开发后期（精选8篇）
开发后期 篇1
我们都知道石油资源是全世界都很重视的一项不可再生资源, 正是因为石油的不开再生性, 才显示出了石油的重要性。我们世界上的任何一个国家都不可能离开石油, 所以石油的开采不仅仅对我国有着重要的因素, 对其他的国家也很重要。但是随着我们对石油的大力开采, 很多的油田已经到了开发的后期了, 对于开发后期的油田开采, 我们不能够在使用之前的技术, 所以对后期的地面工艺技术的要求就提高了。油田发开到后期的时候, 含水率是十分高的, 这就导致了我们对于原油的脱水和污水处理等问题的难度加大, 如果使用我们之前的技术是很难解决我们现在的石油地面工艺技术所存在的问题的。正是因为我们都知道石油的重要性, 石油是一个国家的经济发展的重要的支撑点, 也能够代表一个国家的技术能力, 所以我们一定要做好石油开发后期的地面工艺技术。
1 存在的问题
对于油田开发后期的地面工艺的技术, 我们还是存在着很多的问题, 对于石油的开采, 我们一定要充分的重视起来, 只有我们在进行呢石油开采时重视开采的技术和油田后期的地面工艺的技术, 才能够保证油田的顺利开采。现在的很多的油田随着我们的不断开采已经到达了后期的状态, 所以我们一定要做好油田后期开采地面工艺技术, 现阶段, 对于油田后期开采的地面工艺技术还存在着很多的问题。
1.1 污水处理存在着问题
污水的处理一直都是我们所关心的重要的话题, 对于污水的排放也得到了我们国家充分的重视, 尤其是油田开采后的污水更是相当的严重。在我们的科学不断发展的前提下, 我们对于大自然的看法也明显的不同了, 我们以前不重视对自然的污染, 导致我们所生活的环境有了很大的改变, 但是随着科学技术的不断发展, 我们人类已经认识到自然对于我们的重要性, 我们开始在污水排放方面考虑自然的接受能力。但是在我国还是存在着污水排放的问题。对于我国出现的污水排放的问题还是没有有效的措施进行处理。石油的开发后期由于原油含水率的增大, 会导致原油在进行脱水时会有更多的污水排出, 我们对于这些污水的处理还没有完善的设备与措施, 所以污水的排放对于我国的油田开发的后期的地面工艺技术是一个很大的问题。
1.2 原油的脱水工艺技术的问题
在我们进行油田开采的过程中, 原油中的含水率会逐渐增大。我国对于原有脱水的技术还有些落后, 不能够达到现在对于原油脱水的水平。对于石油开采开说, 效率很重要的, 但是我国现在的原油脱水的技术还是很落后的, 会严重的影响石油的开采。含水率的升高会影响石油的开采的效率, 还会导致开采的难度增大, 所以原油的脱水工艺技术也是我们现在所面临的一个问题。
2 改进的措施
油田开采对于我国的意义很大, 油田的开采不仅仅是经济建设的基础, 也是科学技术的基础, 所以我们要改进我们的油田开采后期的地面工艺的技术, 这样才能够保证我们油田开采的顺利进行。才能够提高石油的开采效率。
2.1 改进原油的脱水工艺技术
原油脱水能够影响石油开采的效率, 所以我们一定要改进我国的原油脱水的工艺技术, 提高我们的石油的开采效率。我们对于原油脱水工艺技术的改进可以从两个方面进行。第一个方面就是对于高效脱水破乳剂的研制。这种试剂是针对将水和石油分离的一种化学的试剂, 能够有效的将水和石油进行分离, 还能够有效的将脱水的步骤简化, 不仅能够将原油中的水脱去还能够使得原油脱水的成本降低。第二个方面就是设备的提高, 对于原油脱水最为快速的解决方法就是提高我们原油脱水的设备, 提高设备的效率, 这也是解决原油脱水问题的根本措施。
2.2 改进污水的排放
对于石油开采的污水的排放一直都是一个重要的问题。我们要将污水的处理的工艺技术提高, 这样才不会让石油开采中的污水对我国的环境造成影响。对于污水的处理技术我们可以采用高效絮凝剂的研制。这种化学试剂能够加速杂质的沉降, 能够快速的对污水进行处理而且还能够提高对污水处理的质量, 对于污水的处理我们不仅仅要重视能源消耗的问题, 更加要重视可持续的问题, 所以对于高效絮凝剂的研制是一个很好的提高污水处理的工艺技术。
3 结语
石油的开采不仅对我国有着很重要的意义, 对于其他的国家也是很重要的。由于我们对石油的大力的开采, 导致很多的油田已经到了开发的后期阶段, 这就需要我们更加重视油田开采后期的地面的工艺技术。对于油田开发后期的地面工艺技术的要求也是越来越高, 所以需要我们重视这一问题。油田开发后期地面工艺技术不仅能够解决石油开采存在的问题, 提高石油开采的效率, 对于我们节省资源, 保护环境也有着重要的贡献。
摘要：油田的开发是全世界都很重视的一个话题。石油的重要性对于任何一个国家都是十分重要的, 没有任何一个国家可以离开石油。但是随着我们对油田的大力开采, 一大部分的石油都已经到了开发的后期了, 我们都知道石油资源是不可再生的, 所以对油田开发后期的地面工艺技术来说面临着很高的要求, 对于已经是油田开发的后期, 很多的技术都不能够在使用了, 所以本文就油田开发后期地面公益技术进行论述。
关键词：油田开发,后期,地面工艺技术
参考文献
[1]袁智君, 郑钦祥, 于敬哲等.油田开发后期地面工艺技术研究进展[J].石油规划设计, 2005, 16 (5) :14-17.
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[3]尹虎, 刘辉, 李黔等.新疆油田火烧油层井水泥石抗CO2腐蚀试验研究[J].石油天然气学报, 2012, 34 (8) :120-122, 156.
开发后期 篇2
油井低产、低效的原因
造成油井低产、低效的主要原因主要有地层压力降低造成油井低产，汽窜影响油井生产效果，水淹造成油井高含水，出砂造成油井低产或影响油井正常生产等。
油井正常产能受汽窜影响的情况。经过多个轮次的蒸汽吞吐工艺后，油井往往会出现一些变化影响产能的发挥，主要表现在油井产出物中含水上升、温度变化，这些都会不同程度影响到产能的发挥。注汽井在生产过程中，伴随着压力下降，原来在井底的原油由于受到温度降低的影响，粘度会变大，产出的难度会增加，这样会明显地影响到油井的注汽效果。同时，还有汽窜带来的影响，汽窜在某种程度上来说，会有一定的增油作用，但降产的直接作用也比较明显，可以说是一把双刃剑，但总的来说，汽窜对于生产的影响偏负面，会对油井的正常生产能力带来一定的负面效应，所以我们在生产过程中，还是要尽可能地减少汽窜的影响。
地层压力降低使油井供液能力变差、产能降低。随着多轮次的开采，地下的原油等液体会被大量采出，这样下来的结果是地层处于严重亏空状态，特别是经过蒸汽吞吐多个步骤的强加效应，在一定程度上会造成井下压力失衡，从而使地层压力大幅降低，这对产能也有着非常明显的影响。
出砂造成油井产能降低。油井出砂问题的出现，会对油井产能的稳定带来不小的困难，特别是如果出现卡井等问题，会使蒸汽吞吐效果大打折扣，甚至这个影响是无法挽回的。我们要考虑充分的是，究竟是什么原因使砂堵油层与砂埋油层出现下降。并且如果采取措施避免或者减少出砂现象，避免油井生产受到出砂的影响，确保产能不受这些问题的困扰。
水淹造成油井含水上升降低油井产油能力。多轮次蒸汽吞吐降压开采，会造成地层压力降低，从而使边、底水大量内侵，油井含水大幅上升，边、水与油藏的压力差逐渐增大。如果在生产中的油井只含有水分或都含水量超高，我们就必须加以警惕，要尽可能地避免水淹层的出现，减少水淹层的产能无法发挥出现的机率，从而实现油井的正常生产。
在油层分布中，由于粘度高，阻力大，渗流困难，并且举升难度大，最终采收率会比较低、常规开发产能低，动用程度低，含水上升速度快，这“三低一快”现象的普遍存在，对于我们采取常规的开发方式很难进行开采，这对油田的持续稳定发展，特别是经济型发展具有非常大的困难。
注蒸汽开采能够大幅度提高油层吸汽能力，使热蒸汽能够迅速得到热传导，并且在热传导的作用下，实现井筒到油藏之间的温度的平衡，在这样的作用下，原油的流动能力得以迅速提高，从而使生产井的生产能力得到保障；注蒸汽的手段不同于压裂，不会将蒸汽大面积注入油藏，从而有效提高与蒸汽的接触面积，使热传导的效果更佳。因此，在石油技术不断进步的今天，基于现实的考虑和现有的技术条件、地质资源和已有的技术基础来说，蒸汽开采的工艺技术比较具有广泛的推广价值，是实现经济效益与开发效益最佳匹配的合理选择。
蒸汽吞吐开采技术的应用情况
蒸汽开采方式有许多种选择，一般情况下常用的包括蒸汽驱、蒸汽吞吐、蒸汽辅助重力泄油。蒸汽的采油机理主要作用是降低原油粘度、原油重力泄油、流体驱替的相互结合，使原油被驱出或被携带出。
蒸汽吞吐通常作为注蒸汽开采的第一阶段，主要有两个作用：一是降低原油粘度、增加原油流动能力，使蒸汽能够更多地波及原油的体积；二是使油层压力下降，作为蒸汽驱及蒸汽辅助重力驱的预热方法之一，能够使井底原油之间，甚至不同采油井之间热相互连通，为实现整体开发效果的提升奠定较好的基础。
依靠油层的天然能量将降粘的原油驱动到井底，是蒸汽吞吐的主要作用。当然，蒸汽吞吐也受许多条件的限制，当蒸汽吞吐达到一定程度后，伴随着油层压力的不断下降，会出现油汽比降低、油井压力下降的现象，这个时候已经不能再采取这种方式进行开采，就需要进一步需要转入蒸汽驱的开发方式。而注采井距需要优化来选择经济合理的井距，主要是针对不同原油粘度的油藏来采取的不同选择。
蒸汽辅助重力泄油方法的基本原理是以蒸汽作为加热介质，依靠原油的重力作用使流体形成热对流和热传导。
蒸汽开采的注采工艺参数一般情况下由油藏工程计算、数值模拟、类比等方法得出，并要结合现场实际操作的环境、压力、温度等综合方面进行考虑。主要包括周期注汽量、：注汽速度、注汽千度、蒸汽吞吐转汽驱时机、生产井排液速度、蒸汽驱结束油汽比等。
蒸汽吞吐技术
蒸汽吞吐从注蒸汽开始到油井不能正常生产为止，成为一个吞吐周期。从定义上来说，蒸汽吞吐主要是指在单井中完成注蒸汽、焖井和开井生产三个过程的热采方法。蒸汽吞吐技术是原油采收过程中所占比例较大的一部分。由于段与油层的接触面大、单井控制储量多、注入油层的热利用率高。
蒸汽吞吐的采油机理
解堵：对于井筒附近钻井液的污染等杂物，我们需要利用高温蒸汽对岩石的冲刷，这样可以有效地清除这些堵井的杂质，确保油井的顺畅。
降粘：原油粘度会随着温度的升高而出现下降，这对于开采具有重要的意义。注入高温蒸汽的时候，可以使油层温度升高，大幅度降低了粘度，从而原油流动性得到大幅度提高，这是蒸汽的主要作用之
。
热膨胀：蒸汽带来高温，导致水、原油和岩石发生热胀效果，从而增加产油量。
降低界面张力：高温蒸汽会降低油水界面张力，改善液阻和气阻效应，从而起到降低原油流动阻力的作用。
蒸汽吞吐开采技术
注汽。注汽是开采技术的关键。一般情况下，注入时间一般为10天左右或者更长的时间，在这个过程中，需要将高温蒸汽快速地注入到油层中，要尽可能地保证注入蒸汽的千度。注入的蒸汽量取决于油层厚度，换句话说，注汽量、注汽速度、注氣压力及注气千度四个参数的设置与控制，都是充分考虑这几个方面的因素。
焖井。注汽过程结束后，需要有关井作业的过程。这个阶段主要是使蒸汽携带的热量交换到油层中，用于加热油层，降低原油粘度。要以向油藏的热传递最大确定焖井时间，不以向盖底岩层的热损失最小为准，即效果优先考虑，这是确保产出量达到最佳的保障。
采油。蒸汽吞吐的自喷能力与原油粘度高低有关。对于油井的生产来说，一般包括自喷和抽油两个阶段。自喷阶段产出的主要是油井周围的冷凝水和大量加热了的原油，自喷能量来自于注入的高压蒸汽。当井底流压与地层压力接近或者小于自喷流压时，就需要进入抽油阶段来完成采油的过程，这个阶段也是吞吐的主要产油阶段，有必要尽可能地延长工作时间，因为一旦抽油阶段的产量接近经济极限产油量，就意味着整个吞吐周期的完成，需要进入下一个周期。
提高油井产能技术的研究效果
根据低产、低效井的原因，近几年油田开发工作者摸索了各种提高油井产能的措施，也一定程度上取得了较好的效果。通过对低产能井产能的提高，使区块产量得以稳定，从而实现油田稳产超产的良好业绩，为油田新井投产赢得时间和生产的主动权。
间歇吞吐
理论依据。间歇吞吐技术是在生产实践中研究和逐步推广起来的。这种技术是根据现场分析，如果低压区油井由于采出程度高，由于油层压力下降无法实现原油的正常开采。这其中的主要原因，是由于原油采空后，由于采空区域无法实现水或者其它填充物的填充。由于粘度高，流动阻力大，随着液量的采出后的一段时间内，近井地带的亏空得不到及时补充，形成压降漏斗，导致油井产能出现下降。这个时候可以采取停关一段时间，让水或者其它填充物能够回流到这个区域，再行注汽的方法，可以使油层能量得到恢复，压降漏斗减小，提高油井产能。
实施情况及效果。以油田某作业区为例，近年对于低效井开展间注措施，综合有效率超过70%，间注增油的效果较为明显。这证明了间注的油井生产效果很明显，目前已经得到广泛的使用和推广。
采取有效措施提高产能
防止汽窜对策研究。汽窜主要受层间矛盾、蒸汽吞吐波及半径和井距的影响。本质原因是井间压力差产生的压力传递。因此要防治汽窜主要就是消除或最大限度的降低井间压力差，根据汽窜的影响因素确定出防治汽窜的主要措施为：采用低速注汽、多井轮换注汽或同时注汽降低井间压力差的产生；采用分注或化学类调剖措施解决层间矛盾；通过调整油井生产层位增加同层位油井的井距防止压力差的传递。
综合治理砂害。针对出砂的问题可以采用井筒挡砂、地层防砂、井筒排沙等多种综合手段和措施，并且可以通过下防砂泵的进行治理，效果较好。
开发效果评价
低产、低效井大幅降低。通过对造成低产、低效井原因机理分析，并采用了针对性的挖潜措施，使低产、低效井首次出现了负增长，油区稳产的成效十分显著。
经济效益显著。针对低产低效井共实施各类措施实现增油15%，扣除操作成本每吨800元，额外投入射孔费、化学药剂费用、防砂费用，则累计创效投入产出可达比1：2，效果非常明显，证明了采取措施的有效性。
结论及建议
要加强增储稳产技术攻关。以攻克勘探开发关键核心技术；以火成岩储层评价、深层潜山注气、水淹油藏火驱等项目为依托，支撑精細勘探与效益开发；不断加强基础、前沿技术研究，增强稳产后劲。要全方位优化稠油吞吐，实施二氧化碳辅助吞吐，实施大修、侧钻、压裂等措施，确保产能建设顺利。
要深化降本降耗技术应用。加大注水系统工艺提效、双驴头抽油机研发、地热资源利用、高凝油污泥调剖等重点技术攻关；加快低成本投球调剖、高含水集油掺液等成熟适用技术应用。积极推广节电、节气、节油、节水工艺技术，开展能源分级分类管控，从源头降低能源消耗。
要推进工程施工技术创新。开展复杂井况超声波解堵、疑难井大修等特色技术配套升级，加强油水井带压作业技术推广应用，提升工程技术生产保障能力；加强长输管道工程水土保持设计、中俄天然气东线全自动焊接施工等技术研究，提高EPC总承包实力，为开发市场提供技术支持。
要提升数字油田建设水平。推进信息技术与勘探开发、工程技术、经营管理等重点业务深度融合，促进流程再造，提升管控能力。推进场站数字化、物联网建设，深化油田科技系统建设。构建跨系统、跨专业数据共享、应用集成体系，提升管理效率。
总之，油田的开发要根据市场规律、开发规律和油价走势，调减无边际贡献产量，加大开发生产组织和经济评价研究力度，顺利完成生产任务，实现千能力稳产。要围绕产能建设实现提质提速，优化新井口、完钻口，方式转换按效益推进实施，注水油田坚持优化产量不减工作量。吞吐通过优化工作量，实现老井复产和措施增油效果。要紧密围绕产量调整目标，加强生产运行协调和系统衔接，统筹方案优化、钻机运行、作业施工、地面建设等工作，确保重点工作运行到位。
土地开发整理工程的后期管护 篇3
1 土地开发整理后期管护问题的产生原因
土地开发整体工程的弊端主要是对环境的破坏以及对土地的占用不合理等问题, 虽然我国已经关注到这些问题, 但是还是有一些问题制约了土地开发整体工程的后期管理。
1.1 项目前期可行性研究、规划设计深度不够, 影响后期管护工作
土地开发整理的工程的实必须要从社会可持续发展和农村的发展角度出发, 如果不考虑人们的意见就会导致工程的建设不符合人们的需求, 也脱离的农村的发展实际。项目工程的建设需要科学性和合理性的依据做支撑, 必须要准备详实的地质资料以及数据才能实现我国项目的可行性。但是很多项目的工程的前期筹备中往往对该环节进行了忽略, 没有从实际出发, 按照经验主义进行项目工程的建设, 这不但影响了我国农村的发展, 也造成了对大量资源的浪费, 土地开发整理工程的后期管护工作的开展也更加的困难, 从而也影响了我国社会的可持续发展。
1.2 现代大农业与传统农业生产方式的矛盾造成后期管护困难
随着农业技术的不断提高, 农村的传统的农业方式也受到了挑战, 对传统的农业方式进行转变, 也需要合理的贵阿虎。土地开发整体项目的主要目的就是为了使得农业发展更现代化、更智能化, 从而提高人们的生活水平。但是我国农村的现代化意识还不够, 他们并不认为传统的方式落后, 反而对现代化的农业方式不适应, 对于整个思想也是土地开发整理工程项目需要解决的。如果强行进行土地开发的整体工程也会造成农民的不满, 导致社会的不稳定, 在项目建设以后, 要对其进行保护和使用, 也受到农民的不理解。
1.3 后期管护制度体系不健全, 责、权、利不明确
我国的一些项目建设管理人员的责任心不强, 这主要表现在, 在工程建设完成以后, 建设单位以及监督的人员就撤离了施工的现场, 把后期的管护工作交到了地方的手里, 地方对该工程并不了解, 而且也不懂得维护的方式, 这也就造成了土地开发整理工程的损害问题, 因为管护的人员不到位、管护的方式不专业, 造成了大量的经济损失和物资的消耗, 从而也影响了工程功能的发挥, 起不到促进农村经济发展的作用。所以我国在工程的后期管理方面应该加强监督, 制定相关的规定, 对工程的后期的工作的质量进行控制, 使得土地开发整理工程发挥其应有的作用。
2 各地土地开发整理后期管护经验
我国某市采取了具体的措施来对工程进行后期的管护, 从思想上、理论上、实践上出发实现了对农村的改造, 同时也取得了良好的效果。
该市认识到了加强农民意识的重要性, 从思想上出发, 对人们进行了工程的项目的介绍, 对项目的作用进行了大面积的宣传, 借助人们日常接触到了新闻媒介, 提高了人们的思想觉悟, 同时也为后期的管理奠定到了一定的群众基础。该市在后期管理的工作上还注意对人们经济利益的考虑, 项目建成以后的部分经济利益分摊给了所在地区的人民, 让他们自主的经营, 为了提高个人的利益, 也会对工程进行良好的保护, 同时也解决了后期维护的资金问题。
3 土地开发整理项目后期管护模式探讨
3.1 科学规划, 合理设计
土地开发的规划人员要做好对地方的勘察工作。深入群众了解人们的不同需求, 然后在对该地方的地质以及经济的发展水平进行综合的评估, 了解该地方的发展阻碍是什么, 制定能够提高地方经济发展的方案。只有从实际的需求出发, 才能使得工程的建设更贴近实际, 更符合人们的需求, 从而也可以减低对建筑材料的消耗, 为后期的管护节省更多的资金。所以土地开发整理工作的前期准备工作就是科学合理的调查, 研究出切实可行的方案, 为工程的施工提供更多的条件。
3.2 构建管护体系, 健全管护体制
构建以国土资源管理部门为领导、村委会为主导、农户和专业管护人员参与的一个明确的管护主体体系;构建以工程管护制度为核心, 领导责任制度为保障, 奖惩制度为促进的制度体系;构建以财政补贴、预算预留与受益农户集资相结合的多渠道管护资金的筹集体系, 形成“主体明确、制度健全、资金有保障”的管护体制, 达到“有人管、有钱管、管的好”的目的。
3.3 建立管护制度, 强化管护措施
建立健全工程管护制度, 明确相关部门、单位和个人的责、权、利。建立工程管护制度, 明确管护单位、主要负责人、管护责任人及各自的权利、职责等;建立工程管护资金保障制度, 明确经费的筹措渠道, 建立资金的收缴、使用、审批、监督责任;建立奖惩制度, 对工程管护做得好的, 要给予适当的奖励, 对管护工作做得不好、群众意见大的, 追究其相关人员的责任。
3.4 多方筹措资金, 保障管护经费
通过多种渠道筹措管护资金, 具体可以通过以下几种渠道:一是国家财政补贴。在项目设计过程中, 将后期管护费用列入预算, 由建设单位负责项目竣工后的若干年的工程管护。二是乡镇进行适当补助。由乡镇从财政收入中列支部分资金, 用于工程后期管护费用;三是新增耕地承包费。将新增耕地进行承包, 将所得费用用于工程管护;四是以工程养工程。
4 结论
综上所述, 土地开发整理项目的后期管护是实现土地整理工程综合效益长期发挥的保证, 也是对实现农民增收、农业增效、保持农村经济可持续发展的有效措施, 建设与管护并重必将是未来土地开发整理项目开展的趋势。
摘要：我国经济建设中土地开发整理工程占有一定的地位, 土地开发的主要目的是为了提高人民的生活水平, 改善人们的生活质量, 促进农村经济的发展。加强对土地开发整体工程的后期管护可以实现对环境的保护, 防止一些环境污染问题的发生, 对于我国社会的可持续发展具有非常重要的意义。
关键词：土地开发,整理工程,后期管护
参考文献
[1]杨林雅.甘肃省土地开发整理现状及发展方向研究[D].兰州大学, 2010.
[2]张捐社.土地开发整理案例研究[D].西北农林科技大学, 2011.
开发后期 篇4
到目前为主, 我国的有很多的油田都处在了中高含水开发的后期, 一般的油田在含水量达到了60%以上就已经进入了高含水期, 这无疑是为油田后期的开采增加难度, 所以要治理好中高含水油田的后期开发, 就要全面的了解我国的石油在中高含水开采的后期阶段呈现的最主要的趋势:
(1) 进入了中高含水的油田, 在石油中含有大量的水, 由于水和油的密度不同, 就造成了油田中各个油层出现了明显的区分, 并且各种油层之间相互渗透, 相互竞争空间, 致使矛盾不断的尖锐, 更加严重的油层已经进入了水洗的阶段。
(2) 尤其是到了夏季的多雨季节, 青海的土层比较薄、土质疏松, 在大雨的作用下很容易形成渗漏的通道, 造成了大量的水进入了油层中, 这样使得本来已经很复杂的地下油层的分布更加的复杂, 对于还未开发的油层, 起到了一定的破坏作用, 因为它使得地下油层更加的分散和破碎。
(3) 由于大量水进入到了油层中, 不仅仅产油量下降, 采油的难度指数也不断的上升了, 采液指数却得到了上升, 水油的增长率很大。
综上所述, 我国的油田在含水量高的时期, 它的采液指数是不断的增加的, 采油的指数下降, 采油的难度指数是上升的, 产油量大幅度的下降, 对于地下还未开采的剩余的油层分布更加的复杂, 在以后的开采的难度系数更大, 这也是高含水开发的阶段和低含水开发的阶段最大差别。所以做好高含水期的石油的开采需要综合的调整采油的工艺技术, 以及整个开采的流程, 提高经济效益。
2 中高含水油田后期开发的主要措施
面对我国中高含水油田后期开发的主要措施除了采用传统的水驱法之外, 还要加大对水驱法的研究, 以及对传统的矿井的再利用, 提高产油量的方法, 还有一个最重要的措施就是研制新工艺, 确保我国的中高油田在后期的开发中能够保证产油量和油田的可持续发展。
2.1 加大对老油田水驱采收率
对于原油的采收率主要是指, 在现代的科技下, 在一定的经济的极限内, 从油藏的原始的地质储藏量中可以采出石油的百分比, 通常我们采用这个百分比作为评价油田开发效果的一个主要的因素。经过实验证明, 水驱采收率与水体波及系数是和驱油的效率有着密切的关系的。提高老油田水驱采收率, 就要充分地分析油田开发的过程中存在的主要的矛盾, 对地址质构进行细致的研究, 细化到开发层, 并且采用合理的注水的方式, 强化注采系统, 提高注入水波及效率, 最终达到提高油田的采收率。
2.2 解决油层之间的矛盾
由于水的进入给地下层的石油层带来了开采的难度, 使得油层变得更加的复杂、分散, 所以要对地质结构采取精细的研究, 然后找到拥有剩余油的地区, 最后根据对油层的分析, 对开发层系进行细致的调整, 以此来解决油层间的矛盾。经过研究会发现在已经开发的油田中会有含油的砂体, 这些绝大部分是多油层的油藏, 在对青海油田在开发的初期定制的方案, 存在的问题他的主要的开发对象都是分布范围比较大、渗透性好、油量储存相对集中的油层中, 相对于较差的油层, 适应性也是比较差的。这样的油层开发的主要的手段就是注水开发, 在开始注水一段时间后, 鉴于各个油层的渗透性不同, 所以他们的吸水状况也是不一样的, 对于均质比较好的砂体的水洗的程度就偏高, 反之则相反, 对于油层间的水洗效果不明显的时候, 反而会增加各层之间的互相干扰的程度。所以就要对不合格的水洗的措施进行调整, 在调整的过程中要把动用状况比较差的油层划出来, 构成一套需要独立开发的油层, 这样就能更好的解决油层间的矛盾, 提高水驱采收率。
2.3 新工艺:水平井技术
在对中高含水油田的开发过程中, 除了对传统的工艺进行调整以外, 还需要采用新工艺, 其中水平井钻井就是其中的一种, 他的主要的特点是:它的成本只是直井的1.5~2.0倍, 而使用水平井施工的产量和单井增加可采储量是直井的4~8倍。水平井技术除了可以提高油田产量外, 还可有效地提高油田采收率。如美国Elk-Hills26R油藏从1988~1995年共钻14口水平井, 获得良好经济效益, 成功地控制了储量递减, 并使该油藏最大可采储量提高18.7%。在我国的青海油田在一些低渗透砂岩油藏中使用了水平井的实验, 结果表明, 水平井加上压裂改造, 可以取得比直井更好的开发效果。
3 总结
我国中高含水油田的后期开发需要技术上的支持还需要新工艺的采用, 做好油田的后期的开发不是一件容易的事情, 这需要油田的工作人员依托新技术新工艺不断的努力才能实现的, 做好中高含水油田后期的开发工作, 稳定我国油田的产油量, 保证我国的石油能源安全。
参考文献
[1]李阳, 于永波, 尹喜永.大庆低渗透油田增效压裂技术研究[J].特种油气藏, 2005, (12) [1]李阳, 于永波, 尹喜永.大庆低渗透油田增效压裂技术研究[J].特种油气藏, 2005, (12)
[2]李志军, 高含水油田开发效果评价方法探讨及应用研究[J].青海石油, 2010, (4) [2]李志军, 高含水油田开发效果评价方法探讨及应用研究[J].青海石油, 2010, (4)
油田开发后期强化采油封存CO2 篇5
CO2封存的定义为移除排放到大气中的CO2和随后将其封存在一个安全合理的地方。CO2封存的特征可以从两个方面来描述:直接和间接封存。直接封存是在气体生成源地的CO2排放到大气之前, 被捕获并将其封存在地质层或海洋环境中长达数百年至数千年。间接封存是CO2气体在排入到大气之后, 通过植物吸收和固定在土壤或海洋中。
本文考虑通过强化采油实施CO2的直接封存, 这种工艺分为以下几个步骤:捕获、压缩、运输和封存或再利用。这一工艺的主要优势就是能够推广而能量供应不会发生大的变化。
有几种方法来分离和捕获人为来源的CO2, 广为人知的有吸收、吸附、薄膜分离和低温。这些方法的阐释不属于本文讨论的范围, 但关于这些方法的一些认识可以从政府间气候变化专门委员会 (IPCC, Intergovernment Panel on Climate Change) 特别报告和Salaki文献获得。
对于不同CO2储存方式的研究包括以下选择方案:深盐沼池构造、油气田、煤田、海洋和森林。
世界上有许多天然CO2气藏, 其中一些存在了几百年乃至数千年。这种气藏非常类似于天然气藏。天然CO2气藏的存在表明在适宜的环境下, 在地质生成时期CO2能保留在某种地质结构类型中。另外, 许多含一定数量的CO2混有烃类气体的天然油气藏证实了这种气藏遏制的完整性。其他诸如森林和海洋封存的方法所表现出来的弊端是相对较短时间的封存和不太现实的成本。
在这些封存方法中, 通过在油藏中强化采油的方法处置CO2是限制温室气体排入大气中的几种方法之一。而且, 这种方法可使作为能源的化石燃料以更持续的方式加以利用, 在当前高油价下, 更有吸引力。由于低成本、技术上可行或来自于额外采油的收入, 最好封存方法的选择似乎是应用于油藏强化采油。全球可用油藏封存CO2的能力估计大约在733×108～2 388×108 t。
这项工作的主要动力是减少CO2排放的必要性与CO2气驱提高老油田原油产量的可能性二者的结合。CO2封存又与社会密切相关, 因为它帮助减小温室效应和改善环境质量。另一相关因素是开采残余油的可能性, 通过这种方式延长油田的生命周期, 扩大地方社区的社会效益。在油田开发后期实施这一项目的一些地区可能会使经济和社会双受益, 如位于巴西东北部的Bahian Reconcavo。
本文旨在提供一种用于评估提高原油采收率项目中CO2封存的技术经济可行性的方法。通过一个有代表性的巴西老油田实例, 用动态系统方法分析CO2封存的经济可行性, 重点放在质量能量守恒和熵衡。
2 CO2提高采收率技术
强化采油是指开采常规采油之外额外石油的一种方法。通过流体注入或其他方法来提高采收率。有几种强化采油方法:化学法、热力法和基于气体注入的方法。本文重点是通过易混相气体注入提高采收率。
用CO2作为一种注入溶剂来改善原油流动性提高采收率已实施了40多年, 但直到近来才显示出其作为一种封存方法的潜力。
在超临界状态下CO2通过强化采油从老油田提取更多的原油。在一次采油和二次采油之后, 它驱逐出油藏中的残余油。这种方式能开采6%～15%的原油储量, 原油总产量提高10%～30%。
CO2驱油的主要机理与CO2同原油形成混合物后界面相的行为有关, 包括CO2在原油中高的溶解度, 降低原油黏度和密度, 提取原油中间组分, 降低CO2/水/原油相互之间的界面张力, 改善油层的渗透率, 控制生产井附近的压力。
CO2通过数个注入井注入到油层中。尽管注入CO2经常同混相驱工艺联系, 但在一般的油藏压力和温度下, 纯的CO2气体同石油不能形成混相。
在流动的过程中, 石油和注入气体重复接触, 通过组分的转移而形成混相, 这种过程称为多次接触或动态混相。根据Klara和Byrer的研究结果, 在大于等于最小混相压力下注入的CO2同石油混合形成一种容易流向生产井的流体。
用CO2强化采油的优势是形成动态混相所需要的压力要小于天然气、废气或者氮气等。通常情况下, 注入气体的纯度为97%～99%, 杂质由氮气、甲烷和氢气等组成。根据经济地质局的研究, 用于CO2强化采油的候选油藏是那些进入水驱晚期阶段的油藏。在这一生产阶段, 大部分的原油已经开采并且大量的残余油不通过强化采油是无法开采的。
3 方法:系统动态分析和经济分析
Forrester是动态系统方法和系统行为分析方面的先驱者之一。“动态”这一术语是指随时间变化的系统环境, 可以理解成因响应输入变量的变化而引起的系统状态变化。
生命周期评价在1970年形成于美国, 是作为一种系统方法评估资源和能源的使用及相关的空气、水和土壤的负荷影响。
在CO2生命周期分析中, 可以量化消耗的物质和能量、封存/强化采油生命周期中相关消耗能量的排放量和对减小温室效应的贡献。CO2封存强化采油生命周期分析可用系统动态方法来模拟。
本文提议的方法量化了过程变量、能量需求、CO2排放量和从气体捕获到存储、方法技术经济评价整个过程中有关的费用和收入。所用方法结构如图1所示。系统动态模拟使用STELLA软件运行。
建立CO2封存模型以理解生命周期过程。应当强调的是采用这种模型目的不是替代传统的强化采油模拟装置, 而是通过少量可获得的信息评价方法的扩展性与适用性。经济分析使用传统的贴现现金流。
3.1 能量需求
气体压缩、运输和强化采油所需的能量通过质量能量守恒和熵衡进行估算。假设源CO2气体几乎是纯净的, 捕获阶段不需要大量的能量来净化。因此, 不计捕获阶段所需要的能量。
3.1.1 压缩
在气体压缩过程中, 要考虑压缩机CO2进出口的压力。除了热力学方面诸如恒压、绝热和可逆过程的知识, 是否有级间冷却系统、压缩效率等, 多级压缩过程中必须要考虑到压缩机的级数。不计体系的动能和势能, 借助于CO2的压焓图, 评价体系做的功, 不仅仅要知道“压缩机中CO2”体系中质量守恒和应用热力学第一和第二定律, 上述所有的这些信息都是必要的。
要考虑压缩气体至超临界状态便于输送到油田所需要的能量。由于压力发生很大变化, 假设CO2经恒压、绝热和可逆过程三级压缩, 压力从275.79 kPa到8.96 MPa。
压缩机要做最小的功, 压缩每一级必须有相同的压缩程度。由公式 (1) 计算出最佳压缩比:
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式中, n为压缩级数;Pn为出口压力;P0为进口压力;Pi/Pi-1为压缩比。
在多级压缩中, 每一级的出口压力等于下一级的进口压力。
应用热力学第一和第二定律, 根据“压缩机中CO2”体系质量能量守恒和熵衡, 不计体系的动能和势能变化, 可以得到下述的简化形式:
质量守恒:
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式中, undefined为质量流量;undefined为进入体系的质量流量;undefined为离开体系的质量流量。
能量守恒:
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式中, undefined为进入体系时的比焓;undefined为离开体系时的比焓;undefined为功。
熵衡:
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式中, undefined为进入体系时的比熵;undefined为离开体系时的比熵。
基于此以评价压缩情况, 通过CO2压焓图得到从进口到出口气体的比焓变化情况。
冷却和脱水阶段中所做的功也要计算在内。气体中水的绝大部分在压缩的第一阶段就被除去。另外, 多级压缩过程中每两级中间要用到热交换器冷却CO2至起始温度。这种情况下接近等温过程, 即每一级中的CO2气体入口温度是相同的。值得注意的是在等温过程中所需要的功要少于绝热过程, 因此, 在压缩过程中, 冷却是非常有用的。假定在冷却阶段没有压强降, 冷却后, CO2的温度大约为50 ℃。假定压缩机的效率是85%, 能计算出CO2压缩至8.96 MPa所需要的能量。
3.1.2 运输
在运输过程中, 为计算诸如密度和黏度等热力学性质, 有关管道直径、CO2源到油田的距离、流体的流速、温度和压力、泵的效率等信息是必要的。根据这些信息, 流体的流速由公式 (8) 计算得出。
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式中, ν为流速;Q为质量流量;A为管道横截面积;ρ为CO2密度。
例如, 在一定的温度和压力下, 每天用直径6 in (1 in=25.4 mm) 的管道运输具有超临界密度下的CO2 200 t, 流速可以由公式 (8) 计算得出。
由公式 (9) 计算雷诺数, 确定管道中的流体是层流或湍流。
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式中, Re为雷诺数 (无量纲量) ;d为管道直径;μ为流体黏度。
如果Re<2100, 为层流;反之, 如果Re>2100, 为湍流。
由公式 (10) 计算得出管道中的压降。
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式中, ΔP为压降;f为范宁摩擦系数 (无量钢量) ;L为管道长度。
最后, 运输所需要做的功根据伯努力公式 (11) 计算得出。
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泵的效率假定为60%。
3.1.3 强化采油
从一些文献数据中量化强化采油过程中需要的能量, 包括原油开采、油气分离、突进、压缩注入和再注入、产品泵运至市场、污水处理和重新注入等。据EPRI文献, CO2强化采油每天每桶原油大约消耗能量所做的功为13.42×106J。
3.2 CO2排放
由于造成温室气体效应的化石燃料用来发电, 除了发电消耗的燃料, 工艺过程中CO2排放的数量需要考虑可能发生的CO2泄漏。因此, 在强化采油项目中, 有可能计算直接和间接的排放量。
3.3 CO2储存
注入油藏的CO2仅一部分被有效储存。考虑到项目实施年限, CO2储存量能通过存储系数轻易计算得到。部分没有储存的CO2随原油一起采出又重新注入油藏。
不仅CO2排放和储存量可以量化, 考虑到项目中CO2的利用量, 且避免其排入大气中, 还可以估算出其对环境的贡献。
3.4 强化采油实施CO2封存的经济性
介绍的经济分析用于评价在强化采油实施中封存CO2的可行性。用Gaspar等人所描述的方法进行分析。考虑到通过强化采油获得的额外原油带来的收益和CO2封存可能来自CO2信用额的收入、投资成本、资本开支、运行开支, 以及巴西财政制度的税收, 得到一个现金流。通过简化关系式 (12) 估计每年项目净现金流。净现值来自于现金流。灵敏度分析研究用来确定最重要的变量。
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式中, NCF为净现金流;R为总收入;CCO2为CO2信用额;Roy为所支付的总税额;ST为社会税;OPEX为运行开支;IW为投资费用;D为总折旧;T为公司税率。
CAPEX为总投资 (不包括投资费用) , 在10年内呈线性折旧。
4 实例研究
量化CO2封存/EOR的方法应用于位于巴西东北部Reconcavo流域一个CO2注入采油的老油田。CO2注入量为每天200 t, 时间为20年。该项目的技术经济数据和财务状况见表1。
5 模拟结果和讨论
用系统动态方法和经济分析方法计算CO2封存/强化采油。要强调的是该方法不能替代石油工程传统的油藏模拟方法。
5.1 技术模型
介绍的系统由七个部分组成, 分别为:①CO2供应部分;②石油生产部分;③能源消耗部分;④封存/强化采油引起的排放部分;⑤泄漏部分;⑥储存部分;⑦最终产品排放部分。CO2供应部分的数量-流向结构见图2。
CO2排放量的计算应该基于所用化石燃料的类型和数量。CO2排放量由每一步消耗的能源和所消耗的化石燃料CO2含量的乘积组成。
原油中CO2含量约为75 t /TJ。1 bbl原油的能源含量是5.95 GJ。开采每桶原油CO2的排放系数约为0.436 t。假定原油精制产品与原油含有相同的能源含量, 可以计算出最终原油产品使用而导致的CO2排放量。
根据公式 (13) , 可变CO2余额是CO2流入流出的结果。
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式中 CO2B (t) ——t时刻的CO2余额;
CO2B (t-dt) ——微小时间段内的CO2余额;
CO2epu——最终石油产品使用排放的CO2;
CO2eEOR——强化采油过程中排放的CO2;
CO2v——泄漏的CO2;
CO2s——油藏储存的CO2。
表2总结了CO2/EOR项目周期内相关变量随时间变化的结果。模型模拟显示EOR对减少几个耗能工业排放的温室气体做出的贡献。原本排入大气中CO2再利用和以超临界状态注入油藏有助于减少大约37% CO2余额。这一数额包括所有项目固有的排放量、储存在油藏中CO2量、原油衍生产品使用过程中的排放量, 以及考虑如果模拟项目不利用而排入大气中约146×104 t的CO2。表2显示了当0.733×106 t CO2储存在油藏中时, 采油量为3.650×106 bbl。整个项目周期内大约要消耗1.159 PJ的电能和11.6 TJ的热能。
关于CO2储存, 每桶原油的净存储量用STELLA软件进行分析。
注入量取决于油藏的特性。假定生产1 bbl原油需要注入0.4 t CO2, 基于这一数量, 有0.2 t CO2留在油藏中, 其余随原油一同采出。由于开采过程中消耗能量而排放的CO2 (大约每桶原油排放0.02 t CO2) , 开采每桶原油CO2净存储量约为0.18。
模型中使用了敏感度分析。由于输入数据有变动, 因此对变动引起的影响也进行了检测。当储存系数发生变化时, 图3表明了CO2余额组成部分的敏感度分析。如同预期那样, 储存系数越大, CO2余额越小。也就是说, 更多的CO2储存在油藏中, 更少的排入到大气中。当储存系数为0.495和0.99时, 大气中CO2量分别减少了36%和86%。相反, 如果CO2没有存储, 将增加14%。
观察燃料对可变CO2余额的影响。燃油作为发电的燃料而不是使用天然气, 假定燃油作为能源, 用相同的方法。CO2余额为储存系数函数的敏感度分析表明, 储存系数分别为0.495和0.990时, CO2余额相应减少30%和80%;储存系数为0.000时, 有19%的增量。CO2余额为回收率函数的敏感度分析表明, 回收越多的CO2, 排入大气中的CO2量就越少。当回收率为10%时, CO2余额是1.57×106 t;而回收率为54.5%和99%时, 相应CO2余额是1.24×106 t和0.925×106 t。
5.2 经济分析
主要由于高的投资, 最大的金融风险发生在项目的初期。不过, 第六年可获得回报。同油田开发项目周期相比, 可以认为相对较早。对一个20年寿命、总产量为3.65×106 bbl的油田而言, 税前净现流是$13.95×106 ($3.82/bbl) , 包括CO2信用额度为$16.67×106 ($4.57/bbl) 。考虑到政府提取, 净现流 (除去所有税收) 为$6.98×106 ($1.91/bbl) 。应当强调指出, 如果CO2信用额度不打折, 有效净现流将有$860 000的盈余。净现流重要性的对比分析如图4所示。
由于未来的不确定性, 净现流是未来现金流在静态预测下的一个结果。可以认为净现流是一个随机变量, 因此, 均值上置信度不是绝对的。通过敏感度分析评估关键参数的不确定性, 如原油价格、CO2信用额市场、原油产量、成本开支和运行开支等。考虑到CO2封存/EOR项目经济最优化, 得到每一个输入变量用于评估项目。
净现流敏感度分析所选变量服从原始输入数据50%的波动范围。敏感度分析与原油价格、原油产量、压缩、运输和存储过程的成本开支及运行开支、购买CO2费用以及CO2信用额度有关。原油价格和产量及成本开支的不确定性在整个CO2封存/EOR项目中发挥着重要作用。然而, 实例中, 因为所取值有限的变化范围, CO2购买费用、CO2信用额度和压缩、运输及储存过程运营成本被分离出来并服从于另一个敏感度分析。
结果表明, 可变CO2购买费用和CO2信用额度有着重要的作用, 这些值的增加会导致净现流的增加。在这种情况下, 净现流对变量的敏感度举例说明如下:原油价格升高$1.00, 净现流增加$1×106。同时, 成本开支减少$1×106, 约增加$860 000。CO2信用额度增加$1, 约增加$187 000。
此外, 风险分析模拟了不确定变量的情况。风险分析中输入变量有原油价格、CO2注入量、存储率以及压缩、运输和储存过程中运行费用。上述提及的输入变量变化范围服从概率分布。例如, 原油价格和折扣率不确定性模仿用对数分布, 而储存率用正态分布。反过来, 三角分布用于下列参数:储存率、CO2购买费用和压缩、运输及存储的运营成本。
模拟结果表明频率分布如图5所示。可以看出, 净现值有较大的波动, 变化在$15.00×106和$40.00×106之间。净现值为负值的可能风险约为30%, 取决于决策者的风险承受度, 该风险被认为高或者更低。比如, 净现值大于$25.00×106概率约有10%;相反, 净现值小于$25.00×106概率约有90%。
更进一步详细分析, 净现值累积概率函数与特定变量诸如CO2购买费用、CO2信用额度和封存过程每一阶段的运营成本有关。结果突出了两个变量:CO2购买费用和CO2信用额度。考虑到前者, 净现值变动的范围为$3.00×106～$5.50×106;考虑到后者, 净现值变动的范围为$5.50×106～$10.00×106。意味着较高风险的变量是CO2购买费用, 因为低的波动意味着较低的风险, 其余剩余变量 (CO2封存每一阶段的运营成本) 对净现值影响较小。
6 结论
CO2封存是控制温室气体排入大气的一个重要途径。Reconcavo流域地区CO2强化采油项目研究表明, 仍旧允许石化燃料继续使用的同时, 地下存储巨大数量的CO2是可能的。
CO2封存技术实施的主要困难是相关高昂的费用。然而, 认知和经验水平的提高与CO2封存领域新技术的贡献可能减少这种费用。此外, 另一个障碍是在许多国家缺乏激励和信用体系支持企业CO2封存长期投资。
由于额外开采原油的收入能够帮助抵消CO2封存的费用, 通过CO2封存/EOR, 这种高昂的费用可以减至最小。除了费用外, 整个CO2封存/EOR项目中CO2生命周期分析在量化能量需求、直接和间接排放及油藏的有效存储方面都有着至关重要的作用。
与减少能量需求相关导致的较少排放和较少花费的一些变量在压缩和传输阶段。在压缩阶段, 压缩进程中高的CO2进口压力需要较少的能量。压缩机出口的压力越低, 也就是油藏的注入压力越低, 能量需求就越少。
值得提及的是并非所有注入的CO2都储存在油藏中, 一些同原油采出, 然后进入分离过程, 再注入到油藏。人为源头排放CO2的捕获, 包括储存过程直至原油最终产品的使用阶段保证整个封存所需要的能量都要考虑在内。本文中, 用动态模型模拟CO2封存/EOR系统随时间变化的行为特征, 且把整个封存过程所需要的能源考虑在内。
结果表明, 强化采油工艺尽管高耗能, 但其排放体积仍远小于其他对减少温室气体做出贡献的工艺。因此, 封存手段的强化采油优势就是允许石化燃料以可持续的方式继续使用。
如同预期, 灵敏度分析表明了大气中CO2的量随储存系数的增高而减少。因此, 旨在最大化存储CO2和提高原油产量战略性研究的重要性应当引起重视。
分析了回收率对可变CO2余额的影响。如果没有回收, 所有伴随原油采出的CO2将被分离并排入到大气中。
实例研究中油田的相关经济分析结果表明, 原油价格、原油产量和资本支出在项目可行性中发挥重要作用。敏感度分析结果说明, 较高的原油价格能促进CO2封存/EOR的投资。CO2信用额认为较小不足以影响到净现流。即使没有信贷激励, 联合实施CO2封存/强化采油也是经济的。不过, 高的CO2信用额值在项目中有非常重要的影响。如果信用额度值能显著提高, 那么油田经营者封存CO2就能获得好的投资回报。如果费用降低和信用额度值提高, CO2封存经济上是可行的。另外, 新的市场机制用于提供新技术投资是非常必要的。
油田开发中后期综合治理技术研究 篇6
世界各地主要生产石油的国家进行开采石油的主要开发方式是注水, 该方式是最经济、有效的石油开采率较高的开采方式。苏联国家是原有主要采用注水开发油田的国家, 其以注水开发油田的产量占到其国家油田开采产量的百分之92。70~80 年代以来, 不断努力地深入研究, 改变了其传统的大井距行列注水方式。根据当时得出的一些数据, 提出了水动力学方法, 强化了注采系统并且优化了井网等的方法, 从而进一步提高了水驱采收率。
后期世界各国的油藏工程师为了提高自己国家的水驱采收率的, 从而通过物理—化学研究方法进行研究。为了进一步降低界面张力的影响、扩大波及体积, 提高驱油效率, 较大程度上提高油田出油采收率, 这就是三次采油方法。
在80 年代前期, 随着国际油价上涨, 世界各地的研究员开始对三次采油技术的发展进行了研究, 使三次采油技术得到了快速的发展。与此同时, 聚合物驱油技术已经接近发展巅峰, 碱驱比较便宜, 但容易结成碱垢, 虽然其对室外驱油效果好, 但是相对于室内, 对于矿场的成效将大大降低。表面活性剂驱油, 室内的驱油率虽然可达到85%到90%, 但是由于表面活性剂价格昂贵, 因此企业的负担压力大、难以承受, 企业根本无法使用该种方法。
自从1986 年起, 由于国际油价的大幅度下跌, 导致国外的三次采油矿场实验处于原地踏步的状态, 然而室内研究仍然在有序地进行, 已经开始向高效率、低成本的方向发展。经过不断的研究、深入、试验与分析, 后期部分油田实行了先导试验, 并且取得了一定程度的成效。由于美国将三次采油转向更深的技术发展, 从而转变了自90 年代以来在这低油价的国际局势, 取得了更好的采油效果。
2关于石油的早期治理的技术情况
打算提升油田的高含水期用注水来驱油的效果是全世界各个国家所共同关注的重大问题。我国的一些最主要的油田已经进入高含水期的开发阶段, 我国的大部分重要的一些油田的含水量早已经到达80%的水平线以上的了, 关于对油田的采出的油的存量占据2/3 左右。为了更加全面地分析了解油藏, 对此我们需要更加全方位地分析研究深入了解, 然后提出能够确实改善我国在油田开采的效率效果的一系列科学技术方法和措施通过不断地开发、研制、引进, 在开发中采用了大量高新技术, 包含以下内容:
2.1水动力学调整方法
水动力的调整方法是纯粹地通过对我们所要开发的油田的油层流场的改变这一种方式去达到对油田的调整这一目的。俄罗斯国家对这种调整的技术方法给予十分重视的态度, 这项研究改变了两大类科学技术方法。俄罗斯国家所研究的这项科学技术的某一项调整的科学方法中的周期注水技术和改变液流方向这两种科学方法在我们国家或者是其他国家得到较为广泛的推广和使用。
2.2油层分注技术
我国的绝大部分油田是一种叫做的多层注水砂岩的油田, 这些油田全部都一一进行了油田的分层注水技术, 而且在此期间形成了一整套较为完善大较好的流程系统。特别是斜井的油层分层注水科学技术, 它解决了那些斜井人的一系列棘手的问题, 因为运用这种科学技术产生了对我国较为良好的经济效益, 在开发过程中对斜井分别进行分层注水、分层流量测试, 可实现具有3~5层的效果了。
2.3机械堵水技术
在我国较多使用的这种科学技术方法是封隔堵水。在过去的几年中, 这些发展壮大起来的科学技术方法还包括:闭式机械找堵水科学技术方法、超细水泥封堵科学技术、液力可取式桥塞堵水技术等一系列科学技术方法, 在我国得到了非常大的开发然后推广应用在采油实践中。这些科学技术实行的成功率和有效率都在90%以上, 起到提高了改善拉增油产量的巨大作用, 同时减少了油田产水的作用。
2.4压裂酸化增产增注科学技术
压裂酸化增产增注技术这是一种非常传统的采油的科学方法, 在我国已经早期就得到普遍的应用, 过去的几年中我们国家所发展起来的注水井暂堵酸化科学技术方法等等的一些科学工艺技术早已经在采油现场得到了较为广泛的使用, 而且与此同时它取得了较好的采油效果。
3油田开发中后期综合治理过程中存在的问题
通过我们对油田的了解来精确地描述对油田后期开发的潜力, 我们该怎么样全方位地评价注水开发油田是否更有利于我国石油开采的发展, 我们该如何更准确定位剩余的油田的储蓄量的分部的情况, 关于更加适用于油田的储层改造的技术的最佳方法, 改善油田水驱开发效果的策略方法, 较为高校的油田采收率的方法, 油田井网的最佳的优化的方法, 我们该如何运用我们目前所了解的新的油田井和旧的油田井的情况来制定更有利于我们分析油田情况的地质模型, 是否有更好的科学技术方法让我们在油田的开发工程中关于中层的内部的矛盾和油田水驱效果不佳的问题情况。
由于油田的开发是一种综合的工程系统, 其中涉及到许多方面, 碰到的问题和需要解决的问题很多, 无法也不太可能一一列举, 以上只是其中我认为的几个主要的方面, 在这篇论文的研究过程中, 只希望尽可能和结合实践来分析其中的部分问题
4结语
油田开发综合治理技术是涉及油田的工艺技术、提高油田的采收率技术、油田的开发、油田地质等方面的一系列系统工程, 本论文在研究的过程当中, 主要讲述的是注水开发油田中高含水期, 将怎么改善油田的开发效果、提高油田的采收率等方面展开问题的探讨与研究, 并且围绕着油田中后期综合治理这条主线, 开展了一系列的技术研究与应用, 在总结分析国内外各大文献的基础上, 结合所开展的学术问题进行深入的研究与思考, 我希望对将来的石油综合管理治理技术的发展有一定的作用。
参考文献
[1]王婧, 张维鑫, 李强, 马福昊.油田开发中后期综合治理技术的探讨[J].化工管理.2015 (09) .
开发后期 篇7
1 结蜡机理
在油田的开发过程中, 随着温度的不断降低以及气体的析出, 经过一段时间之后, 就会引起石蜡出现在管壁表面上。当油田开发到最后阶段, 由于地质、工艺条件等因素的影响, 造成油井当中管壁的结蜡机理发生变化, 使结蜡的面积不断扩大。油井结蜡的原因就在于石蜡分子在原油中融合, 形成固体分子。石蜡形成之后, 原油携蜡的机理主要表现在薄膜吸附和液滴吸附两个方面。
1.1 薄膜吸附
当油水乳化液接触到油管的时候, 一般都有两种定向层形成, 也就是憎水定向层与亲水定向层。油管将活性剂的水吸附之后, 形成了一层原油薄膜与憎水定向层。另外, 该原油薄膜接触普通的水时, 薄膜出现破裂现象, 形成了一层亲水定向层。当烃类中的表面活性剂没有在设备表面吸附时, 就会通过憎水基吸油、亲水基吸水的方式吸附在油水上, 因此形成了双层的憎水层吸附在设备表面上。油膜薄层会越来越大, 向设备四周蔓延。当油井温度比石蜡结晶温度还要低时, 油膜薄层就会转变成蜡晶格网络, 最终形成沉积结蜡。并随着时间的不断推移, 结蜡层的厚度也会相应提高。
1.2 液滴吸附
当油井出现紊流搅动现象时, 油水乳化液就会通过油管向上运动, 运动所引起的能量完全可以将孤立液滴与管壁进行相撞。因此, 设备表面就会将带有胶质、石蜡、沥青的油滴吸附掉, 使油滴融到油膜中, 导致油管壁的石蜡出现沉积现象。
2 引起结蜡的原因
针对油井结蜡现象, 制定防蜡与清蜡措施, 这就要求必须对结蜡形成的原因进行全面的了解与分析。根据长期的工作实践证明, 油井结蜡的原因主要有以下三个方面。
2.1 原油组分
油井在注水开发的过程中, 原油组分在油井条件的影响下出现了变化, 之前在原油中融合过的氮、甲烷重新与含油的水进行结合, 提高了原油的密度与粘度, 使油井的结蜡速度越来越快。另外, 结蜡的形成还受到原油中的泥、沙、水的影响。如果油井含水量大, 油井中结蜡的含水量也就比较大, 因此, 形成的结蜡就不会过于紧密。
2.2 油井开采的条件。
油井开采的条件也会引起结蜡现象的产生。当油田开发到了后期阶段, 就会向油井注入大量的冷水, 从而导致了油次的温度大幅降低以及总热流量减少, 因此, 油井结蜡的现象越来越严重。当地层压力发生改变之后, 液流气相出现, 使油管内壁与原油接触的表面积变大, 使蜡晶体逐步增多, 经过一段时间之后, 形成结蜡现象。地层压力降低后液流中出现气相, 增大了与油管内壁接触的原油比表面积, 从而使蜡晶物质长大, 为结蜡创造条件。油气流紊流加强, 液流散热加快, 温度降低, 且气体析出使原油中的溶剂量减少, 溶蜡能力下降, 更早出现结晶。
3 清蜡防蜡方法
3.1 将清蜡注入到油管中。
油管注入阀清蜡管柱的方法首先是由美国Mobil公司研制出来的, 油管注入阀清蜡此方法的优势在于可用液压开启, 在管柱的重力作用下, 而且还可以自动关闭, 另外低于油井结蜡点处油管与油套环空是相同的。将清蜡注入到油管中的方法, 在含蜡量超过3%的深程度结蜡井中得到全面的应用, 它使施工更加具有工作效率, 所需要的支出成本比较低, 在最大程度上缩短占井所需要的时间。在施工现场的的井口处, 放置直径是30毫米的管线将热油注入器, 使井口与注入紧密结合在一起。同时需要注意的是首先要打开油管注入阀, 然后再向油管内泵入高温的热油, 油的温度保持在125摄氏度以上, 注入的热油经过油管注入阀, 最后在油套环空中。在施工过程中, 严格按照施工图纸施工, 在最大程度上降低油管内的压力, 当油管注入阀在管柱发挥重力作用后, 再自动关闭。随之关井过了10分钟左右, 蜡在热油的作用会自动熔化。再一次重新开井, 石蜡会随着油流被带出来。
3.2 负压冲击波清蜡。
流体系统所承受的压力会不断增长, 负压力也会瞬间出现。此负压冲击波的出现, 会导致流体的温度急剧增长, 甚至达到热沸腾的程度后, 经过气化并析出气体, 此时的气蚀气泡数量会瞬间增多。并出现具有时效性的冲击压差, 导致气蚀破裂, 达到最佳的清蜡效果。这种方法也就是在施工的现场, 首先将井口出油阀关闭8分钟左右, 让井口压力上升到7MPa左右。然后在最迅速的时间内开井口阀, 此时导致油管内产生负压冲击波, 蜡清得到最全面的清除, 油井的产量保持平衡的状态, 并持续上升。该方法在含蜡量为2%的中等结蜡油井得到覆盖性应用, 作业所需要成本比较低, 现场施工具有简单方便的特征。
4 结束语
综上所述, 在油田开发后期油井清蜡防蜡的过程中, 我们需要明确结蜡机理、掌握引起结蜡的原因, 然后结合油井开采的条件, 采取具有时效性的清蜡防蜡方法, 提高油井的生产效率, 实现最大的经济效益和社会效益。
参考文献
[1]王备战, 邹远北, 周隆斌, 等.油田开发后期油井清蜡防蜡方法[J].油气地质与采收率, 2003, (3)
[2]和新鹏, 肖国华, 彭庆生, 刘杰.油田开发后期机械分层采油管柱研究[J].江汉石油科技, 2007, (2)
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[4]秦福生.谈油井结蜡原因及防蜡措施[J].科技促进发展 (应用版) , 2010, (10)
[5]王备战, 邹远北, 周隆斌, 林清峰.王在东油田开发后期油井清蜡防蜡方法[J].油气地质与采收率, 2003, (3)
开发后期 篇8
关键词：天然气,气层识别,测井技术重新组合,储层挖潜,提高采收率
兴隆台采油厂自1968年天然气投产以来, 承担着辽河油田分公司60%以上的外供天然气商品量, 是辽河油田分公司天然气的重点产、供区。所辖气藏在辽河断陷的东部凹陷和西部凹陷均有分布, 北起欧利坨, 南至荣兴屯, 西起双东, 东至红星, 遍布于热河台、于楼、黄金带、兴隆台、大洼等10个油田和2个区块。纵向上有7套含油气层系, 自下而上分布于太古界、中生界、下第三系沙三段、沙一段、东营组、上第三系馆陶组、明化镇组。探明含气面积62.5k m2, 气层气探明地质储量345.41×108m3, 动用气层气储量330.46×108m3。溶解气探明地质储量307.78×108m3, 动用溶解气储量258.30×108m3。
1 测井技术综合应用
1.1 储层重新评价
对兴隆台油田兴北地区、黄金带、热河台、荣兴屯等油田开展了大规模前期评价与研究工作。针对老测井系列, 广泛收集录井、钻井取心、试油等资料, 采用地层对比、图版等方法及先进的解释处理技术对油气层进行重新评价。一方面为深入探索天然气开发后期的潜力提供依据, 另一方面通过对老区老井的新、老放射性曲线幅度变化对比, 有效指导措施挖潜。
1.2 老区老井测井资料处理
老井自身和邻井的动用均能引起层内流体性质和饱和度的变化, 造成原测井资料与现有井况的不符, 影响对储层特征的分析。此时, 可通过补测放射性中子伽马获得新阶段准确资料, 并与老资料对比, 为挖潜提供依据。
1.3 PNN测井新技术应用
PNN测井是近年由国外引进的1种新的测井方法, 其原理是通过对地层中还没有被俘获的热中子来进行记录和分析, 从而得到饱和度的解析。P N N测井既排除了探测伽马方法存在的本底值影响, 又能在低矿化度与低孔隙度地层保持相对较高的记数率, 削减了统计起伏的影响。其次P N N测井还有一套独特的数据处理方法, 能够最大程度的去除井眼影响, 保证地层俘获截面曲线的准确性, 弥补常规测井的缺失资料。
1.4 对比分析及措施效果
通过对新、老资料曲线对比分析, 结合实际生产数据, 最终确定在兴隆台、黄金带和热河台油田实施7口井。其中, 5口井获高产工业气流, 初期日产气达到9.0×104m3/d, 年累计增产天然气1213.1×104m3。
2 工程配套技术应用
2.1 加强浅层疏松砂岩边水气藏合理开采方法研究
由于浅层气藏具有高渗透和胶结疏松的特点, 放大气嘴可获得高产, 但易造成出砂、砂埋而影响气井正常生产。对出砂层位提高气层射孔厚度和跨度, 进行长井段多层合采, 限制压差生产, 谨慎放大压差。试气和生产资料表明, 2~3mm气嘴生产出砂不明显, 4m m气嘴生产井口取样含砂, 5~6m m气嘴生产出砂严重, 不能维持正常生产。由此可知, 确定气井合理工作制度和产量的主要因素不是气井的无阻流量的大小, 而是以不破坏地层结构, 有效控制地层出砂为主要依据。
2.2 开展射孔层位优化组合研究
兴隆台采油厂主力气藏的主要特点是气层多、气水关系复杂 (边界各异) 、储集层容易出砂。射孔层位优化组合研究的思路是在气藏构造研究、气砂体评价、试采分析等基础上, 制订适合于各油气田开发层系、开发层组和射孔单元的划分标准, 提出气井射孔层位优化组合方法。为减少污染, 解放气层, 气井射孔前替入黏土稳定剂, 射孔后将其挤入地层, 延缓气井出砂。多井控制的气砂体, 首先选择气砂体高部位、距气水边界较远的井射孔生产;钻遇多个气砂体的气井, 采取自下而上逐层开采接替生产的方法, 即可避免层间干扰, 有利于气井动态分析, 又能达到稳产的目的。
2.3 开展气井生产防水对策研究
2.3.1 早期气水同采井的开采对策
这一时期的地层压力较高, 出水气井均自喷生产。采取的对策:第一, 通过监测气水产量、压力变化, 摸索气井出水特征和规律, 控制气水比的上升;第二, 利用节点分析法, 选择气水井最佳生产制度, 实现气水产量、井口压力、气水比“三稳定”生产, 延长自喷带水生产期, 提高自喷期的采出程度。
2.3.2 排水采气成为维持产水井正常生产的重要措施
根据地层产液和井筒举液规律, 放大气嘴调节井底压力可排出积液, 但对胶结疏松的浅层砂岩气藏, 放大气嘴会引起地层出砂。根据不同产水量, 排水采气目前分为化学排水和机械排水2类。
(1) 化学排水采气方法。
该方法适用于积液不太严重、不出砂并且有一定产能的井, 通过瞬时排出积液恢复气井正常生产。投资小、见效快、安全可靠、简便易行、经济效益可观。对日产水量低于3m3/d的井使用固体泡沫棒, 对日产水量为3~5m3的井使用液体排水剂。兴隆台油田的7口出水气井长期使用化学排水方法取得了较好的稳产效果, 日增气量在2×104m3/d左右。
(2) 机械排水采气方法。
对于无力排出井底积液、甚至停喷的气井, 采用气举、替喷、下泵抽等排水采气方法。对以往排水采气井的排水量及排水周期的规律进行深入研究, 根据不同地区的气井产水情况, 制订相应排水措施方案。近年的措施井中部分出水井通过排水采气获得高产气流, 单井日增产天然气0.3×104m3/d以上。
3 结论
(1) 通过老区老井的补充测井资料录取、对比、分析, 可提高地质认识程度, 是寻找气藏后期开发潜力的一条有效途径。
(2) 研究气藏配套工程技术, 从气层保护出发调整工艺参数, 保证工作制度合理有效, 提高气井产能, 延长生产周期。
(3) 在挖掘油气田开发潜力中, 综合利用多种手段综合技术, 有效提高主力气藏的最终采收率, 更好的拓宽天然气生存和发展的空间。
参考文献
[1]曾文冲.油气藏储集层测井评价技术[M].北京:石油工业出版社, 1991:100-126.[1]曾文冲.油气藏储集层测井评价技术[M].北京:石油工业出版社, 1991:100-126.
[2]卢双舫, 付广, 等.天然气富集主控因素的定量研究[M].北京:石油工业出版社, 2002:151.[2]卢双舫, 付广, 等.天然气富集主控因素的定量研究[M].北京:石油工业出版社, 2002:151.
[3]田信义, 王阳, 等.气藏开发应用基础技术方法[M].北京:石油工业出版社, 1997:66-71.[3]田信义, 王阳, 等.气藏开发应用基础技术方法[M].北京:石油工业出版社, 1997:66-71.