高含水期影响油井含水准确性因素探讨
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生产油井含水突升原因分析及处理措施摘要:针对渤海油田某油井生产过程中出现的含水突升、产液量及井底流压上涨等情况开展了要因分析,通过要因分析认为是该井管柱原封堵工具(防上顶工具时效,丢手管柱上移)失效,原生产层位水窜所致,这也通过作业中起出丢手管柱后得到了验证。
基于此,为彻底解决油井含水突升问题,采取了现场对管柱组合由普合管柱+丢手管住更改为Y分管柱的应对措施,作业结束后启泵投产,通过跟踪生产数据分析,措施应用达到了目的要求,该油井含水恢复到了常规水平,成效显著。
同时也为后续类似情况的产生提供了相关参考依据。
关键词:生产油井;含水突升;防上顶工具;丢手管柱1油井生产现状渤海油田某口油井目前日产液93m3,日产油0.5m3,含水99%,流压11.3MPa。
1.1补孔前后数据对比该井自上返补孔作业后生产状况如下表1、表2所示:(1)该井自上返补孔作业后井底流压缓慢下降,于A年6月11日明显上升。
表1 上补孔作业前井底流压变化曲线表2 上返补孔作业后井底流压变化曲线(2)该井上返补孔前含水一直较高,上返补孔作业后含水明显下降后趋于稳定,于6月11日突然上升,如下表3、表4所示。
表3 上返补孔作业前含水率变化曲线表4 上返补孔作业后含水率变化曲线(3)该井自上返补孔作业后电机温度缓慢上升,于A年6月11日明显下降,如下表5、表6所示。
表5 上返补孔作业前电机温度变化曲线表6上返补孔作业后电机温度变化曲线(4)该井自上返补孔作业后产液量基本稳定,于A年6月11日明显上升,表下表7所示。
表7 上返补孔作业后产量变化曲线本井于A年6月11日00:30到1:10期间,井温由40℃下降至38℃,在4:00左右上升至50℃,后继续缓慢上升,目前稳定在54℃。
油压由3.5MPa上涨至4.5MPa,套压稳定在3MPa左右。
A年6月10日化验含水分别为2.3%和1.9%,平均化验含水2.1%,在现场发现参数异常后,多次取样,发现含水较高,平均含水99.1%,同时倒入计量后,产液量由40m3/d上涨至92m3/d。
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析
油田高含水期是指油田中含水率较高的时期。
在这个阶段,油井产量下降,油井采收率降低,油水比增加,给油田开发带来了很大的困难和挑战。
稳油控水采油工程技术是解决油田高含水期问题的重要手段之一。
稳油控水采油工程技术主要包括以下几个方面:
1. 油井防水处理技术:通过合理的油井防水处理技术,有效地控制油井的含水率,提高油井的产量和采收率。
常用的油井防水处理技术包括封堵剂注入、屏障注水等。
2. 油井调剖技术:利用调剖剂改变油层中的渗透率分布,增加油水界面面积,提高油井的有效采收半径,增加油井产能。
调剖技术常采用的方法有单一井调剖、井组调剖等。
3. 油井增产技术:通过改造油井,提高油井的产能,改善油井的产液能力。
常用的油井增产技术包括人工排液、电泵增压、抽油机采油等。
4. 油田整体开发技术:将整个油田纳入统一的开发模式,进行综合开发,提高整个油田的采油效率。
常用的油田整体开发技术包括注水开发、注聚开发、火烧开发等。
油田高含水期稳油控水采油工程技术在油田开发中起到了重要的作用。
通过科学合理地应用这些技术,可以有效地控制油田的含水率,提高油井的产量和采收率,延长油田的生产周期。
这些技术的应用,不仅能够为油田开发提供技术支持,还可以为油田的可持续发展做出贡献。
油田高含水期稳油控水采油工程技术的研究和应用具有重要的意义。
提高原油含水测定准确率的方法探讨在石油开采过程中,原油含水率测定的准确与否,直接影响着原油炼化和销售。
随着油田中开采原油的措施不断的更新,对原油含水率的准确测定要求越来越高。
基于此,本文通过对原油含水化验产生误差的因素进行分析,论述了传输线在线检测方法、甚高频电磁波谐振技术、全遥式在线检测方法在原油含水测定中的应用。
标签:原油含水;准确率测定;方法现阶段,我国在原油含水率测定方面开发出了很多种含水率测定仪,并将其应用到油田开采中。
虽然有一定的效果,但是由于技术水平比较低和工艺比较复杂等情况,在测定含水率时,其准确度、稳定性、安全可靠性受到比较大的影响。
这种情况下,在开采高含水油田时,难以适应实际生产的需求,因此,需要我们积极的探索新的原油含水率的测定方法。
1 原油含水化验产生误差的因素1.1 取样过程中产生的误差原油取样对含水化验影响是非常大的。
主要体现在以下两方面:第一,关掺水时间的影响。
在石油开采过程中,向油井中掺水然后进行循环是非常普遍的。
在取样过程中,如果取样人员没有关闭掺水,那么回油管中的水分会融入进样品中,影响原油含水的化验。
除此之外,对于油井来说,井的产液量不同,所用的关掺水时间也是不同的,会间接影响取样的准确性。
从而使原油含水化验产生误差。
第二,井口放空对取样的精确性也会有影响的。
在油井中取样时,井口中放出的采出液和溶解气会使取样工具中所带的死油带入样品中,使样品的准确性受到影响。
1.2 化验过程中产生的误差在化验过程中,对原油含水率测定的影响是最大的,主要体现在以下几点:第一,乳化油的流失,水在原油中存在的形式分别为溶解状态、乳化状态、悬浮状态、游离状态,其中分离游离水时乳化油也会随之流失,从而影响含水率测定的准确性。
第二,取样之后,对样品进行搅拌过程中,搅拌的不均匀会对原油含水测验产生误差。
搅拌的力度偏小或者是搅拌的时间不够,都会使样品在混合过程中,出现不均匀等现象,影响含水化验。
高含水期精细注水技术研究
高含水期精细注水技术是指在油田开发的高含水期,通过对油藏储层的精细调控,实
现有效的注水,提高油矿采收率的一种技术方法。
本文将从高含水期的工艺特点、技术原理、应用效果等方面进行详细介绍。
高含水期是指油田开发的后期,油藏含水饱和度高于50%的阶段。
在这个阶段,由于
油藏压力下降、开采压差减小等因素的影响,使得油水分离能力下降,导致采收率的降低。
传统的常规注水方法对于高含水期油藏的提高采收率效果有限,因此需要采用精细注水技
术来提高采收率。
精细注水技术的核心原理是通过优化水的注入参数和注入位置,提高油水分离能力,
增加原油的开采效果。
具体方法包括多层次注水、分层注水、岩石改造等。
多层次注水是指在高含水期油藏中,根据油水分布规律和储层特性,在不同深度设置
多个水层,分别进行注水。
通过不同深度的注水,能够充分利用油藏的有效导流能力,避
免水与油直接混合,提高原油的采收率。
岩石改造是指通过改变油藏储层的物理性质,如渗透率、孔隙度等,增加油藏的渗流
能力,提高原油的采收率。
具体方法包括化学改造、物理改造等。
化学改造是指通过注入
一定量的改造剂、聚合物等物质,改变储层岩石结构,提高渗透率和孔隙度。
物理改造是
指通过施加压裂、酸化等物理力学手段,改变储层岩石结构,增加油藏的渗流能力。
通过采用高含水期精细注水技术,能够有效提高油矿采收率。
经过实践应用,已经取
得了良好的效果。
但是需要注意的是,精细注水技术需要根据具体油藏特点进行针对性设
计和优化,以达到最佳的注水效果。
油田开发中解决高含水油井问题随着国内的大多数油井开采已经进入了中后期,油井采出液进入了高含水阶段,油井的开采率日益的降低,石油的产出比也逐渐的下降,给我国的石油供应带来严重的困境,为了满足我国日益增长的对石油资源的需求,就要提高油井的出油率,因此解决我国油开发中高含水油井问题就成为了一切工作的出发点。
标签:高含水油井;石油;石油开采;油田开发目前过高的含水率和油层存在伤害是许多油田部分井产能低的主要原因之一,我国的一些油井在注水开采的过程中,注水井和油井存在裂缝或是较大的孔道沟通,从而造成了油井暴性水淹,并且造成整个区块产能的下降,这种早期的开发方式严重降低了注入水的波及系数,不利于油田的长远开发。
高含水的油井,存在地层渗透率低、均质性差等问题,严重影响我国油井的出油率,不能满足我国社会经济发展和人们生产生活对石油的需求量,我国的石油储备量下降,严重威胁着我国石油能源的安全,本文就以延长油田吴起采油厂为例,主要对我国油田开发中高含水油井问题进行探讨,旨在提高我国油井的开发效益,增减石油产量。
一、延长油田吴起采油厂的概述延长油田吴起采油厂组建于1993年3云,现总资产有117.3亿元,职工5847人,生产油井3998口,现已具备年产200万吨,日产5400多吨的原油生产能力,是延长油田中生产规模最大、综合实力最强的生产单位,产量占到延长油田总产量的六分之一。
2011年,吴起采油厂把注水开发列为“天”字号工程,继续实行“一把手”负责制,将本年注水工作的目标任务确立为:新钻注水井325口,投转注230口,新增注水面积98.53平方公里,新增水驱量3173.46万吨;注水区自然递减率控制在8%以内,注水相对增油5万吨。
累计建成投运联合站5座,计量增压接转站13座,铺设集输管线1748公里,集输单井2622口,井区管输率达52.6%,提前建成投用了吴延原油运输管线,彻底结束了汽车运输原油的历史。
建成注水站48座,铺设注水管线910公里,井区道路、桥涵、队部、值班房全面改善。
高含水区域油藏开发及水驱方式研究随着全球能源需求的不断增长,地下油藏的开发利用成为人类的关注焦点。
然而,随着时间推移,大部分油田开始进入高含水期,这对开采工程提出了更高的要求。
本文将讨论高含水区域油藏开发及水驱方式的研究,以有效提高油井的采收率和提高开采效益。
首先,我们需要了解高含水区域油藏的特点。
高含水油藏是指油井的产液中水含量高于50%的情况。
这种油藏通常具有较高的含水层位,油井的产液中含有大量的水。
高含水油藏的开发难度较大,因为水的存在会影响油藏中油的流动性,降低油井的采集率。
此外,油水井之间的界面张力也会影响水的排出速度,从而增加了开采难度。
针对高含水油藏的开发,有几种常见的水驱方式。
水驱是指在油藏中注入水以增加采收率的一种方法。
目前,最常用的水驱方式包括前驱水驱、顺序水驱和后驱水驱。
首先是前驱水驱。
前驱水驱是指在高含水油藏中,先注入大量的水以驱出油井中的原油。
这样可以降低油井中的原油黏附力,提高采收率。
前驱水驱的优点是操作简单,但需耗费大量的水资源。
此外,前驱水驱还有可能造成水侵,从而降低开采效率。
其次是顺序水驱。
顺序水驱是在前驱水驱的基础上进行的一种改进方法。
在顺序水驱中,我们根据油井的渗透能力和密度等条件进行分区,分别注入不同浓度的水来驱出油井中的原油。
这种方式可以更好地控制水的注入量和压力,提高采收率同时减少水的浪费。
最后是后驱水驱。
后驱水驱是指在油井开采过程中,注入低含水量的水来驱出油井中的原油。
后驱水驱的优点是节约水资源,同时以较低的成本提高采收率。
然而,后驱水驱需要较高的工程技术支持,才能保证水的注入速度和压力的控制。
除了水驱方式,还有其他的开发方法可以应用于高含水油藏的开发。
例如,采用人工举升方法可以通过抽吸泵将油井中的原油抽出,可以快速提高采收率。
此外,也可以尝试使用化学驱等新的技术手段来提高采集效率。
总结起来,高含水区域油藏的开发是一个技术难题,并且需要根据油井的具体条件选择合适的水驱方式。
管输油品含水量影响计量交接准确性的原因分析及对策发布时间:2021-05-03T08:50:44.770Z 来源:《中国科技人才》2021年第4期作者:王俏女[导读] 管道运输是我国大力发展的成品油运输方式之一,但管线建成投用后一般要进行水联运,而水联运后管道内残存部份水量无法有效完全排出,致使下载油库经常会出现油品含水问题,这不仅影响油品质量还会由于水量无法准确扣减引起计量纠纷,给管理带来了混乱,给双方合作带来严重影响。
国家石油天然气管网机关有限公司华南分公司 510620摘要:为了解决管输油品含水量问题引起的计量纠纷,保证油品交接计量的准确性,本文对油品含水问题影响交接计量准确性的问题进行了详细分析和研究,从中查找出具体问题,并针对问题提出减少此类油品交接计量纠纷的途径和方法,最大限度控制油品交接中的误差,降低企业运营成本,提高经济效益。
关键词:管输油品;含水量;计量纠纷;准确性;计量交接引言:管道运输是我国大力发展的成品油运输方式之一,但管线建成投用后一般要进行水联运,而水联运后管道内残存部份水量无法有效完全排出,致使下载油库经常会出现油品含水问题,这不仅影响油品质量还会由于水量无法准确扣减引起计量纠纷,给管理带来了混乱,给双方合作带来严重影响。
因此,本文根据本人实践工作中的实际案例,总结经验,谈谈如何查找和处理此类数质量纠纷问题,目的在于减少油品交接纠纷,进一步提升数质量管理水平。
成品油管道输送在进行站库油品计量交接过程中,如果出现油品含水问题,一般是通过人工计量检尺对水量进行计量确认,然后再对计算出的水量进行相应扣减。
因此,水量的准确计量不但关系到油品交接的合理公正,还直接影响到贸易双方的经济利益。
一、分析含水量计量交接误差的原因1.人员素质对油品含水量计量准确性的影响目前,在管输油品输送中,我们与油库的计量交接主要是以质量流量计为主,但对于油品含水量的测定主要还是通过人工计量检尺进行,而人员因素是在测量过程中由于每个计量员的个体水平运行表现不同导致的主观因素,如果在进行含水量人工计量检尺的某个环节中发生人员误操作或计算错误,就会产生含水量算量误差,从而影响油品计量交接准确性。
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析通过对油田高含水期含油控油工程技术的分析,实现了稳定油水控制的效果。
提高油井产油量,合理控制油井含水量,达到稳定控油的技术要求。
针对油田含水量高的问题,采用各种截水技术措施来堵塞水位。
通过细分油层分层注水增强了低渗透油藏的位移,并提取了更多的剩余油。
标签:油田;高含水期;稳油控水;采油工程技术通过对油田高含水期稳油控水采油工程技术的探析,合理降低油井的含水率,提高油井的产油量,更好地完成油田生产任务。
节约油田生产的成本,减少水的处理量,尽可能提高油田生产的经济效益,满足油田开发企业的技术要求。
1高含水期油田的采油特征石油开发已经进入中后期,油田的综合含水量不断地上升,导致石油的含水量偏高,石油生产过程中,随着含水量的增加,发电厂的能耗即增加,从而增大了动力设备的能耗增加,导致油田的生产成本增加。
为了实现油田开发的经济效益指标,有必要实施稳油控水的技术措施,以利用油田采油工程技术的优势,提高油田的产能,实现油田开发的经济效益目标。
油田超高含水期存在很多问题。
生产和运营成本增加,抽水能熬过高,导致油田生产的经济效益低下。
过高的含水量,管道和设备严重腐蚀,非常容易引发泄漏事故,给石油生产带来安全隐患。
严重影响到油田生产的正常运行,必须采取技术措施进行升级改造,以能达到稳油控水的目的。
油田开发进入高含水期后,油井生产用水逐渐增加,油层出水或淹水,给油田生产带来隐患。
结果,油田的生产成本大大增加。
需要采取必要的技术措施,加强剩余油等的排量,提高油井产油量,实现油田开发生产计划。
稳定控油技术措施的应用必须确保稳定的石油生产,控制水的生产,降低单井的上升率,并以较少的成本投入获得较高的石油产量。
在油田开发后期推进生产,不断研究新工艺和技术措施,提高油田的最终采收率。
2高含水期中石油开发存在的问题2.1油田各层的质量差异很大,采矿难度增大油田是地下的天然存在的碳氢化合物,其在表面下方呈现液体,而另一方面,天然气存在于地表以下的气体中。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着全球对能源需求的不断增长,石油资源的开发利用变得愈发重要。
随着油田生产的不断开发,油田中的原油开采率也逐渐下降,伴随而来的是高含水期油田注水开发的挑战。
高含水期油田注水开发难题背后隐藏着许多技术和工程问题,需要通过改善措施来解决。
本文将对高含水期油田注水开发的改善措施进行分析,为石油地质工程中的注水开发提供参考。
一、高含水期油田注水开发的现状分析高含水期油田是指原油含水率较高的油田。
随着原油开采的进行,油田中的水含量逐渐增加,导致原油含水率升高,使得原油开采难度增大。
在这种情况下,注水开发成为一种常见的开采方式,通过注入水来提高油藏压力和原油采收率。
高含水期油田注水开发面临的问题也愈发凸显,主要包括以下几个方面:1. 油水分离难度增大:高含水期油田中,原油和水的混合程度较高,导致注水开发过程中油水分离难度增大,降低了原油采收率。
2. 油藏改造效果不佳:对于高含水期油田,进行油藏改造以提高注水开发效果是一种常见手段。
由于含水率高和地质条件限制等因素,油藏改造效果不佳,注水开发效果难以达到预期。
3. 油水控制困难:在高含水期油田开发中,油水控制是开采过程中的一个关键环节。
由于注水开发过程中的复杂变化,控制油水比例成为一个难题,影响了注水开发效果。
二、改善措施分析针对高含水期油田注水开发的问题,需要采取一系列的改善措施来提高开采效率和原油采收率。
以下是针对高含水期油田注水开发的改善措施分析:1. 加强地质勘探,优化注水井布局在高含水期油田注水开发过程中,地质勘探是十分重要的。
通过加强地质勘探,优化注水井布局,可以更好地了解油田地质构造和含水层分布情况,为注水开发提供更为准确的地质数据和布局方案,提高注水开发的效率和采收率。
2. 提高油水分离技术,改善油水分离效果针对高含水期油田注水开发中的油水分离难题,需要提高油水分离技术,改善油水分离效果。
通过引进新型油水分离设备和技术,加强油水分离过程的控制和管理,提高原油采收率,降低水含量,达到更高的开采效率。
胜坨油田特高含水期影响提高水驱采收率的因素及水动力学调整措施分析李兆敏吕翔慧(石油大学(华东)石油工程学院,山东东营257061)摘要分析特高含水期油田采收率的影响因素,是油田注水开发后期分析工作的重要一步,也是进一步提高原油采收率的基础工作。
本文根据胜坨油田的实际情况,结合矿场分析资料,分析了该油田的地质条件、原油物性随注水开发进程的变化规律以及处于特高含水期的胜坨油田出现的一些显著特点,得出了影响采收率的主要因素为原油粘度、油藏岩石润湿性、油藏非均质性、注入水质等;文中还总结了特高含水期油田为提高含水采收率而采取的水动力学调整方法,如改变液流方向、周期注水、堵水调剖、强注强采等,并且分析了胜坨油田经调整后的开发效果,对同类油田的开发有一定的参考价值。
关键词胜坨油田;采收率;特高含水期;堵水调剖;周期注水;强注强采前言最终采收率是油田地下资源利用程度的标志,是油田开发决策的重要依据,其高低也是油田开发水平的重要体现。
影响采收率的因素通常有三个方面,即油田的地质条件、开发方法、投入产出的经济效益,其中,地质条件是基础,开发方法是手段,经济效益是前提。
这三个因素的组合和相互制约决定了油田的采收率。
但是,随着油田注水开发的进行,油田的地质条件及原油物性等都会发生不同程度的变化,因而,各种影响因素对水驱采收率的影响程度也会发生不同的变化,对油田开发的调整措施也要适应新的条件,采取相应的措施。
本文结合胜坨油田特高含水期的实际情况,从地质条件及开发特点出发,分析了采收率的影响因素,提出了特高含水期油田的水动力学调整方法,并对该油田的调整效果进行评价。
1 胜坨油田概况胜利油田的胜坨油田位于山东省垦利县境内,是一个被断层复杂化的逆牵引背斜构造油气藏,也有少量由透镜体砂岩组成的岩性构造油藏。
胜坨油田是一套完整的河流——三角洲沉积,主要的沉积体包括辫状河砂体、浊流相河砂体、三角洲前缘相砂体等,各种沉积体的砂岩体,由于所处的沉积部位不同,储层的岩性、结构、沉积构造不同,岩石的孔隙度、渗透性和含油性也存在差异。
油田特高含水期开发调整的几点认识随着油田的开发和开采,随着油井的开采,油田的含水率也随之上升。
油田特高含水期开发调整成为了油田开发中的一个重要环节。
在特高含水期,油田开发面临着很多挑战,包括水力压裂效果差、水驱效率低、注水井增多等问题,如何在这些问题困扰下,进行合理的调整和开发,是油田工程师们需要认真思考和解决的难题。
一、了解特高含水期的特点油田特高含水期是指油层的含水量特别高,超过了一定的百分比,通常超过50%。
这个时候,油层中的水将会成为主要的流体,对于油层中的油来说,多为悬浮状态,并且水驱效果非常明显。
特高含水期对于油田的开采来说是一个非常严峻的挑战,需要开发人员通过调整开发方法和技术手段,来应对这一挑战。
二、调整开发技术和方法在特高含水期,传统的采油方法往往效果不佳,需要根据油田情况,调整开发技术和方法。
首先要考虑的是水驱开采技术,通过增加注水井的方法,加大水驱力度,帮助油井的采油速度。
同时也可以考虑提高采油效率的方法,例如采用高效的水平井,增加压裂技术的使用,改善油层渗透性等手段来提高采油效率。
还可以考虑通过地质调查找到新的开发目标,以确保油田长期的可持续开采。
三、加强油田水管理在特高含水期,油田的水管理尤为重要。
首先要做好注水井的管理和维护,确保注水井的运行稳定和有效。
需要做好水驱采油的管理,控制水驱比,控制有效油井的水驱效果,确保水驱过程的稳定和有效。
还需要加强对含水层的地质调查,找到更多的水源,以保证注水井的正常运转。
四、注重环境保护特高含水期的油田开发对环境的影响更为显著。
在注水和水驱过程中会产生大量的废水,需要加强对废水的处理和处理。
受到水驱影响,地表和地下的环境也会发生变化,需要加强环境监测,做好环境保护工作,减少对环境的影响。
五、加强人才培养在特高含水期的油田开发中,需要许多油田工程师和技术人员的参与,这就需要加强人才培养工作。
针对特高含水期的开发问题,培养一批具备技术和管理能力的油田工程师和技术人员,具备分析和解决问题的能力,确保油田的持续稳定开采。
高含水期影响有杆抽油井免修期的原因及其对策摘要:胜利采油厂已进入高含水期综合含水达91.4%,进入高含水期油井作业频繁免修期短。
通过对采油厂一年来1300多口井的作业原因调查,在认真分析各类作业原因的基础上,找到了高含水期影响油井免修期短的主要原因,并提出了相应的技术措施。
同时,对现场反映比较突出的杆管偏磨问题也作了比较详尽的分析。
关键词:高含水作业原因免修期抽油泵杆管偏磨胜利采油厂是一个开发五十年的老厂,原油的综合含水已达91.4%.由于含水上升,地层出砂以及井液腐蚀加剧导致抽油泵寿命短,作业频繁。
有一项对采油厂作业原因调查显示,泵漏、抽油杆断脱、砂卡砂埋、管漏和杆管偏磨失效,占总作业井次的81.2%,是造成油井作业的主要原因。
一、高含水期影响油井免修期的原因1.泵漏:泵的漏失主要有两个方面,一种是进出油阀的漏失,一种是密封间隙的漏失。
下面从结构和材质两个方面来分析造成这两种漏失的原因:1.1结构方面球阀:现在通常采用的阀为阀球阀座形式的传统结构。
但是进油阀要比出油阀损坏的机率高。
其原因就在于:在工作压差基本相等的情况下,出油阀有两个而进油阀则只有一个,这就使得进油阀的工作负荷是出油阀的两倍,此时喷射磨损对阀的损坏最为突出,使进油阀比出油阀更易损坏。
柱塞、泵筒:柱塞与泵筒之间是一种间隙动密封,间隙的加大是造成泵漏的另一重要原因。
密封间隙加大的直接原因,是柱塞、泵筒的磨损和腐蚀。
磨损主要是碾磨磨损和划伤磨损。
碾磨磨损和划伤磨损是由常规泵的结构缺陷引起的,常规柱塞在其上端形成具有两个台阶的阶梯轴结构。
当柱塞上行时,砂粒在柱塞上下两端的压差及重力作用下,在这两个台阶与泵筒的环形间隙中极易沉积,且不易被流体冲刷掉,有越挤越紧使柱塞发生自锁的趋势,使抽油泵在出砂和腐蚀双重作用下使用寿命更短。
1.2材质方面随着含水的上升,地层的胶结物质被水解,井液的含砂也随之增加,但阀的材料仍采用硬度低不耐腐蚀磨损和喷射磨损的3Cr13,泵筒采用合金钢氮化的组合泵筒。
o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律●1.水驱油田含水采油期划分(1)无水采油期:含水率小于2%; (2)低含水采油期:含水率2%~20%; (3)中含水采油期:含水率20%~60%; (4)高含水采油期:含水率6%~90%; (5)特高含水采油期:含水率大于90%。
●2.含水上升规律生产实践表明,一个天然水驱或人工水驱的油藏,当 它全面开发并进入稳定生产以后,其含水达到一定程度并 逐步上升时,将有关的两个动态参数在单对数坐标纸上作 图,可得到明显的直线关系,称该曲线为水驱特征曲线。
6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测o 一、水驱油田含水采油期划分与含水上升规律这条直线一般从中含水期 开始(含水率20%左右)出现, 而到高含水期仍保持不变。
在 油田的注采井网、注采强度保 持不变时,直线性质始终保持 不弯,当注采方式变化后,则 出现拐点,但直线关系仍然成立。
人们就可以运用这一定量规律来描述和预测各油田在 生产过程中的含水变化,产油水情况,最终采收率及可采 储量等。
6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测 水驱曲线o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式●1.甲型水驱曲线水驱油藏含水达到一定程度后(一般在中、高含水期), 累积产油量与累积产水量的关系曲线在半对数坐标上是一条 直线,其基本关系式为:★常数a的物理意义; ★水驱曲线形态与开发效果。
●2.乙型水驱曲线甲型水驱曲线表达式中各项分别对时间求导后,得到水 油比与累积产水量的关系为:6-2 油田含水规律的研究和预测油田含水规律的研究和预测 aN b W p p / lg lg + = a W Q Q WOR Pw 3 . 2 0== )1 3 .2 ww P f fa W - = ( 或:o 二、水驱特征曲线的类型及基本关系式将水油比与累积产水量的关系代入甲型水驱曲线表达式中,得: 即:其中:●3.无量纲水驱特征公式甲型水驱公式中各项除以原始地质储量得:优点:无论油田大小如何,均可用同样的无量纲参变量表达,数值大小不同反映效果不一样。
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施随着全球石油资源的日益枯竭,油田资源开发逐渐转向高含水期油田。
高含水期油田开发的主要问题是产能下降、采收率低、注水效果差等,因此如何改善高含水期油田注水开发效果成为了亟待解决的问题。
为此,本文将试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施。
一、提高注水压力提高注水压力是改善高含水期油田注水开发效果的重要手段之一。
高含水期油田地层孔隙度大,渗透性低,油层中的水分布较为均匀,因此需要通过增加注水压力来推动水驱油的过程,以提高采油效率。
提高注水压力可以改善地层渗透性,增强地层孔隙结构的渗透性,有助于提高采收率,提高油田的开采效率。
二、优化注水井网布局三、注水质量控制注水质量直接影响着油田开发的效果。
在高含水期油田注水开发中,需要强化注水质量的控制,通过提高注水的纯净度、控制水质的PH值、减少注水中的杂质含量等方式来改善注水开发效果。
合理调节注水质量,能够有效地减少地层的造斜程度、改善地层渗透性,提高地层的流动性,从而提高采收率。
四、提高油藏物理模型的精度在高含水期油田注水开发中,提高油藏物理模型的精度是提高注水效果的关键之一。
通过精确的地质勘探工作,获得更为精细的地质勘探资料,研究油藏的物理模型,可以更加准确地确定高含水期油田地层的渗透性、孔隙度等参数,为注水开发提供更为准确的数据支持,从而提高注水的开发效果。
五、加强油田监测和管理加强油田监测和管理是提高高含水期油田注水开发效果的重要举措。
通过建立完善的监测体系,实时监测油田地层的渗透性、孔隙度、含水饱和度等参数变化,及时发现并解决油田开发中的问题,提高注水的效果。
加强油田管理工作,严格控制注水操作,提高注水的精度和效率,从而提高油田的开采效率。
提高原油含水测定准确率的方法探讨摘要:随着社会经济的发展和人们生活水平的提高,社会对能源的需求量越来越大,尤其是石油资源的需求,而在实际原油开采过程中由于技术条件和环境的限制,开采效率还有待提高。
在采油生产中,原油含水率的测量对原油外输计量的准确性具有重要的影响,直接关系着原油生产效率。
对此,本文主要针对如何提高原油含水测定准确率进行分析和探讨。
关键词:原油含水检测;准确率;误差;措施前言:石油开采出的液体是一种油气水混合物,其具有较为复杂的流动性,自身呈现出非线性关系,加上现阶段对其运动情况和组成机理的研究尚且较少,还没有研制出高精确性的原油含水测定设备。
本文主要针对原油含水测定中存在的误差进行分析,从取样和化验两个过程分别进行探讨,提出提高原油含水测定准确率的有效方法,并通过实验证明这些措施的有效性,旨在为油田集输单位原油含水测定提供依据。
一、原油含水测定方法现阶段,国内对于测量原油含水量,通常采用蒸馏法和离心法两种方式。
其中,离心法相比较蒸馏法速度较快,操作较为简便,被广泛应用于矿区化验中,适用于含水量较高的油样检测中。
其主要原理是利用水与原油之间互不相容、密度不同等特性,利用破乳化剂的作用将原油中的乳化水相分离,然后通过离心机的高速旋转产生较大的离心力,将密度较大的水分离到管底部沉积,从而实现油与水的分离。
而蒸馏法主要适用于含水量低于30%和高于98%的油样检测中。
计算原油的含水量可以通过观察水位刻度来获取。
二、原油含水化验误差分析1.取样误差井口放空和掺水时间是影响取样准确性的重要影响因素,在油井生产过程中,通常采用油井掺水循环,若在取样过程中掺水没有关闭,就会导致回油管线中的掺水混入到样品中,从而降低了取样的准确性。
不同油井产量不同,其掺水时间也是不同的,则取样准确度也有所差别,这也会影响原油含水测定的准确性,对误差程度大小具有一定的影响。
此外,不同的油井中含气量和含水量是不同的,在取样过程中,由于溶解气和采取液的排出会将取样装置中的死油融入到样品中,降低样品的纯度。
高含水期影响油井含水准确性因素探讨
摘要:油田已进入高含水开发阶段,含水上升速度较快。
为给地质动态分析提供更加真实有效的数据,含水化验数据的真实性和有效性就至关重要。
本文就化验过程中对含水数据的影响因素进行了分析,包括取样、运输到化验,等各个环节对化验数据的影响进行分析,尽量减少人为因素对数据准确性的影响。
关键词:油田;高含水期;含水率;化验数据
中图分类号:td327.3 文献标识码:a 文章编号:1009-914x (2013)23-401-01
前言
近年油田含水已进入高含水开发阶段,含水上升速度较快。
为给地质动态分析提供更加真实有效的数据,含水化验数据的真实性和有效性就至关重要。
本文就化验过程中对含水数据的影响因素进行了分析,包括取样、运输到化验,等各个环节。
其中:包括取样时操作步骤对数据的影响,运输过程中样桶会对含水造成什么样的影响。
化验操作方面,样品搅拌力度,仪器预热时间,读数时的视觉角度等方面对化验数据的影响进行分析,尽量减少人为因素对数据准确性的影响。
1 取样操作对化验数据的影响
样品采集是否合格从根本上决定了化验数据准确性。
是否可以采集到真正能反映地下油层含水情况的样品是关键。
1.1 关掺水时间
取样管理办法要求,取样前要先关掺水阀门5min,确保没有掺水流入井筒。
如果关闭的时间不够,就会造成井筒中存有掺水,取样时掺水会随着油流一起流出,含水数据就会偏高。
这一影响因素在操作过程中是可以避免的。
取样之前,关闭掺水阀门,注意观察,听其是否还有声音,用手摸管线是否还有热度,在确定闸门确实已关严后再记录时间。
若井口闸门关不严,就要关闭计量间的总掺水闸门。
由统计数据可以看出关掺水2min做出的数据明显高于关掺水5min做出的数据。
这也说明关掺水的时间长短对数据的影响是比较大的。
而关掺水10min与5min比较数据有高有低,根据井的实际情况并考虑到天气情况,关掺水的最适宜时间应该是5min。
1.2 放空量
掺水关到要求时间后,就可以放空。
放空的主要目的是放出管道里的残余油,便于真正取到从地层里出来的油。
这一环节也很重要,放空不彻底就会取到大量的残余油,做出的含水数据就不能真实的反应地下的情况。
放空的量要掌握好,通常要放出一到两桶油(以取样桶为标准),根据具体井的情况具体定,最终是看见新鲜油流为止。
表1放空前后含水对比表
井号产液放空后含水未放空含水差值
1 165.8 93.1 91.
2 -1.9
2 111.4 92 91.2 -0.8
3 86.1 85.8 83 -2.8
4 36.3 91.8 91.
5 -0.3
由上表可以看出,取样前若未放空,最大差值可达2.8个百分点。
在同等压力下,水的流速要大于油,最后滞留在管道中的油会多一些,所以若不放空做出的数据要比实际含水值偏低。
1.3 上冲程取样
取样操作规程中要求,抽油机井要在上冲程取样,下冲程时关闭取样闸门,一桶样分三次取完。
上冲程油进入回油管线,这样才能保证取出来的是地层出来的新鲜油流。
下冲程气比较多,会影响油水的流速,导致进入样桶的油水比例并不能代表油层中的真实含水,做出的数据也就没有什么参考价值了。
1.4 取样闸门开关的大小
取样闸门旋开的大小会影响到油流流出来的速度。
若闸门旋开的较小,游离水的流速比较快,油流就会相对较少,含水数据就会相对偏高。
所以取样时闸门要开到2/3处,让油水都可以自由的流出,才能保证油样含水的准确性。
2 化验操作过程对化验数据的影响
离心法测定原油含水的原理是:原油与水是两种互不相溶的液体,其密度大小不同,在加入破乳剂的条件下,油中的乳化水被分离出来,再利用离心机高速旋转产生的离心力,密度大的水被甩到离心管的底部,从而实现油水分离。
含水化验操作过程虽然算不上复杂,但每个环节都会对结果造成影响。
本文主要针对几个重要环节即对数据影响较大的环节进行分析。
2.1 离心机对化验数据的影响
离心法测定含水的关键环节是离心部分。
将离心管放置平衡,加入50℃缓冲水后装入离心机中,在2min内转速平稳调至3200转/m in,设定时间为30min。
如果离心机的转速过大,甩出来的乳化水就比实际的多,导致做出的数据偏高;离心机的温度过高也会导致甩出的乳化水量偏高,相对的含水值就会偏高。
通过两个仪器的平行测定,从上表中可以看出仪器的稳定性对含水值有很大的影响,最大值可达0.6个百分点。
2.2 读数对化验数据的影响
在读离心管中乳化水的数值时,视线要与液面的凹液面下缘平行,其读数不得超过离心管的一个刻度,然后取平行测定两个结果的算术平均值。
如果不按操作要求操作,在这个环节很容易产生误差。
2.3 样品搅拌对化验数据的影响
操作规程中要求在40℃的水浴锅中加热油样,边加热边搅拌
3min。
如果样品搅拌的时间不够,油水混合的不够均匀,在向离心管中倒油样的时候就会产生误差,恰好碰上油多的地方,含水值就会偏低,相反则会偏高。
看出样品搅拌的时间不够,含水值通常会偏低,但差值并不大。
3 运输过程对化验数据的影响
运输过程中若是样品有倾洒,会对含水数据造成一定的影响。
样桶盖若没盖严,就会洒出一部分游离水和油,洒出的水和油肯定是
不成比例的,这样就会影响含水化验的数据。
所以样桶盖一定要盖严,运输过程中车速要尽量均匀,尽量避免样品倾洒。
4 结束语
取样过程中,关掺水的时间长短对含水值的影响较大,应该严格按操作规程操作,从源头上杜绝误差的产生。
仪器的性能也会对数据产生很大的影响。
所以在平时化验的过程中,应该注意仪器的保养与维护,尽量最大限度的发挥仪器的性能,做出准确的数据。
?对一些人为造成的误差,应该尽量避免。
[参考文献]
[1] 杨永成,张英梁.对井口原油含水化验在用标准中有关问题的探讨[j].石油工业技术监督,2002.。