孤东油田聚合物驱油井腐蚀原因浅析

通过查阅文献资料,初步得出可能造成孤东油井腐蚀的因素;通过室内实验分析了造成孤东油井腐蚀的原因,结合现场解剖情况最终确定了导致孤东油田聚合物驱油井腐蚀的原因。     

双河油田注水井管柱腐蚀机理探讨

本文从双河油田注水水质以及腐蚀产物的分析入手,分析了硫酸盐还原菌在注水过程中的生物催化作用,弄清了 注水井井下管柱的腐蚀结垢机理,为下步防垢除垢提供了依据。     

孤东油田化学防腐技术

随着油田开发的推进,腐蚀逐渐成为影响油田正常生产的关键因素。由于腐蚀的发生,导致大量的重复作业,使原油的生产成本不断上升。针对孤东油田腐蚀严重的现状和具体情况,开发了合适的防腐技术MYD-5型缓蚀剂,并且介绍了现场应用的配套管柱,最后做了详细的适应性分析。     

孤东油田注水波及系数研究

本文分析了孤东油田注水波及状况及主要影响因素,提出了相关技术对策。     

孤东油田注入水水质对水井测试合格率的影响

本文通过孤东油田目前注入水质对注水井测试影响的分析研究,以及注入水质不合格对地层染所造成的危害分析,提出了孤东油田水质控制指标的重要性和有关污水处理的建议。     

樊家污水处理站污水腐蚀规律研究

<正>SSF技术凭借其高效的过滤工艺以及低廉的成本在油田回注水处理方面得到推广应用。大芦湖油田樊家污水处理站采用的是以SSF为核心技术的污水处理工艺,初期处理效果明显,但是近几年水质情况出现波动,表现为悬浮物含量、细菌、腐蚀速率这三项频繁不达标。本文针对樊家污水站的实际情况进行节点分析,对站内腐蚀因素及腐蚀规律研究,发现其关键点是缓蚀剂机理和SSF机理上的冲突,并对此进行了探讨。     

油井管杆防腐技术研究

孤东油田属疏松砂岩油藏,地层水矿化度高,采出液中富含H2S、CO2酸性气体,对井筒内管柱、泵、套管腐蚀严重。针对孤东油田采出液特性,研制了一种具有缓慢释放特点的长效固体缓蚀剂,经过室内综合评价,60℃的溶解速度 3．68g／cm2d,缓蚀率95％,并在现场应用29井次,取得了延长生产周期280天的良好试验效果。     

孤东油田八区不稳定注水适应性研究

孤东油田八区位于孤东油田南部,主要为正韵律的河流相沉积,油层非均质性严重,处于特高含水阶段。剩余油分布零散,常规注水挖潜困难。不稳定注水是提高水驱开发的一种重要有效手段,有必要研究不稳定注水相关增效机理。从实践出发分析水驱后期剩余油分布特征,提出了从井网、注采关联出发的不稳定注水适应性,提出了优先选择注采关联相对独立的井组、油层边部注采不完善的井组、层间差异大的井组实施不稳定注水,并进行了矿场试验,取得了良好的效果。     

HR型封堵剂的研制与应用

目前．孤东油田大都已进入注水开发的中后期．油井含水越来越高．原油成本逐年增加。封堵注水井大孔道作为控水穗油的重要措施．工作量逐年加大．对封堵剂的选择越来越重要，为此，针对孤东油田的特点．研制了HR型以细煤灰为主剂的水井用封堵剂，该型封堵剂适用于孤东油田的注水井封堵．现场应用效果好。     

孤东油田三区矢量重组精细调整研究

孤东油田三区是孤东油田整装多层砂岩油藏的典型代表,单元自1985年8月投入开发,先后经历了注水、二元复合驱开发,2013年1月转入后续水驱。针对单元层间矛盾突出、储量控制和动用不均衡、常规手段调整效果差等问题,结合油藏特点,在剩余油研究的基础上,对单元实施了层系井网矢量重组,重建开发体系,取得显著效果,使整装老油田保持了较高的开发水平。     

小集油田注水引起的套损机理及防治对策研究

随着小集油田注水开发的逐步深入,套损现象日趋严重,影响小集油田注水开发水平提高。本文分别从套损基本特征及套损的分布规律出发,对注水压力影响岩石抗剪强度、岩石内摩擦角等方面进行套损机理研究,得出注水引起套管损坏的主要原因是注水诱发泥岩水化引起套管变形,研究新发现腐蚀引起套管损坏变形是小集油田另一个重要原因,并为小集油田今后的开发提出预防对策,这对油田今后的套管治理与保护有实际指导意义。     

注水井垢的成因及机理分析

在油田开发过程中,地面集输系统、油井管柱及地层(注水层或储集层)中的结垢是一个十分突出的问题,通常会造成设备损坏、管道阻流和产液量下降;同时结垢也增加了油井的修井作业量,严重者造成油井停产或报废。因此,结垢同腐蚀一样严重威胁着油田的正常生产。结垢给注水带来严重的危害,降低管道的水流截面积,引起设备和管道的局部腐蚀,造成地层堵塞等。分析注水井垢的成因及机理意义重大。     

孤东油田套管损坏原因分析及预防

本文分析了孤东油田的套损现状、一般规律和损坏原因,并提出了套管损坏的预防措施和对策。     

特高含水期剩余油分布规律研究与实践

孤东油田进入特高含水开发阶段,经过强化注水挖潜、精细油藏描述、实施三次采油调整挖潜之后,地下剩余油分布更加分散和隐蔽,剩余油分布状况不清晰和难以有效动用是制约现阶段提高开采效果的主要矛盾。本文通过分析描述特高含水期影响剩余油分布的控制因素,提高剩余油分布规律的再认识,指导现场开发挖潜,见到较好的效果。     

油田注水系统改进技术措施和方法

注水系统经过多年注水,易出现设备及其配套设施老化严重、注水管网腐蚀、结垢等一系列问题,导致系统效率变低,注水单耗高。本文针对以上问题,从提高注水机泵效率、管网效率、注水水质等方面着手,对油田注水系统进行改造。通过改造,使注水系统效率明显提高,注水单耗减少,达到节能增注效果。     

孤南131注水伤害因素研究

根据孤南131区块储层特征,分析了注水对储层的伤害因素和伤害机理,速敏伤害和注入水中机械杂质是造成储层伤害的主要因素,因此合理的工作制度以及合格的水质是保证注水开发持续稳定的关键。     

聚合物驱单元调整技术综合应用

本文探索和研究适合孤东油田的一整套注聚前、中、后期调整技术,改善孤东油田开发状况。     

实现特高含水后期油田稳产的措施

孤东油田自1986年投入开发以来,经过多年的注水开发,已经进入开发后期,开发中暴露出很多矛盾。就目前开发中存在的种种问题提出了相应的治理方法,取得了一定的效果。     

影响注水井测试施工的因素及对策

本文针对孤东油田注水井测试中出现的问题进行了总结,找到了这些问题的影响因素,并提出了解决问题的建议及方向,为孤东油田的长期稳定开采提供了技术支持,也为进一步完善注水井措施提供了指导性意见。     

孤东油田调整井固井技术分析

本文分析了影响孤东油田调整井固井封固质量的因素，从井深结构、地层压力、水泥浆体系和注水井溢流等方面深入研究，通过调整井综合固井工艺技术措施的应用，改善和提高了孤东油田高含水期调整井固井质量。