某海上低渗油藏油井电潜泵卡泵损坏机理分析

针对某海上低渗油藏油井电潜泵故障率高情况,深入研究发现低产电潜泵井生产波动较大,电潜泵叶轮磨损严重,以及部分高含水油井存在出砂和结垢,堵塞流体通道等因素,引起电泵卡泵过载停机,提出改进电潜泵结构、合理生产制度和防垢防砂举措等方法,有效降低了电潜泵井卡泵故障率。

高含水油井关停后剩余油再富集速度研究

高含水断块油藏开发末期构造高部位油井在关井一段时间后,会产生剩余油再富集现象。目前关于剩余油再富集速度的研究中,对剩余油运移过程的影响因素考虑不够全面,影响计算精度。针对该问题,在对运移中剩余油再富集受力分析的基础上建立小油滴状和柱状剩余油再富集速度模型,通过正交试验确立2种剩余油再富集速度的主要敏感因素,并建立了2种剩余油再富集速度及再富集时间图版。研究结果表明:存在驱替压差时,储层渗透率为影响2种剩余油再富集速度的主控因素;当储层渗透率一定,驱替压差的增大和原油黏度的减小有利于2种剩余油再富集速度的增大;同一注采井距位置处的小油滴距离孔隙中滞留柱状剩余油越近,聚集过程中剩余油再富集时间越长,但数值上增加不多。该研究对高含水油藏剩余油再富集潜力区评价具有借鉴意义。

分段递进式除硫工艺对油井采出含硫废水的处理研究

针对油井采出废水中硫化物去除难的问题,采用分段递进式除硫工艺对油井采出废水经过UASB生物反应池和仿生池进行分段递进式回流处理。实验结果表明,采用分段递进式除硫工艺,调节采出废水中S/N为5.2∶2,补充一定量的HCO_(3)^(-),设置回流比为2.7∶1条件下,采出废水中的硫化物(S_(2)^(-))去除率为95.8%,最大容积载荷6.46 kg/(m^(3)·d);硝酸盐(NO_(3)^(-)-N)去除率达99.6%,最大容积载荷1.13 kg/(m^(3)·d)。经SEM和XRD验证,硫代谢产物以单质硫(S0)为主,回收率83.8%,其次为SO_(4)^(2−)和S_(2)O_(3)^(2-);硝酸盐代谢产物以N_(2)为主,产率72.4%,其次为NO_(2)^(-)。分段递进式除硫工艺不仅解决了采出废水中的硫化物去除难题,同时实现了资源回收(S0)和主要代谢终产物(如N2)的无污染排放。

煅烧菱镁矿对油井水泥石综合性能的影响

【目的】解决油井水泥在水化过程中因体积收缩而导致水泥环出现微裂缝、进而出现一系列固井作业安全问题。【方法】以菱镁矿为原料,采取不同的煅烧工艺制备具有不同活性的氧化镁膨胀剂(magnesia expansive agent,MEA),探讨煅烧工艺对MEA的微观结构和活性的影响,研究掺加不同活性MEA的油井水泥石的膨胀性能、抗压强度和渗透率性能。【结果】菱镁矿煅烧温度为900℃、煅烧时间为30 min时,菱镁矿出现欠烧现象,制得的MEA虽然活性较高,但膨胀性能较弱,水泥石的14 d线性体积膨胀率仅为5.37‱;菱镁矿煅烧温度为1200℃、煅烧时间为90 min时生成的MEA活性较低,MEA水化所需诱导时间较长,水泥石体膨胀量较小,水泥石的14 d线性体积膨胀率仅3.26‱。【结论】活性较高且有效成分多的MEA水化产生较大的膨胀力会破环水泥石的内部结构,综合考虑掺MEA水泥石的膨胀性能、力学性能、渗透率性能,菱镁矿最优煅烧方法为煅烧温度1100℃、煅烧时间90 min。

环氧树脂乳液改性油井水泥的性能研究

随着油气井勘探领域的不断扩展和深入,油井水泥脆性较大的弊端越来越明显,在复杂的压力和温度条件下,水泥石容易产生裂缝从而造成强度损失,甚至会进一步导致水泥环的完整性失效,对油气井的安全生产有着严重的危害.为克服油井水泥的脆性,聚合物乳液因其能有效改善水泥的韧性、保水性而得到广泛应用.针对深井、超深井高温高压固井需求,制备了水性环氧树脂乳液改性水泥,并对其流变性能、稠化性能、抗折抗压强度和弹性模量等应用性能进行了研究,同时利用X射线衍射(XRD)、固体核磁共振(NMR)和热失重(TG)等表征手段探究了环氧树脂乳液体系在水泥中的作用机理.结果表明,环氧树脂乳液的加入改善了水泥浆的静态滤失性能,对水泥浆的流变性能和稠化行为没有负面影响.改性水泥石的抗折强度显著提高,尤其是当环氧树脂乳液掺量为15%时,90℃养护7 d、14 d和28 d的水泥抗折强度分别提高了25%、111%和100%.同时,与空白试样相比,环氧树脂乳液掺量为5%、15%和20%的水泥弹性模量分别降低了39.4%、42.8%和58.1%.环氧树脂乳液不会改变水泥的水化产物,只会在水泥水化早期起到一定的延缓和阻碍作用;环氧树脂在水泥基体中发生固化交联反应,在水泥水化过程中水化产物之间形成了联结,从而提高了水泥石的抗折性能,降低了水泥石的弹性模量.

B301试验区油井结蜡主控因素及对策

B301试验区位于H盆地,该试验区目前油井结蜡现象严重,防蜡效果较差,防蜡措施有效期较短,无法满足油井防蜡的需要,亟需找到影响油井结蜡的主控因素。针对上述问题,通过室内实验对产出液中的蜡质、胶质、沥青质和机械杂质含量进行测定。利用Olga数值模拟软件对温度、压力、流速进行模拟。研究表明:蜡质、沥青质、机械杂质含量以及温度、流速为影响B301试验区油井井筒结蜡的主控因素,影响程度强弱依次为蜡质、温度、沥青质、机械杂质、流速。研究成果可为B301试验区进一步高效开发提供理论与技术基础,为高含蜡油藏防蜡方法提供参考。

多分支废弃油井层温衰减规律及注入参数对注采性能的影响

利用废弃油井开发地热资源是降低地热开发成本、促进商业推广的有效措施,其中层温衰减规律对地热系统取热效果具有重要影响。为此,以废弃油井储层为研究对象,结合泰森多边形理论对储层裂缝进行了划分,建立了三维油水两相热流耦合数值模型,分析了不同储层条件与布井结构下的层温衰减规律,探究了注入参数等因素对地热注采性能的影响。研究结果表明:(1)低渗透储层抽采30年生产温度最大差值可达22.08 K,高渗透储层(1.0×10^(-13) m^(2))温度过度衰减,长年限采热效率低;(2)储层含油率与生产温度和发电功率呈正相关关系,生产30年后差值最大可达11.57 K与0.12 MW;(3)分支井沿垂直方向会形成低温波谷,层温衰减高于储层其余部分,数量增加对注采影响小;(4)注入速率与发电功率、生产温度分别呈正、负相关关系,但注入速率超过89 kg/s时不利于长年限开采。结论认为:(1)储层取热性能对初始渗透率最为敏感,注入速率与储层含油率次之,优先开发低渗透储层有利于长年限采热;(2)应利用油田地热降低稠油黏度,形成地热辅助采油模式,以实现经济效应最大化;(3)选取6支分支井与89 kg/s的注入速率可得到可观取热效果和较好的经济效益。

天津市废弃油井地热储层利用技术及潜力研究

以天津市一废弃油井为例,根据其井身结构情况,结合地热井井身结构、热储层,对废该弃油井地热热储改造和利用技术进行总结,对改造后的资源潜力和利用方案进行分析,并对改造工程的经济性进行评价,可为废弃油井的地热利用提供借鉴。

侏罗系油井套管破损原因分析及采油工艺防腐措施优化

在侏罗系油井套管破损严重区块典型油井套管破损规律和破损原因调研分析的基础上,通过室内试验和现场腐蚀监测结果,探讨加深花管采油工艺防腐措施的可行性。结果表明:典型套管破损位置均在动液面以下,即主要集中在1000 m以下管段;套管破损以内腐蚀穿孔为主要特征,套管破损井段平均温度约为60℃;含水率及CO_(2)含量过高是导致套管发生腐蚀的主要原因;加深花管的采油工艺防腐措施使油套环空中油水界面位置下移,从而避开CO_(2)腐蚀的敏感温度区间,其在一定程度上可缓解侏罗系油井套管的腐蚀程度,但需与其他配套防护措施联合使用。最后,指出了采油工艺防腐措施的进一步优化方向。

稠油井机杆不同步原因分析与治理对策

冀东油田南堡2-3区NmⅢ组油藏是新开发的常规稠油油藏,油品黏度较大,生产初期含水较低,抽油机井机、杆不同步现象比较严重,造成躺井检泵。本文通过对原油物性、示功图、举升工艺等数据分析,针对不同井斜的井,优选了举升工艺和相应的降黏措施,解决了稠油区块抽油机井机、杆不同步的问题,同时提出了降本增效的措施。

基于硅酸钠和硅藻土的油井水泥自愈合材料的制备及表征

【目的】研究硅藻土对硅酸钠的吸附效果,探讨油井水泥环微裂缝的修复问题。【方法】采用硅酸钠作为自愈合剂,硅藻土为载体,利用真空浸渍法制备硅藻土基自愈合材料;借助扫描电子显微镜(scanning electron microscope,SEM)、红外光谱仪(infrared spectrometer,FTIR)、全自动表面积和孔结构分析仪(automatic surface area and pore structure analyzer,BET)进行分析;通过对比分析掺入硅藻土基自愈合材料前、后水泥石的抗压强度、恢复率和渗透率等,对自愈合效果进行评价;通过对水泥石裂缝表面物质进行X射线衍射分析(X-ray diffraction,XRD)、热重分析(thermal analysis,TG)和SEM分析评价材料的自愈合机制。【结果】利用真空浸渍法能够成功制得硅藻土基自愈合材料;硅藻土基自愈合材料在油井水泥中最佳掺量为9%(质量分数),该试样劈裂造缝后自愈合14 d的抗压强度比纯水泥的提高99.57%,自愈合14 d后渗透率为0.42 mD,渗透率降低率达到75.44%,比纯水泥试样的高40.94%,且自愈合14 d后裂缝表面已经闭合。【结论】硅藻土基自愈合材料制备工艺简单,在油井水泥浆中具有良好的分散性和稳定性,可以促进油井水泥石微裂缝自愈合。

海上油井用射孔液关键性能参数的室内评价

精确掌握射孔液性能参数对于提高海上油井作业质量至关重要。这其中以密度、pH值、防膨率和半衰期恢复值四个参数尤为关键,由于海上作业环境的极端特殊性,在油井作业现场获取这四个关键参数的难度极大。为此,本文提出了一种利用岩心样品进行室内评价的新方法,通过该方法的应用,准确获取了海上油井所用射孔液的关键性能参数。1样品准备1.1岩心岩心为某海上油井2990.1m处刚取的新鲜壁心(图1)。

电压暂降影响油井运行的分析与对策

近年来,随着采油厂的四化建设的不断推进,油井控制设备对电压质量的要求也越来越高。因电压瞬时暂降造成油井大面积停井的故障频繁发生,影响油井开采的连续性,严重时造成油井杆卡,影响输油油水流度比,停井的时间不长,但需要较长时间来恢复油井产能。通过现场调研分析,油井四化设备和变频器控制器自带保护与线路保护定值缺少配合,未能躲过电压暂降周期,从而造成油井停井。针对这一问题,通过优化电网运行方式,提高电网运行可靠性,优化油井设备保护定值,来降低电压暂降对油井运行的影响。

采油井的提高组水质化验油井计量技术与方法研究

本文对采油井组水质化验的精确性和油井计量的有效性进行了深入的研究,对现有的化验技术进行了分析,并有针对性地提出了提高化验精确性的各种策略措施,对油井计量技术的现状进行了调研并开发了新型计量技术来提高油井产量测量的精确性。本研究以技术集成与案例分析相结合的方法进行验证,研究结果表明所开发的技术能够有效地提高采油井组水质化验的精确性和油井计量的可靠性,对油田生产管理起到了有力的技术支撑作用。

新型油井水泥用纳米基促凝早强剂

针对传统油井水泥促凝剂存在的腐蚀套管、增稠及早强作用较弱等问题,根据结构设计,通过溶液法合成了一种新型纳米基促凝早强剂A-1,并对其综合性能及作用机理进行了研究探讨。实验表明,该纳米基促凝早强剂在改善水泥浆流变的同时可显著缩短中低温下水泥浆的稠化时间,明显加快水泥石强度发展,稠化时间之比可达0.33,起强度时间可缩短50%,6 h抗压强度可达净浆的5倍以上,后期强度提高率仍可达29%。此外,该纳米基促凝早强剂还可明显缩短水泥浆静胶凝过渡时间,表现出良好的防窜作用。微观分析表明,该纳米基促凝早强剂可通过成核模板效应改变水泥石微观形貌,加速水泥石水化,使水泥石更加致密,从而改善水泥石力学性能。

油井水泥用抗分散聚合物的制备及其性能评价

【目的】研究调整井固井时因地层水侵入水泥浆的问题,通过加入抗分散聚合物提高油井水泥凝固前抗水侵能力。【方法】采用2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、α-甲基丙烯酸、甲基丙烯酸十八酯为主要原料,十二烷基硫酸钠为稳定剂,过硫酸胺为引发剂,以水溶液自由基聚合法制备聚合物KSQ-Z;评价聚合物KSQ-Z的抗分散效果,并借助X射线衍射仪、扫描电子显微镜对掺入聚合物材料的水泥石进行微观测试,探究KSQ-Z抗分散机制。【结果】KSQ-Z是一种含酯基的聚合物;KSQ-Z掺量(质量分数,下同)的增加可明显提高水泥浆的抗分散性,其中掺量为1.2%时效果最好;同未水侵组相比,水灰质量比分别为0.46、0.48、0.50的实验组掺入质量分数为1.2%的KSQ-Z的水泥浆养护7 d后的抗压强度分别提高41.1%、26.2%和21.8%;聚合物KSQ-Z通过形成的网状结构增加水泥石稳定性,使水泥石更加致密。【结论】聚合物KSQ-Z可增强水泥浆的内聚力,避免地层水对水泥浆的稀释和离子流失的影响,从而显著提高固井用水泥的抗水侵性能。

海泡石纤维表面包覆二氧化硅增强油井水泥的力学性能

【目的】降低天然海泡石纤维的吸水性,提高海泡石纤维水泥浆的流动性能,改善水泥石的力学性能。【方法】通过酸-水热法对天然海泡石纤维进行除杂提纯,并采用正硅酸乙酯(tetraethyl orthosilicate,TEOS)水解在海泡石纤维表面包覆二氧化硅降低海泡石纤维的吸水性,探究海泡石纤维对油井水泥的浆体性能、力学性能影响;运用X射线衍射分析、热分析和扫描电子显微镜分析等方法表征水泥石的物相组成、水化程度及微观形貌。【结果】改性水泥的海泡石纤维最优质量分数为5%,固化7 d的水泥石抗压、抗拉强度较未改性的分别提高了10.98%、10.58%;海泡石纤维质量分数为5%的改性水泥石的峰值应力为35.76 MPa,峰值应变为3.97×10^(-2)。海泡石纤维表面包覆SiO_(2)后,在较低质量分数下(5%)就能够促进水泥水化。【结论】改性海泡石纤维水泥浆的流动性优于未改性的;在纤维掺量和养护时间相同的情况下,改性海泡石纤维水泥石的抗压强度和抗拉强度均高于未改性的;改性海泡石纤维对水泥石的增韧强化能力高于未改性海泡石纤维。

相关式油井液相计量系统研究与设计

针对现有油井计量方式自动化程度低,误差较大等问题,利用同轴线相位法含水率计设计了一种相关式油井液相计量系统,该系统以同轴线相位法含水率计为传感器构建了相关流量计,基于互相关法建立了计量模型,实现了流量与含水率的同步测量。通过对不同情况下上、下游含水率计信号的分析可知,两路信号之间具有相关性,满足相关流量计的使用条件。该系统在现场试验的测量结果与涡轮流量计相比,平均误差为11.36%。试验结果证明了相关式油井液相计量系统在实际应用中的可行性。

镁橄榄石对油井水泥抗CO_(2)腐蚀性能的影响

【目的】研究镁橄榄石掺加对减轻超临界CO_(2)环境下油井水泥石的腐蚀渗透性能。【方法】以镁橄榄石粉为外掺料配制不同的油井水泥,分析温度为150℃,CO_(2)总压为50 MPa条件下镁橄榄石水泥石的抗压强度,优选出镁橄榄石粉的最佳掺量;利用渗透率、热重分析(thermo gravimetric analysis,TGA)、X射线衍射(X-Ray diffraction,XRD)和扫描电子显微镜(scanning electron microscope,SEM)进行测试,评价镁橄榄石对油井水泥石抗CO_(2)腐蚀性能的影响,分析镁橄榄石对油井水泥石抗CO_(2)腐蚀的作用机制。【结果】镁橄榄石粉的掺入不会影响油井水泥的流动度,当镁橄榄石粉的质量分数为2%时,对比腐蚀前油井水泥石的,抗压强度提高35.47%,渗透率降低0.0104 m D;腐蚀28 d后,镁橄榄石水泥石的抗压强度为空白水泥石的193.71%,且仍高于腐蚀前。【结论】镁橄榄石是一种抗CO_(2)腐蚀外加剂,能提升油井水泥的抗CO_(2)腐蚀性能。

回火温度对15Cr5MoVRE油井管钢组织及第二相析出行为影响

研究了回火温度对15Cr5MoVRE油井管钢组织和第二相析出行为规律的影响。利用箱式热处理炉对试验钢进行了热处理,采用光学显微镜和透射电镜对回火后的组织及第二相进行了观察分析,采用硬度计与拉力试验机对试验钢回火后的力学性能进行了测试。结果表明,15Cr5MoVRE油井管钢,经900℃保温50 min水淬,670~710℃回火保温90 min,组织为回火屈氏体和回火索氏体,析出的第二相碳化物类型均为M_(7)C_(3)型和M_(23)C_(6)型。随着回火温度的升高,第二相碳化物颗粒数量明显增多,尺寸逐渐增大,且在710℃回火时发生团聚。回火温度为690℃时,铁素体基体上有大量细小的第二相碳化物均匀析出,力学性能最优,试验钢的最佳回火温度应为690℃。