注采系统

摘要： 稠油油田注采系统的石炭系井、油稠井、低产井、高含水井、末端站、注(暖)汽管线等在冬季存在冻堵风险。为提高公司原油产量,保证正常生产,需要及时对冻堵井、站区、管线进行解堵。在解堵实践中,形成了用化学药剂、蒸汽、明火、电焊、热洗等解堵方式。对公司注采系统化学、蒸汽、明火解堵现状进行调查,分析统计了解堵效率。然后通过精细管理、小改小革较大程度提高解堵效率,从而实现降本增效,促进上产。

摘要： 油田低产低效井的成因是多面性的.本文依据不同类型的低产低效井,结合目前工艺状况,井筒情况,泵效和沉没度相关性,遵循"既要有效果,又要见效益"的原则,采取"整体部署、分类研究、分批治理"的方法,坚持油、水井并重的原则,有针对性采取配套治理对策,应用现有油藏规律性认识与采油工艺技术进行治理.并取得了理想效果,以期能为今后油田开发生产提供参考与指导.

摘要： 大庆油田外围采油厂主要以开采构造—岩性油藏为主,随着开发时间的延长,各区块暴露出来的问题与矛盾越来越凸现.为优化注水井结构调整,提高注水量由老井的主力油层向新井的非主力油层转移,改善吸水状况,就注水开发效果影响原因进行了系统分析并提出下步治理对策.下步计划结合井区含水,加大周期注水力度,进一步扩大水驱波及体积,提高注水利用率;通过应用深度调剖技术封堵裂缝和高渗透带,降低主力生产层的吸水量;整体治理欠注井,调整地层剖面,合理采取增注措施促进井区油井多个连通方向水驱状况的改善;控制区块中高含水井区含水上升速度和高注采比井区的低效注水量,为措施井提高地层能量,按照调整界限开展注水结构调整.

摘要： 研究表明:同一地层压力,不同含水阶段所需的流压不同,随着含水的上升,油井的合理流压降低;含水定值后,其他条件不变,改变原油溶解气系数。油井的合理流压随原油溶解气系数的增大而升高;含水定值后,其他条件不变,改变饱和压力。油井的合理流压随油藏饱和压力的升高而升高;含水定值后,其他条件不变,改变地层压力。油井的合理流压随地层压力的升高而升高。随含水的增加,合理井底流压也随之降低;含水相同时井距越小合理井底流压越大;相同井距和含水条件下,油层性质越差合理井底流压越大。

摘要： 通过对岔河集水下分流河道砂体的特征以及对开发的影响进行详细的分析和研究,根据钻遇砂体统计,岔河集油田水下分流河道砂体表现为纵向厚度小,河道宽度窄的特点,单砂体厚度集中分布在1 ～5m之间,河道宽度普遍小于100 m.加密钻井能新增钻遇砂体和油砂体,砂体和油砂体的连通率也有所增加;但即使井距加密到100 m左右后,井网对砂体的控制程度仍然较低.大部分油砂体难以形成注采关系,表现为有采无注或有注无采;有注采关系的油砂体也以两点法和三点法注采系统为主,难以形成完善的注采井网系统.油井和水井的多向见效关系主要是由于合层开发造成的假象.由砂体特征影响而形成的剩余油类型主要为:现有井网没有控制的透镜状油砂体,有采无注弹性开发形成的剩余油,和水驱单向受效形成的剩余油等.%Detailed analysis and research on the characteristics of Chaheji river catchment distributary channel sand body and its effect on development are carried out.According to statistics of sand bodies by drilling,the subaqueous distributary channel sand body of Chaheji oilfield has small vertical thickness and narrow width.The thickness of single sand body distributes between 1-5 meters,and the river width is generally less than 100 meters.Sand body and oil sand body can be added by infill drilling,and connectivity of sand body and oil sand body is also increased.However,even well spacing reduces to 100 meters,the degree of control pattern to the sand body is still low.Most of the oil sand bodies are difficult to form the injection production relation,appearing the phenomena like production and no injection or injection and no production.The injection-production relationships of oil sand body mainly are two point and three point of injection production system.It is difficult to form a perfect injection-production well pattern system.The multiple direction effect relationship between oil wells and water wells is illusion,mainly due to the development of composite layer.Affected by the sand body characteristics,the types of remaining oil include mainly lenticular oil sand body with no control of the existing well pattern,remaining oil of production with no injection by elastic development,remaining oil by one-way water flooding etc.

摘要： 基于潍北油田目前注采现状,对所有油井进行全面能耗分析,充分考虑井斜和结蜡影响,分析地下效率与地面效率,找出制约潍北油田抽油机井系统效率的关键因素,制定针对性地治理措施,提高整体系统效率降低能耗.

摘要： 江苏油田由于独特的地质条件,在水平井技术的应用过程中存在一些需要探讨和研究的技术问题.结合江苏油田小断块油藏的地质特征,对不同类型油藏的水平井地质优化设计进行了研究,包括水平井平面位置和垂向位置优化、水平段长度优化,并对3种模型下的注采系统进行了研究.通过研究得出了水平井地质设计的重要技术参数和完善水平井注采系统的合理布井方式.研究成果有效指导了江苏油田水平井的开发实践,对提高小断块油藏单井产能和采收率有重要作用.

摘要： 大庆油田外围采油厂主要以岩性油藏为主,随着开发时间的延长,各区块暴露出来的问题与矛盾越来越凸现.为优化注水井结构调整,提高注水量由老井的主力油层向新井的非主力油层转移,改善吸水状况,就注水开发效果影响原因进行了系统分析并提出治理对策.

摘要： 黄金带油田是辽河油田较早开发的砂岩油田,黄4块是其主要含油区块,随着采出程度的提高,油田开发矛盾日益突出,在借鉴同类型砂岩油藏有效开发经验以及保证经济合理的条件下,针对油田的实际情况,对地质状况,开发状况进行缜密分析,提出了有效地注水开发方案,提高了油田的采收率.

摘要： 大庆油田目前已进入高含水开发后期，面对资源品位变差、开发技术瓶颈等矛盾，减缓油田产量自然递减、实现油田持续稳产的难度越来越大。搞好油藏的注采系统调整，是高效开发低、特低渗透油田的重要措施，是实现老油田稳产的有效手段。本文通过将大庆油田划分为147个评价单元，分别对不同的单元选择油水井数比、注水井注水压力、油井地层压力、油井流动压力、注采比等五项指标进行综合定量化评价，表明注采系统调整对改善高含水油田开发效果、减缓油田产量递减具有较好的作用，且具有较强的经济可行性。

摘要： 辽河油区齐40块中深层蒸汽驱经过先导试验和扩大试验，已开始工业化推广应用。该块蒸汽驱现场试验能够取得成功的关键因素之一是形成了比较完善的注采系统配套技术，如高温长效隔热、分层汽驱、高温金属泵、高温浮环泵、高温陶瓷泵等技术。对该块中深层蒸汽驱注采系统进行总体评价，对注采系统配套工艺技术的特点及其适用性进行分析，其做法可为其他类似油田蒸汽驱提供一定的借鉴。

摘要： 基于风险的完整性管理是储气库安全管理的发展方向,储气与注采气系统是盐穴型储气库最重要的组成部分,研究并实施储气与注采气系统的风险评估对保障盐穴型储气库安全运行具有重要意义.综述了在盐穴型储气库储气与注采气系统风险评估的研究进展,包括风险因素识别、失效概率计算、失效后果估算和风险评估方法.介绍了盐穴型储气库风险评估应用实例.

摘要： 风城油田SAGD开发区地处敏感地带,受自然和社会因素大.开发区地面注采系采用三级布站工艺流程,主要危险有害因素为火灾、爆炸、中毒和窒息.通过定性分析和定量评价,确定油气集输单元和注汽单元最高危险等级均为Ⅳ级,属于"破坏性的",会造成人员伤亡和系统损坏.对注汽站子单元、集油管道子单元、接转站子单元分别进行了事故树分析、管道风险评分法和池火灾模型后果模拟分析,确定发生事故的主要因素、风险等级、事故后果以及防范措施,为同类油田SAGD的开发提供一定借鉴依据.

摘要： 留17断块为留西油田主力油藏,属非常典型的多层低孔低渗透油藏.自1983年投入开发以来,由于井网不适应、井距大等原因,导致水井吸水能力差,油井见效状况差,油藏能量保持水平低,采油速度仅0.8%,采出程度3.94%,开采效果差.针对以上问题,油藏先后采用了裂缝综合研究、整体加密调整、注采系统调整、压裂及重复压裂、解除油层污染等调整措施,油藏开发效果明显改善,采油速度提高到1.92%。目前油藏标定采收率30.7%,油藏采出程度已达20.9%,实现了低渗透油藏的高效开发,为同类型油藏的合理开发提供借鉴。

摘要： 四2红浅1井区稠油油藏自1991年全面投产,生产规模逐年扩大,到1993年产量达到峰值65.18万吨,但由于没有新的资源投入,产量和效益逐年下降,到2001年底,红浅稠油年产量为17.4万吨,油汽比0.12,吨油成本达到940.49元/吨,开发效益极差,油田可持续发展面临着极大的挑战:低产低效井增多,挖潜难度大;生产设施老化、管外窜槽严重,油田稳产基础薄弱;上返补层的工作量基本到位,层间接替的潜力不足;加密、调整的余地很小,产能建设的平面空间有限;储量的未动用区域地质条件复杂、原油粘度高,可动用的优质后备储量不足,增加油田储采比难度较大等诸多的困难,2002年初厂科研人员对红浅1井区整体决策,确定了“科学注汽、效益产油”的开发工作主线,并根据油藏开发的自身特点提出了以油井精细管理为核心,以生产运行的效益化为基础,以油藏研究为手段,围绕深挖油藏潜力、改善油田开发效果、增储上产等方面开展了一系列的研究,油藏生产形势于2002年底开始好转,并连续3年使低效区块保持产量稳中有升的生产形势,油田递减减缓,油汽比得到提高,油田的注采系统得到优化,油藏延长了油田的有效开采时间、预测采收率提高了近2个百分点,走出了具有“红浅”特色的挖潜新路子,并为采油一厂及新疆油田稠油产量的稳定提供了有力的支持.

摘要： 兴隆台油田经过30多年的注水开发,目前油层已普遍水淹,剩余油呈高度分散状态,总体上开发效果较好,开发水平较高.但主力块与非主力块,主力层与非主力层之间,注采系统完善程序、开发效果及开发水平还存在着一定的差异.根据四级断块的地质特点,结合开发生产过程,以剩余油分布特点为依据,把兴隆台油田57个开发单元划分为4种潜力类型.在此基础上筛选出12个开发单元,作为2002年剩余油挖潜重点研究调整区块.

摘要： 提出了一种基于分形理论利用生产动态资料对井间储层连通情况和来水方向进行识别判断的新方法。地面监测记录到的油水井注采量的动态数据，隐含着油水井井间储层连通性情况的信息。对由注水井、采油井和油水井井间储层组成的复杂非线性多相流系统的注采量记录数据，通过求取该系统这一组多变量注采量记录数据的分维数，可提取出其隐含着的油水井井间储层连通性的信息。该方法不需要复杂的数学模型和地质静态模型参数，可以实现从定性到定量解释识别，为井间储层连通性识别开辟了一条新思路。

摘要： 提出了一种基于分形理论利用生产动态资料对井间储层连通情况和来水方向进行识别判断的新方法。地面监测记录到的油水井注采量的动态数据，隐含着油水井井间储层连通性情况的信息。对由注水井、采油井和油水井井间储层组成的复杂非线性多相流系统的注采量记录数据，通过求取该系统这一组多变量注采量记录数据的分维数，可提取出其隐含着的油水井井间储层连通性的信息。该方法不需要复杂的数学模型和地质静态模型参数，可以实现从定性到定量解释识别，为井间储层连通性识别开辟了一条新思路。

摘要： 提出了一种基于分形理论利用生产动态资料对井间储层连通情况和来水方向进行识别判断的新方法。地面监测记录到的油水井注采量的动态数据，隐含着油水井井间储层连通性情况的信息。对由注水井、采油井和油水井井间储层组成的复杂非线性多相流系统的注采量记录数据，通过求取该系统这一组多变量注采量记录数据的分维数，可提取出其隐含着的油水井井间储层连通性的信息。该方法不需要复杂的数学模型和地质静态模型参数，可以实现从定性到定量解释识别，为井间储层连通性识别开辟了一条新思路。

摘要： 本申请涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种注采同井装置和注采同井系统。旨在解决注采同井装置只能适用于特定注采关系的储层开发，储层不同层系的注采关系改变时不能适用，导致油水井的利用率较低，储层开发效果较差的问题。该注采同井装置包括同轴设置的套管和油管，在套管与油管之间形成的环空区内设置有多个配注器和多个封隔器组，每个配注器与一个注水层相通，每个封隔器组与一个产油层相通。当储层不同层系的注采关系改变时，根据改变后的注采关系调整配注器和封隔器组的位置关系，就可以使注入水的流动方向根据储层的开发需要进行改变，提高油水井的利用率，进而适用于不同注采关系的储层开发，提高储层开发效果，达到控水增油的目的。

摘要： 本申请涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种注采同井装置和注采同井系统。旨在解决注采同井装置只能适用于特定注采关系的储层开发，储层不同层系的注采关系改变时不能适用，导致油水井的利用率较低，储层开发效果较差的问题。该注采同井装置包括同轴设置的套管和油管，在套管与油管之间形成的环空区内设置有多个配注器和多个封隔器组，每个配注器与一个注水层相通，每个封隔器组与一个产油层相通。当储层不同层系的注采关系改变时，根据改变后的注采关系调整配注器和封隔器组的位置关系，就可以使注入水的流动方向根据储层的开发需要进行改变，提高油水井的利用率，进而适用于不同注采关系的储层开发，提高储层开发效果，达到控水增油的目的。

摘要： 本发明涉及一种过电缆封隔器、同井采注工艺管柱和同井采注系统。同井采注工艺管柱中，生产层的流体经过潜油电泵机组进行气液分离，气液分离后的气体和液体向上流动，气体通过过电缆封隔器内的环形通道进入井口油管被采出，液体在潜油电泵机组中液泵的作用下向上输送，并通过过电缆封隔器中的内中心管进入到过电缆封隔器密封件上方且对应注水层位置的油套环空，以注入注水层。本发明的同井采注工艺管柱中，由于分离后的气体和液体在过电缆封隔器中单独输送，气体无需经过过电缆封隔器密封件上方的油套环空，不会导致分离后的气体与液体串流，无需在注水层上方另外设置封隔器，可简化同井采注工艺管柱的结构，进而简化整个同井采注系统的结构。

摘要： 本发明公开了一种深水天然气水合物注采系统和深水天然气水合物注采方法。所述深水天然气水合物注采系统包括：钻采平台；第一大位移井，第一大位移井的第二端部能够伸入到深水天然气水合物储层内，第一大位移井用于向深水天然气水合物储层内注入化学试剂、二氧化碳和用于加热的流体中的至少一者；和第二大位移井，第二大位移井的第二端部伸入到深水天然气水合物储层内以便开采深水天然气水合物储层中的天然气水合物。根据本发明实施例的深水天然气水合物注采系统具有产量高、建设成本低、风险小、能够连续运行、开采量高、便于生产操作和维护等优点，可望实现深水天然气水合物资源的大规模商业开采。

摘要： 本发明公开一种注采系统及注采方法，以解决现有技术中的注采系统在后期修井作业中生产井内管柱不容易起出的问题。本发明所提供的注采系统中，在生产井内设有彼此独立的监测管柱和生产管柱，在注入井内设有注入管柱和注气管柱，所述生产井末端与注入井井底相通；其中，所述监测管柱包括顺序串接的监测管、导锥，所述监测管中设有多个温压监测装置；所述生产管柱包括顺序串接的抽油杆、油气分离装置；所述注气管柱套设在注入管柱上部，注入管柱包括顺序串接的第一油管和第一封隔器且注入管柱末端设有喇叭口；所述注气管柱包括顺序串接的第二油管和第二封隔器。通过本发明所提供的注采系统及注采方法可以有效降低生产井内管柱不容易起出的难度。

摘要： 本发明是关于一种基于智能温控的火驱辅助重力泄油注采系统及注采方法，其中注采系统在生产井设有注入管柱、监测管柱和生产管柱三套彼此独立的管柱，在注气井设有注气管柱，以及用于智能调控产液温度的智能温控装置，其中：注入管柱串接隔热管、筛管和导锥，监测管柱串接监测管、筛管和导锥，监测管中设有测压装置，生产管柱串接空心杆、防气泵、气锚、筛管和导锥；智能温控装置包括设于监测管柱内的多组测温器，安装在井口生产管线上的测温探头，设置在地面端的数据采集设备，与数据采集设备连接的控制设备，连接控制设备的温控执行机构，其包含连通于注入管柱的注入管线、连通于注气管柱的注气管线、以及伸入生产管柱的电加热装置三者其一。

摘要： 本发明公开了一种深水天然气水合物注采系统和深水天然气水合物注采方法。所述深水天然气水合物注采系统包括：钻采平台；第一大位移井，第一大位移井的第二端部能够伸入到深水天然气水合物储层内，第一大位移井用于向深水天然气水合物储层内注入化学试剂、二氧化碳和用于加热的流体中的至少一者；和第二大位移井，第二大位移井的第二端部伸入到深水天然气水合物储层内以便开采深水天然气水合物储层中的天然气水合物。根据本发明实施例的深水天然气水合物注采系统具有产量高、建设成本低、风险小、能够连续运行、开采量高、便于生产操作和维护等优点，可望实现深水天然气水合物资源的大规模商业开采。

摘要： 本发明公开一种超临界多源多元热流体注采系统及方法，包括超临界多源多元热流体发生系统和一油管，所述油管设置于一开采井筒内；所述超临界多源多元热流体发生系统包括超临界气化反应器、超临界混合燃烧反应器；燃料浆液在有超临界水存在的条件下，在所述超临界气化反应器中发生气化反应，其气化产物又与溶解于所述超临界水中的含氧气体在所述超临界混合燃烧反应器中燃烧，形成了含有超临界水、二氧化碳的超临界多源多元热流体；所述超临界混合燃烧反应器连接所述油管。本发明系统的超临界多源多元热流体注采系统具有热效率高，降低稠油粘度，提高稠油流动性，增加采收率的效果。

摘要： 本申请公开了空气‑泡沫驱注采系统以及注采参数的测量装置，该系统包括：注入参数采集装置、生产参数采集装置、注采参数处理装置和安全报警装置；注入参数采集装置包括：注气组件；注气压力传感器、注气温度传感器、注气流量传感器和第一含氧量传感器；注液组件；注液压力传感器、注液温度传感器、注液流量传感器；生产参数采集装置包括：开采组件；产气流量传感器、产液流量传感器、含水率传感器和第二含氧量传感器；注采参数处理装置包括：信号采集模块、注入参数评价模块和生产参数评价模块；安全报警装置包括：检测模块、显示模块和报警模块。本申请能实时显示注采数据，当检测到安全参数发生异常时，能够发出警报，提醒工作人员处理。

摘要： 本申请公开一种注采辅助装置及其注采系统，所述注采辅助装置包括：能下入套管内预设位置的封隔器，其能在所述预设位置坐封以将所述套管密封分隔；所述封隔器包括中心管，所述中心管内能伸入注采管柱；连接在所述封隔器下方的活门机构，其将所述中心管下端封堵；所述活门机构能够在所述注采管柱下入时被所述注采管柱顶开并在所述注采管柱起出后恢复至将所述中心管下端封堵状态。所述活门机构包括封堵件以及连接所述封堵件的弹性件；所述封堵件连接所述中心管的下端并在所述弹性件的拉力作用下将所述中心管的下端封堵。本申请所提供的注采辅助装置及其注采系统能够无须压井即可起出注气管柱。