百重7、九区稠油外输温度及方案优化

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百重7油田开展多元热流复合注汽试验

百重7油田开展多元热流复合注汽试验发布时间：2021-09-03T02:49:12.555Z 来源：《科学与技术》2021年第13期作者：那比江·吐尔逊1 米纳瓦尔·阿不都卡德尔2 [导读] 多元热采技术是利用火箭发动机的高压燃烧喷射机理，将柴油和空气在燃烧室密闭燃烧，产那比江·吐尔逊1 米纳瓦尔·阿不都卡德尔21.新疆油田公司重油开发公司采油作业六区2.西部钻探井下作业公司摘要: 多元热采技术是利用火箭发动机的高压燃烧喷射机理，将柴油和空气在燃烧室密闭燃烧，产生高温高压气体将喷入燃烧室的水瞬间汽化产生多元气体。

多元热采技术具有增能、增压和波及范围广等特点，显著降粘提高采收率。

同时具有高效节能、注入阶段零排放，存水率低波及体积大。

百重7油田开展多元热流复合注汽试验,能降低油田配套设施和开发成本，同时解决克拉玛依地方就业。

主题词: 百重；多元热流；复合注汽；试验1.多元热采技术原理多元热流体发生器利用火箭发动机的高压燃烧喷射机理，将注入的燃料（天然气、柴油、原油）和氧化剂（空气）在燃烧室中密闭燃烧，依靠产生的高温高压气体（体积系数二氧化碳15.27% 、氮气84.19% 、氧气0.54% ）将混合掺入的水汽化产生高压混合汽体，主要成分是二氧化碳、氮气、水蒸气/热水，直接注入油层。

国内外研究表明，多元热流体吞吐技术是利用氮气、二氧化碳与水蒸汽产生协同效应，通过加热降粘和气体溶解降粘、气体增压、扩大加热范围和减小热损失、气体辅助原油重力驱等机理来开采原油。

多元热流体中的氮气和二氧化碳在较高压力下可溶解于原油，从而降低原油粘度，提高原油膨胀系数。

通过对稠油样品进行室内试验，发现在油藏温度在56℃，饱和压力为10.2MPa条件下，二氧化碳溶解气油比为45，溶解二氧化碳的原油粘度从464mPa?s降低到79mPa?s，降幅约为83%。

在温度在180℃，饱和压力为18.2MPa条件下，二氧化碳溶解气油比为40，溶解二氧化碳的原油粘度从14.1mPa?s降低到7.3mPa?s，降幅约为48%。

新疆油田采油工艺主体技术介绍

22
注水工艺
一新疆油田注水技术现状
汇报内容
1.注水分注工艺现状 2.注水井带压作业 3.防腐工艺
二存在问题分析
23
一、新疆油田注水技术现状
1、新疆油田注水分注工艺现状
2003年-2012年分注井数
注水井总数（口） 1929 2110 2285 2448 2554 2914 3127 3289 分注井数（口）二层 552 549 553 602 649 826 943 975 三层 218 230 236 255 293 360 408 510 2 2 8 19 25 30 四层小计 770 779 791 859 950 1205 1376 1515 分注层数（层） 1758 1788 1822 1977 2209 2808 3210 分注率（%） 39.9 36.9 34.6 35.1 37.2 41.4 44.0 46.1
完善和开发出适用于不同地层的地锚系列和套管头结构，完全满足了热采开发的安全生产需要。推广应用节能抽油机调速电机、变频调速器、液力耦合器以及抽油机变冲次技术等，提高了稠油井举升效率。
抽油杆油管抽油杆注汽孔油管
导汽罩
注汽孔
导汽罩
柱塞
柱塞
泵筒
泵筒
发展了多种类型的注、采两用泵，完全满足了各类稠油油藏的生产需注抽两用长柱塞泵示意图要。
盲管
管内扶正器
盲管段
管内封隔器
1
1
深度
分注分采/分注合采管柱（带泵+封隔器）
FHW13172双管注汽水平段温度剖面
15
3 地面工艺技术
3.1 多通阀自动选井集油技术
采用12、14井式多通阀自动选井设施。适用于各种模式下常规稠油、特稠油、超稠油油田的地面井口的集油工艺。具有附属设施少，占用空间小，安装方便，可操控性强等优越性；与传统管汇工艺比较，多通阀组可任意组合，实现了撬装化自动选井集油生产，综合投资可降低 30％。目前在风城、红浅、九7+8等井区大规模使用。

克拉玛依九9区齐古组稠油提高开发效果研究

Ｖｏ．４Ｎｏ．Ａｐｒ２２１３２．０１
编辑部网址：ｔ／ｈｔ／ｐ：ｗｗｗ．ｕｂｃｍｓｗｐｘ．ｏ
文章编号：１７ —５８（０２０ — ０６０６４０６２１）２０８ — ５
中图分类号：Ｔ３５Ｅ４
ＤＯ：１．８３．ｓ．６４０６２１．２０２Ｉ０３６￣ｉｎ１７ —５８．０２０．１ｓ文献标识码：Ａ
摘
要：克拉玛依油田九９区齐古组油藏由于埋藏浅，地层胶结疏松，汽窜出砂严重，影响了油井的生产效果。针对
该油藏逐步进入蒸汽吞吐的中后期，出程度高，采油井高含水，产能低，边底水侵入，开采难度加大，产量递减加快，开发效益下降等现状，了改善油藏整体开发效果，为选择该油藏有代表性的井组，用数值模拟方法对其进行下步开发利方案设计与指标预测。数值模拟结果符合油田开发实际。研究表明：克拉玛依油田九９区齐古组油藏吞吐生产后转连续蒸汽驱对改善生产效果，高采收率具有一定的积极的作用。提
克拉玛依九９区齐古组稠油提高开发效果研究术
冯国庆郭书菊郑爱萍孙术汀，，，
１“ ．油气藏地质及开发工程 ” 国家重点实验室．南石油大学，西四川成都６００；１５０
２中国石油新疆油田分公司重油公司，疆克拉玛依 ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ４０；３中国石油东方地球物理公司装备事业部华北作业部，新３００．河北任丘０２５６５２

百口泉油田百重7井区克上组沉积特征及油藏分布

测井曲线的形态特征．如幅度顶底接触关系、光滑程度和形状等，在很大程度上都是沉积岩岩性、粒度、分选、泥质含量、垂向层
序和沉积旋回等沉积特征的反映，是重要的相标志之一。利用测井曲线形态可以有效地反馈成因标志在纵、横方向上的变化，为识别沉
积相提供有价值的资料，并成为～种有效识别沉积相的途径。（）１测井曲线的幅度、接触关系及光滑程度。测井曲线的幅度可在一定程度上反映沉积物的粒度和泥质含量，从而推测沉积介质的水动力强度。百重７ｔ９区克上组以中高幅为主，尤其以高幅所占比例最大．这与沉积物粒度较粗有关。研究区砂岩主要以中砂和粗砂为主，其次为细砂、粉砂．同时地层中砾岩和砂砾岩含量较高。澍井曲线接触关系分为突变式和渐变式两类。突变式显示沉积体沉积前后水动力条件和沉积物供应的剧烈变化，浙变式表明砂体沉积过程的水动力条件和沉积物供应状况的逐渐变化。突变式接触在本区很发育，尤其是底部突变更为常见，百重７区克上组以此种类型相井对较多。测井曲线的光滑程度可在一定程度上反映沉积物的分选性。可分为光滑、齿和齿化三种，百重７微井区克上组以后面两种，尤其以微
化，形成稠油油藏。百重７井区三叠系克上组含油面积１．ｉ，地质２ｋ￣７ｎ储量１３．４２ｌｔｘＯ。为确定剩余油的分布规律，需明确各油组沉积微相
以前扇三角洲泥沉积为主，夹有远砂坝沉积。从沉积相分析可以看出，自下而上，分别沉积了扇三角洲前缘碎屑流沉积一水下分流河道一前三角洲泥。表明经历了沉积物由粗到细，水体逐渐变深的过程（图１见）。

稠油开发方案

稠油开发方案引言稠油是指黏度较高的原油，常见于油田开发中。

稠油开发具有一定的挑战性，需要采用合理的工艺方案来提高采收率和生产效率。

本文将介绍一种稠油开发方案，包括稠油的性质、开发工艺、设备选择等内容。

稠油的性质稠油通常具有以下特点：1.高黏度：稠油的黏度较高，流动性差。

2.高比重：稠油的比重较大，常常伴随着高含油率。

3.高胶质含量：稠油中含有大量的胶质物质，降低了它的渗透性。

稠油开发工艺稠油开发可采用以下工艺：1. 稠油稠化改造稠化改造是指通过添加添加剂改善稠油流动性。

常用的添加剂包括溶剂、表面活性剂和聚合物等。

稠化改造不仅可以提高稠油的流动性，还可提高采收率。

2. 蒸汽吞吐蒸汽吞吐是一种常用的稠油开发工艺。

通过向井下注入高温高压蒸汽，使稠油温度升高，降低粘度，提高流动性。

蒸汽吞吐工艺需要合适的注汽量和注汽温度控制。

3. 加热和稀释加热和稀释是一种简单有效的稠油开发方法。

通过加热稠油，降低黏度，提高流动性。

稀释剂可用溶剂或轻质原油代替。

该方法适用于稠油比较浅，地下温度较低的情况。

4. 压裂压裂是一种常用的增产技术。

通过注入高压液体将岩石裂缝扩大，提高储层渗透性，增加原油的流动性。

压裂需要合适的注液量和注液压力控制。

设备选择稠油开发需要选择合适的设备来实施工艺方案：1.稠化改造设备：包括添加剂的储存和输送设备，稠化剂加注系统等。

2.蒸汽吞吐设备：包括蒸汽发生器、蒸汽管道、注汽阀门等。

3.加热和稀释设备：包括加热炉、加热管道、稀释剂添加系统等。

4.压裂设备：包括压裂液泵、压裂阀门、压裂管道等。

选择设备时需要考虑以下因素：设备性能、适应稠油特性、安全性和可靠性等。

结论稠油开发方案应充分考虑稠油的特性和采收效率，选择合适的工艺和设备。

稠油开发是一个复杂的过程，需要科学合理的规划和操作。

通过本文介绍的稠油开发方案，可以提高稠油的开发效果，实现更高的采收率和生产效率。

参考文献：[1] 莎莎. (2021). 化学联合稠油增产工艺及应用研究. 中国石油和化学工业, 48(2), 321-325.[2] 张三, & 李四. (2020). 蒸汽吞吐技术在稠油开发中的应用. 石油与化工, 49(3), 111-115.[3] 王五, & 赵六. (2019). 压裂技术在稠油开发中的应用研究. 中国石油勘探, 24(6), 98-102.。

六—九区浅层稠油改善开发效果挖潜技术应用及效果评价

六—九区浅层稠油改善开发效果挖潜技术应用及效果评价【摘要】克拉玛依油田六、九区浅层稠油开发过程中存在老区可采储量采出程度接近极限，后备经济可采储量不足；超稠油井比例高，生产管理难度大；井况恶化严重，汽窜、出砂影响单井产能；机采效率偏低等问题。

通过技术创新、新技术推广应用研究等手段，形成了一套满足生产需要的挖潜技术，最大限度地挖掘老区油藏生产潜力，改善开发效果，保证油田高效开发。

【关键词】浅层稠油开发效果挖潜技术1 地质概况克拉玛依油田六、九区稠油油藏主力油层为齐古组和八道湾组。

齐古组油藏地层主要岩性为中-细砂岩、砂砾岩、粉砂岩，中-细砂岩含油性好，其它含油性较差，非油层主要为泥岩和砂质泥岩及致密夹层。

油层厚度5-21m，平均油层孔隙度31%，平均渗透率1900×10-3μm2，，含油饱和度68%，地层水型多为NaHCO3型，矿化度3283mg/L，20℃原油粘度35000-320000 m Pa·s，原始地层压力1.58-2.45MPa，压力系数1.0，原始地层温度17.4-19℃，油藏类型为受构造和岩性控制的浅层层状超稠油油藏。

八道湾组油藏下盘油层中部埋深420-570m，平均为490m。

上盘油层中部埋深215-325m，平均为270m。

该区八道湾组下盘平均有效厚度8m，上盘平均有效厚度4.7m，平均油层孔隙度27.6%，平均渗透率890×10-3μm2，含油饱和度66%，20℃地面脱气油粘度在3500-290000mPa·s之间，平均73000 mPa·s；原油密度平均0.946g/cm3。

地层水型为NaHC03型，矿化度平均5822.9mg/L。

断裂下盘油层原始地层压力5.04MPa，压力系数1.03，地层温度为21.1℃；断裂上盘油层原始地层压力3.0MPa。

2 生产现状目前老油区可采储量采出程度高达76.8%，已接近经济可采极限，后备接替资源匮乏。

新疆百重7油田破乳剂ZJJ室内评价与研究

３３二次添加破乳剂脱水效果评价．
取站内经过约６ｍｇ０／剂脱预处理原油样品，Ｌ乳
分别在６、５８ ℃三个温度点，分别添加破乳剂０５７、０、２、０６、０ｇ进行原油脱水率试验，图５６０４、０８ｍ／Ｌ，见、、
即非常细小滴（）珠的形式存在，成油包水乳状液，形这对原油的交接、提炼加工造成非常大的影响。目前世
界上开采出的原油有近８％是以原油乳状液形式存０
在。由于原油乳状液含水会增加泵、管线和储罐的负荷，起金属表面腐蚀和结垢，引因此原油乳状液在外输之前，要破乳脱水。工业上采用最多的是化学破乳都法，即破乳剂破乳。本文主要针对寻找摸索破乳剂ＺＪＪ对于新疆百重７油田原油破乳最佳效果工艺条件，对
水效果影响，结果见图１。
剂浓度、油含砂等因素对脱水效果影响，定破乳原确剂最佳工艺条件，为新疆百重７油田原油集输提供科
学依据。
１材料和仪器．
材料：重７单井未加破乳剂原油样品；处理百预
新疆石油科技
２０第４期（１）０８年第８卷
・７・２
新疆百重７油田破乳剂ＺＪ内评价与研究Ｊ室

提高六、九区稠油净化污水利用工艺技术研究与应用

提高六九区稠油净化污水利用工艺技术研究与应用
周建平（重油开发公司集输联合站，新疆
摘要：重油开发公司六、九区污水处理站给供热站锅炉供
克拉玛依
８３４０００）
净化油田污水以来，取得较好的社会及经济效益。但是由于原有管网布局不符合发展需要、管网老化、设备设施布局不合理等因素，造成六九区污水处理站每天有温度７０＇（３左右净化污水０．５ｘ１０４ｍ３－０．７ｘ１０４ｍ外排，而公司共有３１锅炉使用清水，实际点炉１６台。每天消耗温度２０￣Ｃ左右的清水在０．８￣１０４ｍ３左右，为降低污水外排，减少清水消耗，在对公司管网、设备设施现状充分调查分析的基础上，对管网进行优化调整，增加可使用净化污水锅炉台数，提高污水利用率。年节约清水１０５ × １０４ｍ３左右。年节约天然气３８８．９４ ×１０４ｍ３左右，年节约电量５７．８２ｋｗｈ，节约成本９４３．５８万元。经济效益显著。减少污水外排，减少锅炉废气排放，降低员工劳动强度，提高管理水平，具有较大的社会效益。关键词：稠油污水：工艺管网；节能减排
１０＃供热站的净化水共用此管线前段、中段及后段部分管段（２４０ｍ）。该管线已经过多次改造，其中，中段Ｄ２７３￣７钢管改造时间为２００７年，在改造过程中将管线上提到地面，目前运行状况较好，前段和后段老化，破裂严重，从２００６ — ２００９年，管线破裂

新疆克拉玛依油田调研计划(热)

新疆克拉玛依油田调研计划1、办理准入证2、开题设计报告3、调研预可研项目相关的现场参数和需求（1）油田的地理经纬度；（2）油田的太阳辐射参数：2010、2011年的年平均、月平均、日平均及夏至、冬至日的如下参数，✧辐射参数：总辐射、净全辐射、散射辐射、水平面直接辐射、反射辐射、垂直面直接辐射、日照时数；✧气压汽温参数：气压、平均气温、最高气温、最低气温、平均相对湿度、最小相对湿度；✧风速：平均风速、最大风速及风向、极大风速及风向（3）拟建太阳能聚光集热系统场地所在位置的交通、水源情况；是否便于太阳能工程的实施和运行？（4）拟建太阳能聚光集热系统场地的地质情况、可用面积、场地条件✧稠油油田是什么地质，能否承重✧当地地面平整度如何，是否便于安装太阳能系统；✧可利用太阳能的面积是多少✧可利用的太阳能场地是整块还是小块，分布情况？（5）新疆稠油油田目前的蒸汽生产状况。

✧目前新疆稠油油田有哪些蒸汽生产设备？主要设备为油田用注汽锅炉，规格主要为23t/h（风城建有1台130t/h循环流化床锅炉），至2011年底已建注汽站107座，注汽锅炉260台；配套建设软化除氧设施。

✧燃气锅炉和燃煤锅炉的分布及参数，需要注汽蒸汽油田分布情况？所建注汽锅炉分布在8个稠油区块，分别是九区、六区、红浅区、四2区、克浅区、百重7井区、风城油田、红003井区等，除风城油田有14台过热注汽锅炉（过热蒸汽，过热度5-10℃），其余区块均为普通注汽锅炉，为湿饱和蒸汽，干度为75-80%，锅炉出口蒸汽压力为8MPa～12MPa，工作温度为275℃～324℃。

表2.1.1-1 注汽站统计表油田对注汽蒸汽的需求量。

今后，风城油田注汽需求快速增长，红003井区有一定增长，区域各区块注汽需求递减。

（6）油田现有注汽蒸汽的输送情况：输送举例、管道保温情况等。

注汽锅炉产生的蒸汽由管道输送至配汽管汇再通过注采合一管线到井口，注汽管道规格为Φ114无缝钢管（20G），注采合一管道为Φ76无缝钢管（20G），管道采用低支架架空敷设，采用复合硅酸盐瓦保温（160m），外包镀锌铁皮。

百口泉油田百重7稠油计量监控系统管理与应用

在各种Ｗｉｄｗｓ系统环境中。ｎｏＣ＋＋Ｂｉｅ通过不同的驱动程序可以直接访ｕｌｒｄ
问常见的桌面数据库，ＰｒｄｘｄＡＳＦｒｒ、如ａａｏ、ＢＥ、ｏＰｏ
Ａｃｓｃｅｓ和文本数据库。通过Ｂｒｎｏｌｄ公司所提供的ａ
和计量器的控制和数据交换。上位机为ＤＥＬ服务Ｌ器，装Ｗｉｄｗ２０安ｎｏｓ００系统，行监控程序，过串运通口光电隔离器与ＰＣ通讯。见系统结构示意图。Ｌ３系统软件配置３１ＰＣ控制器软件．Ｌ
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３２操作站Ｐ．Ｃ软件
操作站上ＰＣ软件为独立自行开发，编程工具为Ｂｒｎ＋Ｂｉｅ，以开发通用的或基于客户ｏｌｄＣ＋ａｕｌｒ可ｄ／服务器模式的３２位Ｗｉｄｗｓ应用程序，ｎｏ能够运行
站内其它设备（炉、油泵、油罐等）锅转储的监控参数直接连接到ＰＣ；ＰＣ再通过ＲＳ８接口与值班Ｌ该Ｌ４５室内的上位计算机连接在一起，就实现了全站“ 这管
控一体化” 。在值班室内只通过上位机就可监视、操作、制所有现场设备。系统的应用能够方便现场控该人员的操作、理，轻劳动强度，管减实现人工无法实现的监测与控制，能确保生产安全、正常运行；提高管理水平和工作效率。１系统功能系统可以实现以下功能：在上位机上能够操 ① 作、控制现场２台稠油计量器及现场多台通阀，实现单井自动计量及多井排序自动计量配套协调工作； ② 在上位机上能对各台多通阀和计量器单独远程手动控制；现场过程参数的实时采集、 ③ 显示、报警、控制、算处理：．＃、＃转油泵运行状态显示；．运ａ１２ｂ１＃转油泵变频器频率显示；．＃、＃储油罐液位显Ｃ１２示、记录、节、调报警；注：用一台变频抽油泵（＃转油泵）共１作为控制回路执行器，限幅控制为≥ ２ＨＺ两台液位计一并Ｏ、用一备，同时只用其中一台液位计。储油罐液位显示复合控制：当液位ｈＨ２高）， ≥ （时自动启动２＃转油泵（工频）当液位ｈ； ≤Ｈｏ中），（时自动停止２＃转油泵；当液位ｈ ≤ＨＩ低），（时自动停止１＃转油泵；当液位ｈ ≥ Ｈｏ中），（时自动启动１＃转油泵；ＩＰＤ液位控制器始终作定值为Ｈｏ中）（的定值调节。④ １２＃、＃锅炉房可燃气浓度显示、记录、报警；１２ ⑤ ＃、＃锅炉运行状态显示；１２ ⑥ ＃、＃锅炉给水泵运行状态显示；１ ⑦ ＃、＃锅炉给水泵变频器频率显示、录；报表２记 ⑧ 生成、数据存储、化管理功能等；功能扩展。优 ⑨ ２系统结构

百口泉油田百重7稠油计量监控系统管理与应用

图：
３２操作站Ｐ软件．Ｃ
操作站上ＰＣ软件为独立自行开发，程工具为编
Ｂｒｎ＋Ｂｉｅ，以开发通用的或基于客户ｏｌｄＣ＋ａｕｌｒ可ｄ
／服务器模式的３Ｗｉｄｗｓ应用程序，２位ｎｏ能够运行在各种Ｗｉｄｗｓｎｏ系统环境中。Ｃ＋＋Ｂｉｅ通过不同的驱动程序可以直接访ｕｌｒｄ
手翱轴挖
近讯
ＰＣ，Ｌ用它来采集站内数据并通过ＭＯＵＳ协议与ＤＢ
多通阀控制器和计量器控制器通讯，实现对多通阀和计量器的控制和数据交换。上位机为ＤＥＬ服务Ｌ器；装Ｗｉｄｗｓ００系统，安ｎｏ２０运行监控程序，过串通口光电隔离器与ＰＣ通讯。系统结构示意图见下Ｌ
通讯设计的子程序和中断服务程序，使得通讯简单易行。在指令树中找到这些指令，选择指令时，有会个或多个相关的子程序自动添加到项目中，由这些程序来管理整个的通讯过程。
一
ＰＣ控制器软件负责站内的数据采集控制及Ｌ报警、多通阀控制、计量罐控制、手动控制、通讯等。软件分为数据采集、报警输出、多通阀控制、计量罐控制、动控制、讯几部分，序由主程序开始扫手通程
理经验和不足，出了下步的工作建议。为提高自动化系统的管理经验和技术水平奠定了基础。提关键词：自动化；管理
Ｌ
中图分类号：Ｎ９Ｔ３
文献标识码：Ａ

百重7稠油水平井杆柱配套技术研究与应用

百重7稠油水平井杆柱配套技术研究与应用X杨传军,宫翠兰,王献涛,吴金标,枚新民,瞿建华(新疆油田公司百口泉采油厂,新疆克拉玛依　843000) 摘　要:水平井钻井技术在百重7井区开发中的应用已较为成熟,但水平井注采杆柱配套技术仍处于起步阶段,技术水平难以满足现场使用要求,出现了抽油泵适应性差、杆柱频繁断脱等问题,严重影响水平井正常生产。

因此为了更好的发挥水平井生产能力,必须对水平井杆柱配套技术开展进一步的研究工作,以解决生产中出现的主要问题,提高水平井举升效率,最大限度地发挥水平井生产能力。

关键词:水平井;杆柱配套;措施应用中图分类号:T E243+.1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0101—02 由于稠油水平井具有水平段与油层接触面大、单井控制储量大、吞吐热效率高、单井产量高以及生产压差低等特点,近几年随着钻井技术不断提高,水平井技术越来越广泛地被应用。

新疆油田百口泉采油厂由于在水平井杆管配套工艺方面还处于起步阶段,水平井举升杆柱配套工艺难以满足现场使用要求,出现了抽油泵适应性差、杆柱频繁断脱等问题,严重影响水平井正常生产。

1　稠油水平井开采工艺技术配套现状及存在的问题1.1　百重7稠油水平井采油工艺配套现状1.1.1　完井方式直井段与斜井段均采用直径244.48mm 技术套管固井,水平段悬挂直径168.3mm 冲缝筛管。

井口装置大部分都采用SKR 14-78×52活动式双管热采井口。

图1　SKR14-78×52活动式双管热采井口1.1.2　稠油水平井生产工艺管柱配套现状水平井采用主副管双管结构:主管采用588.9mm 平式油管用于注汽、抽油;副管采用560.3mm 内接箍油管用于注汽、测试、冲砂等作业。

1.1.3　稠油水平井生产工艺杆柱配套现状抽油杆采用D 级519mm 防脱抽油杆,配下8根左右538mm 加重杆。

每根防脱抽油杆和加重杆下接一个防脱抽油杆扶正器。

大庆油田杏8～9区块稠油耐温乳化降粘剂的研制的开题报告

大庆油田杏8～9区块稠油耐温乳化降粘剂的研制的开题报告一、研究背景及意义稠油开发是当前油田开发的主要形式之一。

对于深层次和孔隙度较小的稠油储层，以传统采油方法开采难度较大。

因此，目前采用的主要方法是采用化学驱油技术，对稠油进行高效开采。

其中，耐温乳化降粘剂是主要驱油剂之一。

而针对大庆油田的特点，研制出适用于该地区独特环境条件的稠油耐温乳化降粘剂，具有极其重要的现实意义。

二、研究目的与内容本研究旨在探讨大庆油田杏8～9区块稠油耐温乳化降粘剂的合理配方和制备工艺，并测试其在实际生产中的应用效果。

具体研究内容包括：1.分析大庆油田杏8～9区块稠油的物化性质，为耐温乳化降粘剂的配方确定提供理论基础。

2.筛选适宜的乳化剂和稳定剂，确定最佳比例及加入方式。

3.研究降粘剂的加入量和加入时间对驱油效果的影响。

4.优化制备工艺，提高稠油耐温乳化降粘剂的生产效率和质量。

5.利用实际生产数据对稠油耐温乳化降粘剂的应用效果进行评价和分析。

三、研究方法1.首先，对大庆油田杏8～9区块稠油的物化性质进行实验测试和数据分析。

2.经过对不同种类的乳化剂和稳定剂的筛选和比较，确定最佳的组合比例和加入方式。

3.通过野外试验，对降粘剂的加入量和加入时间进行不同程度的调整，观测实验结果，分析其在实际生产中的应用效果。

4.采用现代化分析测试手段，对稠油耐温乳化降粘剂进行指标、品质、效果等方面的验证和评估，包括流变性、稳定性、降粘效果等多个方面。

5.根据实际生产数据，对稠油耐温乳化降粘剂的应用效果进行评估和分析。

四、研究方案及进度安排1.方案设计（1）分析大庆油田杏8～9区块稠油的物化性质，包括密度、粘度、渗透性等；（2）筛选适宜的乳化剂和稳定剂，确定最佳比例及加入方式；（3）野外试验，对降粘剂的加入量和加入时间进行不同程度的调整，观测实验结果，分析其在实际生产中的应用效果；（4）通过现代化分析测试手段，对稠油耐温乳化降粘剂进行指标、品质、效果等方面的验证和评估；（5）根据实际生产数据，对稠油耐温乳化降粘剂的应用效果进行评价和分析。

预测新疆九区稠油临界性质关联式的建立及常用计算方法的考察

预测新疆九区稠油临界性质关联式的建立及常用计算方法的考
察
张艳梅;王从岗
【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】1999(023)001
【摘要】在自行设计、建立的半封闭管法临界性质测定装置上,测定了新疆九区稠油18个宽、窄馏分油的临界温度和临界压力.利用实测数据,开发出了5种适用于预测新疆九区稠油馏分油临界温度和临界压力的关联式.将与石油馏分化学结构有关的参数等张比容[P]和克分子折射率Rd作为关联参数,预测临界温度的平均相对误差为0.60%～0.68%,预测临界压力的平均相对误差为3.35%～3.47%,明显优于通常的纯经验法.同时考察了6种常用临界温度和临界压力计算方法对新疆九区稠油的适用性.
【总页数】3页(P83-85)
【作者】张艳梅;王从岗
【作者单位】石油大学炼制系,山东东营257062;石油大学炼制系,山东东营257062
【正文语种】中文
【中图分类】TE626
【相关文献】
1.新疆油田六九区稠油污水软化工艺研究 [J], 唐丽
2.预测新疆九区稠油物性的经验关联式及常用计算方法的考察 [J], 王丛岗;张艳梅
3.常用临界性质计算公式对伊朗原油馏分油的适用性考察 [J], 谭均权;刘子媛
4.塔里木原油馏分油临界性质常用计算公式考察 [J], 刘子媛;王从岗;张艳梅
5.新疆石油管理局九区稠油油藏中后期段塞驱技术研究获成功 [J], 裘新农;王维和因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

泵上掺水稠油井工作参数优化与实施效果

泵上掺水稠油井工作参数优化与实施效果蔡峰科【摘要】稠油井泵上掺水工艺具有投入低、产出高、生产过程稳定、不影响泵效、不伤害地层的特点,并得到了广泛应用,但胜利油田孤东九区稠油掺水工作参数不合理,造成稠油井含水上升快、日产油水平下降、光杆腐蚀严重、堵塞管线被迫停井等现象,影响了正常生产。

为了解决此问题,从实际掺水温度、掺水量分析出发,分析了现行掺水参数存在的问题,并对进行参数优化。

结果显示,随井的距离远近、掺水温度变化大及掺水量不合理是目前研究区稠油开发效果不佳的主要原因。

通过参数优化,保证每口单井的掺水温度都达到（70±2）℃,同时通过试验确定了不同阶段的合理掺水量经验公式,并制订了孤东九区稠油开发掺水管理规范,形成制度化、规范化管理。

实施后,增油降本效果显著。

【期刊名称】《非常规油气》【年(卷),期】2016(003)005【总页数】4页(P79-82)【关键词】泵上掺水;稠油井;工作参数;增产降耗【作者】蔡峰科【作者单位】中国石化胜利油田分公司孤东采油厂,山东东营257237【正文语种】中文【中图分类】TE934孤东九区稠油含油面积1.2km2，地质储量为357×104t，油层平均埋深1360m，含油饱和度为55%，油层温度为60～65℃，地面原油相对密度为0.9755,黏度为1500～6000mPa·s，原油拐点温度为68℃,常规开采难度大，一般采用注汽吞吐和蒸汽驱开发。

自1999年以来，成本较低、现场管理较为方便的泵上掺水工艺在孤东九区稠油开发中得到了广泛应用。

与普通油井相比，泵上掺水稠油井在抽油泵上部用封隔器隔开，使掺入水与稠油在泵上混合，与油一起抽出井口，降低稠油黏度，改善高黏度原油的流动性，既降低了抽油杆的黏滞阻力，又降低了井口回压，从而改善开发效果[1]。

该工艺具有投入低、产出高、不伤害地层、不影响泵效、占井周期短、生产过程稳定的特点，是提高稠油油藏开发效益的有效方法。

新疆克拉玛依油田百重7井区稠油污水处理工艺技术

新疆克拉玛依油田百重7井区稠油污水处理工艺技术唐丽【摘要】The influent at heavy oil wastewater treatment station in Baizhong 7 well block was known with high oil content ,high emulsification degree ,high TSS ,high temperature ,and therefore increasing difficulties for treatment .Combining the wastewater characteristics and application of the water treatment chemicals ,this study screened the treatment processes in laboratory tests and finally identified the process asfollow :gravity driven oil‐water separation/coagulatingsedimentation/filtration .During the process design ,novel techniques such as water‐level regulator to adjust the effluent water , micro‐vortex mixer , small‐spaced inclined plate separator , and constant‐friction perforated pipe were applied to improve the coagulating sedimentation tank design and enhance the purification efficiency . In this study , domestic advanced technology , namely “micro‐vortex based heavy oil wastewater treatment technology ”were developed to ensure the treated wastewater meeting the inj ection and boiler make‐up requirement .%针对百重7井区稠油污水处理站处理的采出污水具有含油量高、乳化程度高、悬浮物含量高、温度高、污水处理难度大等特点，从工艺流程的选择入手，结合污水水质特点及配套药剂的应用，通过室内实验对适合百重7井区稠油污水的处理工艺流程进行了筛选，最终确定水处理设计工艺为重力除油‐混凝沉降‐过滤三段式工艺流程。

百重7稠油处理站自动加药控制技术

百重7稠油处理站自动加药控制技术
姚全敏;王书惠;张国华
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2006(25)10
【摘要】克拉玛依百重7稠油处理站自投产之日至2004年，站内没有设置自控系统对来液量进行在线流量检测、含水分析，正、反相加药量根据经验，人工进行粗略估计控制。

此工作模式的缺点是六条集油管线的来液量随着油田开发时间的增长在不断变化，特别是来液含水的变化，技术人员不可能及时跟踪调整加药量，导致增大不合格回脱原油的流量或者是增大加药量，从而增加运行费用。

为解决此类问题，引入自控系统。

【总页数】1页(P34)
【作者】姚全敏;王书惠;张国华
【作者单位】新疆油田百口泉采油厂;新疆油田百口泉采油厂;新疆油田百口泉采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TP2
【相关文献】
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3.楔型流量计在稠油处理站的应用
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