的方法.随着研究的逐步深化,在驱油机理及驱替介质在油藏中运移分布规律等方面逐渐认识清楚的同时,其地面工程与工艺配套技术亦日臻成熟.通过在试验中的摸索与实践,针对该试验特点,总结了在地面设备及配注工艺、泡沫驱动态监测技术、注采井配套工艺技术三方面的较为实用的实践经验和结论.

　　千22块莲花油层1992年3月以蒸汽吞吐方式投入开发,1995年进入吞吐开发后期,区块日产油67t/d,综合含水83.2％,采油速度0.87％,采出程度25.3％,年度油汽比仅为0.2左右.1996年7月开始实施注水开发,总体水驱效果较差.造成水驱效果差的主要原因是由于千22块为稠油油藏,采用常规水驱受效不明显.为此进行交替注采可行性研究,在注采对应关系较好的西部井区开展了交替注采试验.与交替注采试验前对比,取得了明显增油降水效果,提高了区块采收率.

　　含蜡原油对油井的开采有着很大的影响,文章分析了,温度沥青质压力含水对结蜡的影响.以及常用的防蜡方法的优缺点.涡流振动降粘防蜡技术,是利用振动片随抽油杆上下运动的能量起到了升温降粘的作用,振动片的运动产生微旋涡,旋涡的运动剪切摩擦破坏蜡晶.通过现场的使用具有一定效果.

　　泡沫酸流体是热力学不稳定体系,受温度、矿化度、酸碱度、含油量等条件的影响较大等弱点.通过大量实验研究,研制出了一种能耐高温、耐高矿化度、耐油的泡沫酸体系,其型号为FSH-01(文中称本泡沫酸).对该体系进行了动态性能评价实验,验证了其缓速性能、分流性能以及返排性能.利用可视化实验手段,对本泡沫酸在高温高压下多孔介质中的流动形态及渗流机理进行了深入探讨,该技术在现场应用中取得了显著的增产增注效果.

　　本文介绍的是张海502FH井大位移、水平井钻井技术.该井在钻井完井中应用了多项技术,如美国威德褔公司的斜向器,开窗工具;麦克巴的优质钻井液;贝克公司的LWD、马达、MWD;外合资众星的星孔式筛管,此项技术应用前景广阔,值得推广.

　　长庆气田上下古多套含气层系,为了充分动用多个含气层段、提高单井产量,开展了气井不动管柱连续分层改造合层开采技术攻关.该技术采用Y241可洗井封隔器分层改造合层开采一体化完井管柱,目前能满足不动管柱连续三层分层改造合层开采要求.经过80多口井现场应用表明,该技术分层改造可靠、施工简单、作业及排液速度快,对储层伤害低,降低了气田开发成本,对低压低产多层系气田开采具有一定技术借鉴或指导作用.

　　是一个复杂的断块油气田.进入注水开发阶段后,油水井套管严重损坏,使注采井网遭到破坏,增产增注措施受到制约.为此,通过对套损井原因分析,取系列配套的治理措施,并进行了以完善注采井网为主的区块综合治理,使油田的井况恶化的趋势得到好转,油田开发效果得到明显改善.

　　在深井、特殊工艺井等大型固井施工作业现场,参加固井施工人员、设备多,作业程序复杂,突发事件多,施工指挥难度大.针对这些难点,大庆油田研究开发了一套集固井施工参数监测、现场图象监视、声讯指挥、施工动态模拟与事故预警等功能于一体的可视化固井施工现场监测与指挥系统,使固井施工指挥在现场监控指挥中心可以随时掌握各项参数变化和各个关键环节工作状况,并及时准确地发布作业指令,做到对固井施工的统一指挥.系统充分考虑了固井施工现场高频震动、信号干扰等复杂条件,首次利用无线数据传输技术,配套了施工参数监测、视频采集系统,研制了固井施工数据与声讯传输终端(手持仪),实现了施工数据、图象和声讯信号的清晰显示、对讲;开发了固井施工监测软件,将固井设计与施工监测数据有机结合,实现了固井施工过程仿真模拟和异常参数预警,使固井施工指挥协调更加科学便捷,提升了固井的核心技术和市场竞争能力.

　　杜84块是辽河油田采用水平井技术整体开发的典型的蒸汽辅助重力泄油(SAGD)超稠油区块,开发目的层为量馆陶组和兴Ⅵ组油藏.该块地面及地下井网条件复杂,油层埋藏较浅,地层岩性疏松.为减小了馆陶油层上部水层对水平段油层的威胁,确保技术套管固井质,满足该区块蒸汽辅助重力泄油(SAGD)采油工艺的要求及达到与邻井防碰目的,水平井轨迹均设计成勺型、多控制点、多靶形状,设计轨道类型复杂,在施工过程中存在着较大的难度.本文从勺型水平的优化剖面设计、井身轨迹控制、钻具组合优选、井眼净化与安全钻井、优选泥浆体系和完井工艺技术等方面论述了针对该类型水平井的技术难点,采取的技术措施及成功的经验.

　　气体推进成缝增产技术,是在常规的射孔枪身外安装袖套式推进剂药柱(药柱成分主要为特定的发射药或火箭固体推进剂,内含支撑剂).射孔起爆后,射孔弹产生很强的金属流,射流击穿枪管、袖套药柱、套管、水泥环进入地层,在穿过袖套药柱的同时,引燃围绕在枪身上的推进剂药柱,药柱燃烧瞬时产生大量的高温高压气体进入地层,冲击射孔孔眼压实带,将射孔压实带消除,同时气体携带支撑剂沿射孔孔道进入地层,对孔眼产生较强的冲刷,使射孔深度增加,在近井区域产生辐射状径向多裂缝体系,最终形成深穿透与多裂缝的地层结构,从而改善近井带地层渗透性,达到生产井增产、水井增注的目的.

　　油田开发中后期,油井严重出砂成为亟待解决的难题,针对出砂油井及严重出砂油井的治理问题,提出强排-深防-强抽的一体化解决方案.该方案将强制排砂、油层深部防砂、强制携砂采油三项措施有机结合,形成一套防排结合,综合治理出砂油井的有效技术,降低单纯的防砂措施对油井产能的影响,保证严重出砂油井的正常生产,恢复严重出砂停产油井的生产,对于出砂油井生产具有重大意义.

　　本文介绍了涩北气田高泥质疏松粉细砂岩气藏,通过综合采用解、稳、固、防等配套防砂技术,形成了适合涩北气田的纤维复合防砂工艺.截止2005年12月底,纤维复合防砂已推广应用23口井,防砂后气井日产气量有了明显的提高,单井日产气量平均增加幅度40％以上,防砂有效期最长已达3年以上,满足了粉细砂岩气藏防砂和进一步提高气井单井产量的开发需要.

　　稠油开采一直是辽河油田开发一个重要课题,特别是稠油油藏开采的中期,更显得稠油油藏开采手段的匮乏,稠油油藏初期开采普遍采取的是蒸汽吞吐方式开采,但由于蒸汽高温引起套管、水泥环、油层之间应力骤变,这种多周期应力骤变使得固井水泥环松动失效形成套管外窜槽,导致上覆能量较强的水层水沿套管外窜槽下窜,造成生产油层水淹,导致油井含水升高原油产量降低.为了有效的封堵上覆水层,恢复油井产能,辽河石油勘探局锦州工程技术处在对此类高含水稠油井复产过程中,采用深调浅堵工艺技术,取得了良好效果,解决了上覆水层水沿套管外窜槽下窜,造成生产油层水淹技术难题.

　　染料；涂料；抛光剂；天然树脂；黏合剂；其他类目不包含的组合物；其他类目不包含的材料的应用

　　制冷或冷却；加热和制冷的联合系统；热泵系统；冰的制造或储存；气体的液化或固化

　　对金属材料的镀覆；用金属材料对材料的镀覆；表面化学处理；金属材料的扩散处理；真空蒸发法、溅射法、离子注入法或化学气相沉积法的一般镀覆；金属材料腐蚀或积垢的一般抑制〔2〕