海上油田同心多管分注技术的开发与应用

根据海上油田防砂完井注水井井筒情况,基于陆地油田多管分注工艺技术的应用实践,开发出了海上油田同心多管分注技术并成功应用于渤海BZ25-1S油田的5口井,取得了良好效果。海上油田同心多管分注技术适于不大于3层的分层注水,特别适于层间注入压差大、普通投捞配水器注水工艺实施困难的注水井,具有一定的推广价值。

双电潜泵抽油耦合模型及参数优化

为突破单电泵举升能力的上限,满足深井开采的要求,充分发挥油气井潜能,提出双电潜泵耦合举升技术,通过双电潜泵之间的协调配合,充分发挥双电潜泵的举升能力。通过对油层流入动态、井筒多相流动、举升工艺的运动学及动力学特征以及相互之间的耦合作用关系研究,建立一个双电潜泵抽油耦合数学模型,并以系统效率和产量最大为目标,利用节点分析的方法求解油井供排协调下的双电潜泵生产工作参数。在此基础上,编制了双电潜泵组合举升工艺参数设计软件,通过实例计算,对双电潜泵接力举升系统和单电泵抽油系统的电泵级数、泵功率、系统效率、最大产液量进行了对比分析。研究结果显示,双电潜泵接力举升可以降低单电泵的举升压力从而降低电泵级数和泵功率、提高系统效率;可以充分发挥两个电泵的举升能力,增加油井产量,充分发挥油井潜能,对于深井开采的双电潜泵选型设计具有重要的理论指导意义。

渤中29-4油田自产气气举-电潜泵组合举升工艺增产方法研究

针对渤中29-4油田存在的油气层分采开采周期长、采收率低，且海上平台电力负荷达到上限，无法满足多井同时生产的问题，提出气举-电潜泵组合举升工艺，利用生产井自产气气举实现单井油气同采。以油层、井筒、电潜泵子系统和气举子系统组成的生产系统为对象，采用节点分析与双系统耦合设计的方法，以气举和电潜泵系统高效协调生产为目标，以电潜泵功率为依据，明确不同生产条件下各子系统工作参数的设计方法与步骤，最终确定合理的、最优化的工艺参数设计方案。通过某井计算结果表明，在产液量不变的情况下，与单电潜泵举升系统相比，组合举升工艺中电潜泵所需级数和功率有效降低，分别降为原来的40.2%和40.6%，解决了单一举升工艺系统负荷过大的问题，从而保证多井同时生产，提高平台产量。

海上油田同井注采技术开发与应用

针对海上油田开发生产中出现的油田注水水源不足,采油井多层系开发调整要求分层段、分阶段转注及采油井伴生气回注等技术问题,开发了同井采注工艺技术。将有水层注水井的水层打开提供水源,同时保持原注水井正常注水,与平行双管相比,单管大排量同井采水注水技术使同井采水量从800 m3/d提高到2 500 m3/d;对不同目标层位可分别进行采出或注入,即同井采油注气或同井采油注水,相当于把原来的1口井变成2口井使用,提高了单井利用率,实现了一定范围的井网优化。该技术在渤海湾SZ36-1J、Z9-3、LD10-1等油田成功应用8口井,已成为老油田稳产增产的重要技术手段,为新开发油田生产完井开辟了一个新的完井模式。

渤海油田分层注水工艺技术现状与发展趋势

渤海油田注水井具有防砂完井条件下分段层数多(2~6层)、井斜较大(30~60°)、单层配注量大(300~700 m^3/d)等特点。总结了自20世纪90年代以来我国渤海油田注水技术的发展历程,介绍了"一投三分"注水、多管分层注水、空心集成分层注水工艺等在渤海油田的技术现状,并分述其特点及存在问题。根据渤海油田注水开发的需求,对今后开展超大斜度井和水平井分注、井下增压注水和细分注水等方面研究进行了展望。

简易防砂坐封验封一趟管柱工艺研究及试验

针对常规完井工艺不能一趟管柱完成整口井的多层简易防砂完井施工的现状,设计了防砂完井一体化工艺管柱。该管柱包括外防砂管柱和内坐封-验封一体化管柱2大部分,内、外管柱通过悬挂丢手封隔器连接成一个整体。外防砂管柱用于层间分层封隔和悬挂防砂筛管;内坐封-验封一体化管柱能实现防砂封隔器坐封、验封一体化功能。施工时只需1趟管柱作业即可把防砂管柱下到油层预定部位,并逐级完成防砂封隔器的坐封和验封。现场试验结果表明,该工艺管柱各级封隔器坐封、验封合格率100%,显著提高了施工效率,降低了作业成本。

深水油田双电潜泵采油技术

深水油田开发单井产液量大,作业及维护成本高,对举升管柱工艺及配套装备提出了更高的要求。采用罐装电潜泵完井技术可满足深水人工举升要求,并能有效减少修井作业次数,延长检泵周期。阐述了双罐装电潜泵和罐装双电潜泵的管柱组成、工作原理和工艺特点,介绍了主要配套工具自动换向阀的结构和工作原理,最后结合我国第1个自营开发的深水油田流花4-1油田应用双电潜泵技术的实践成果,指出国内开展双电潜泵系统与高效井下油气分离技术和智能完井技术相配套的研究方向。

基于CAD/CFD技术的注水单流阀阀口优化设计

为提高注水单流阀的工作性能并延长其使用寿命,采用CAD和CFD相结合的方法来对注水单流阀的阀口结构进行优化设计。首先确定阀口倾角和开度为单流阀阀口的待优化结构参数,并采用CAD技术对单流阀的阀口结构进行三维参数化建模,然后应用计算流体力学软件FLUENT对单流阀的27个阀口模型进行三维流场仿真计算。通过设立阀口迎流面单位长度受到的剪切力、液流喷射速度和角度3个性能评价指标对各单流阀阀口模型的流场计算结果进行评价,得出阀口倾角为30°、阀口开度为0.8mm为注水单流阀阀口结构的最优设计参数。

扩张式封隔器胶筒力学性能分析

为了适应海上油田大排量反洗井的要求,开发了液控扩张式封隔器可洗井分注技术。对扩张式封隔器胶筒材料进行了力学性能测试,并系统地进行了封隔器胶筒结构有限元分析技术的研究。研究结果表明,封隔器胶筒橡胶的应力-应变呈非线性关系,随着温度的升高,橡胶材料强度会变弱,在温度为65℃时橡胶材料强度达到最低,继续升高温度,橡胶材料强度又会增加;当封隔器处于内压20.0 MPa工作状态时,上、下胶筒座的应力水平最高,最大Mises应力为413.2 MPa;在胶筒中,外层胶筒两端应力水平最高,可达46.4 MPa,胶筒两侧应变能密度最大;封隔器处于工作状态时,其肩部变形最大,伴随着压力的增加,变形的趋势减缓,应变能密度与工作压力基本呈直线关系。所得结果可为扩张式封隔器的结构设计提供理论依据。

Y422—117可取式封隔器的结构及应用

大港油田从美国引进的Ｇ６封隔器命名为Ｙ４２２—１１７封隔器，采用双向卡瓦固定，旋转坐封，旋转解封。在受拉或受压状态下均可坐封，且保持其密封性；其机械锁定装置能承受来自封隔器上下方的压差，并使用３种不同的卡瓦，使封隔器解封顺利。文中分析了Ｙ４２２—１１７封隔器的结构特点，工作原理和技术特征，１９９８年３月～７月分别在大港油田的马西、板桥的港深７—４、板８２８—４高压注水井应用，解决了Ｙ２１１或Ｙ２２１及Ｙ３４１封隔器不适应深斜井，封隔器密封性差的问题。

扩张式封隔器胶筒参数优选

为了对扩张式封隔器结构参数进行优选,利用有限元分析技术分析了胶筒工作长度、厚度、肩部形状和钢丝帘线排布方式等对胶筒受力和变形规律的影响。建模时把钢丝帘线层视为均匀的连续体,假设橡胶材料的力学性能不随温度发生变化,定义了5条路径,分别用于显示封隔器肩部和胶筒实体部分的应力曲线。分析结果表明,当扩张式封隔器胶筒启封工作压力为0.5MPa,内压达到10.0 MPa以上时密封接触长度达到最大;在一定范围内胶筒长度对其工作性能基本没有影响,但长度过短会使密封性能减弱;建议胶筒外径小于封隔器刚体最大外径1～2 mm。

高效膨胀式封隔器的设计和试验

本文论述了２１８ｉｎ高效膨胀式封隔器的开发和质量要求，该新型膨胀式封隔器在比较恶劣的的工况下具有较高的工艺操作可靠性。在井温３００（１５０℃）条件下，当膨胀率为２∶１时，其耐压差约５０００ｐｓｉ（３５ＭＰａ）；当膨胀率为３∶１时，其耐压差达２０００ｐｓｉ（１４ＭＰａ）。

注气阀设计计算及有限元分析

对注气阀进行了总体设计,用SOLID185单元建立了阀和阀座的有限元模型,分析了阀座和阀杆的应力和变形。

南海深水井下采注技术挑战与对策

南海油气资源储量丰富,开发过程中面临着油气田开发向着水更深、离岸更远、环境更复杂的方向发展。钻完井成本高,为提高采油采气经济效益,单井的生产要达到采液量4000~8000 m^(3)/d,或采气量1×10^(6)~3×10^(6)Nm^(3)/d,因采用水下采油树方式进行开采,还需要具有一定的举升和远输能力,满足水下井口压力20 MPa以上。目前深水注采技术全部为国外公司垄断的“卡脖子”技术和工具,为提高中国深水油气田开发技术水平,实现深水油气田人工举升技术的跨越式发展,结合十余年来在中国海上油田注采技术攻关和实践,针对南海深水油田未来高产高效采油、采气、注水开发方面面临的挑战。阐述了未来自主开发大排量电潜泵、高压注气阀、井下气体压缩机、智能控制开关等工具攻关方向和实现深水油气田“智慧油藏管理”的远景。

海上油田同心边测边调分层注水管柱研究及应用

基于陆上油田偏心边测边调技术发展与应用现状,结合海上定向井大排量注水井特点,通过同心边测边调分层注水管柱工艺设计和同心测调仪器与同心测调工作筒的重新设计,形成了一套新型同心边测边调分层注水管柱技术,并在现场应用中取得了良好效果,满足了海上油田大斜度大排量注水井分层注水的需要。

海上油田斜井同心边测边调分注技术改进与应用

针对海上油田斜井同心边测边调分注技术应用中存在测调仪与测调工作筒对接成功率低、测调仪下井深度易发生误判、测调仪开收臂操作位置受限等问题,对测调仪的外部尺寸、导向与防转机构、深度磁定位模块、水嘴调节机构,以及测调工作筒的导向机构、扶正机构、排砂机构等进行了优化改进。试验井试验和现场应用结果表明,优化改进后的测调仪和测调工作筒对接成功率达95%以上,具有很强的适应性、可操作性和安全性,为斜井同心边测边调分注技术在海上油田的进一步推广应用提供了保障。

渤海油田聚合物驱配注工艺及系统的改进与应用

针对渤海油田原有聚合物驱配注工艺及系统存在人工劳动强度大、配注效率低、系统运行不平稳、占地面积较大等缺点,通过改进聚合物驱配注工艺以及聚合物上料系统、聚合物分散系统、聚合物熟化系统,使干粉下料能力由原来10t/d以下提高到30t/d以上、系统占地面积及质量均减少20%以上,并且系统运行连续平稳。改进后的聚合物驱配注工艺与系统已在渤海某油田平稳运行2年半,取得了很好效果,满足了该油田注聚规模逐渐增大的需求。

海上油田防砂完井注水井反洗工艺及配套工具

目前海上油田防砂完井注水管柱不具有洗井功能,注水井长期注水会有污垢、有机沉积、腐蚀物质以及杂质等注入地层,使得注水压力上升、注水量降低,严重影响注水效果;长时间不洗井会出现管柱上提困难,造成大修作业,增加注水井作业成本。鉴于此,将注水管柱配套反洗插入密封工具、防返吐工作筒和配水器工具,可实现注水井不动管柱注水、反洗工艺技术切换,加强海上油田防砂完井井筒维护与管理,提高注水质量,降低注水井反洗成本,缩短施工周期,增强注水效果。现场应用情况表明,经过反洗的注水井注水压力降低,地层吸水指数提高,注水井分层配注量明显增加;井筒及近井地带得到了清洗,井筒内污垢、腐蚀物和杂质均被清除,解决了钢丝作业遇阻问题,改善了注入水质,增强了水驱开发效果。

渤海油田井组注聚配注系统优化

渤海油田实施聚合物驱并取得良好效果,但井组注聚配注系统逐渐暴露出操作不便、聚合物分散效果差、熟化时间长、设备占用面积大等问题。对原有系统进行了优化,包括引入电动上料装置、优化水粉混合器、优化搅拌器、实施一泵多井泵注工艺等。通过在渤海油田的现场应用表明:优化后的配注系统操作更方便,熟化时间缩短到40 min即可注入,泵注系统占用面积比原来减小约13%,满足海上平台聚驱需求。

煤层气有杆泵井排采煤粉产出规律表征与分析

为探索煤层气有杆泵井排采煤粉产出的实际沉降速度和临界排液量,建立了有杆泵井井筒煤粉运移动态实验平台,模拟了不同煤粉粒度、不同排液速度井筒煤粉动态运移规律。结合球形颗粒沉降末速理论公式,建立了有杆泵井排采不同煤粉粒度实际沉降速度和临界排液量计算模型。研究表明,实际有杆泵排采实际沉降速度和临界排液量与井液密度、井筒内流体流态、煤粉粒径、煤粉密度及井筒流体流速有关,且随着煤粉粒度的减小实际沉降速度和临界排液量降低,并计算出不同煤粉粒度的排采临界排液量。有杆泵井排采时实际沉降速度和临界排液量可为现场防煤粉控制、排采设备优化等方案设计提供依据。