安全钻顶塞技术及应用

中国石化中原油田在油水井封井时,为了防止人为破坏油水井和减少成本开支等原因,通常在距井口200m处注一灰塞,即通称的顶塞,但油层并没有有效封堵。长期封井后,由于地层压力恢复等诸多原因,在灰塞底部易聚集高压油气。当这些老井重新修复利用时,通常采用的是常规     

取换套管安全卸压装置的研制

中国石化中原油田由于高压注水影响、盐岩层塑性流动、疏松砂岩油层大量出砂及固井、采油增产措施等原因,造成套管损坏。据统计,2006年事故井总口数为1352口,套管损坏井口数为747口,占事故井总口数的55．25％。油水井套管的严重损坏,破坏了注采井网,造成注采失衡,制约了增产增注措施的实施,使得已控制的储量重新损失掉,每年事故井200～300口左右,损失控制储量1700×10^4t以上;加大了层间矛盾和自然递减,增加了油田稳产难度,对套管损坏井的修复势在必行。     

油田井下作业HSE管理创新做法初探

1 塔里木油田井下作业特点 井下作业工艺复杂,安全级别高,风险大.塔里木油田多为深井、超深井,一般井深4 500～5 500 m,个别井超过6 100 m;普遍具有高温高压特点,温度通常在120～150℃之间;地层压力多为正常压力系统,压力系数一般为1.10～1.20,克拉二气田为异常高压,压力系数高达2.02.部分油(气)田含有H2S有毒气体.部分碳酸盐岩地层压力敏感,易漏易喷,甚至喷、漏、塌、卡危险同时存在,作业期间需采用"吊灌法"压井,控制难度大.     

筑牢安全篱笆维护和谐发展

江苏油田钻井处固井公司(以下简称"固井公司")担负着江苏油区固井、试压、堵漏、打水泥塞等任务,其固井施工环境差,野外作业流动性强,南征海南,覆盖江苏、安徽,点多面广.因此,如何筑牢安全篱笆,确保安全生产,促进和谐发展,成了公司管理层重点研究的命题.     

液化烃罐区改造及管理系统的应用

1罐区改造的原因 中原油气天然气处理厂轻烃站是中原油田最大的液化石油气储运库,设计库容4 700 m3,现有10座400 m3球罐,1座700 m3球罐,主要承担液化石油气的接收、储存、销售任务.轻烃站1985年开工建设,1989年正式投用,至今已使用15年.轻烃站原来罐区储罐上仅在1.5～3.0 m,5.5～7.1 m处有2段玻璃板液位计,3.0～5.5 m处使用的是高压尼龙管,液位计量不准,且常发生尼龙管爆管现象.     

万张工作票让安全监管不断档

“濮7—21井东30米处有水套炉,停井加皮带时应先停水套炉;通往该井的路上有一座小桥,近期雨多,要注意桥面湿滑……”8月22日,中原油田采油二厂油藏经营管理一区职工李万峰在一张工作票上这样描述濮7—21井的井况。工作票上不仅印有更换抽油机皮带施工存在的风险评价和需要采取的安全措施,还有手写的对该井个性特征的描述。像这样的工作票,从2009年初至今,该区已发放1万多张。     

万张工作票让安全监管不断档

"濮7-21井东30米处有水套炉,停井加皮带时应先停水套炉;通往该井的路上有一座小桥,近期雨多,要注意桥面湿滑……"8月22日,中原油田采油二厂油藏经营管理一区职工李万峰在一张工作票上这样描述濮7-21井的井况.工作票上不仅印有更换抽油机皮带施工存在的风险评价和需要采取的安全措施,还有手写的对该井个性特征的描述.像这样的工作票,从2009年初至今,该区已发放1万多张.     

围隔污染场地淋洗修复的注抽水井优化布设研究

为防止污染场地范围的扩大和污染地下水,可以采取工程措施将污染场地四周及下部进行围隔。对于围隔范围内的污染土,可以采用淋洗方法进行修复。以青岛汽轮机有限公司遗留的污染场地为例,利用Visual ModFlow模拟设计了对围隔场地污染淋洗修复的优化的注抽水井的布置及水力条件,通过对9组注抽井组合进行技术经济比较,得到最佳注抽井间距为27 m,最优注抽水量为200~300 m3,布置方式为"一注五抽",并与异位处置方案进行经济对比,表明7000 m3的污染土为2种方案的费用界限,即7000 m3以上的土方考虑淋洗修复,反之则异位处置。     

采油厂注聚站职业卫生调查及防尘措施研究

随着国内各大油田纷纷进入开发后期,胜利油田作为我国主力油田已进入了特高含水开发阶段,三次采油已成为胜利油田提高原油采收率的主要手段之一.目前,在胜利、河口、孤岛、孤东等采油厂都已使用以聚合物驱油为主导的三次采油工艺,而在此采油过程中需要添加多种化工助剂(聚丙烯酰胺、驱油剂等),容易产生粉尘危害,长期接触可能导致职业病.为了预防和控制职业病,对胜利采油厂坨28注聚站存在的职业病危害因素进行了检测,并研究了相应的职业病危害防护设施.     

降低注水单耗节能措施的综合应用

大港油田公司第三采油厂日注水4200余方,由于不同注水区块、同一区块不同注水井吸水压力差异大,为完成地质配注要求,系统注水压力只能就高不就低,以及采用单井增注工艺,造成采油厂注水单耗远高于油田公司平均水平.因此通过对注水系统进行分析,匹配最优运行方案,2013年1-5月份实现累计节能228.4万千瓦时,降低注水单耗0.366KW.H/M3.