基于I-WNN的高温潜油电机温度拟合与预测

为了保障高温潜油电机高效、稳定运行,及时避免电机因运行温度过高而发生故障,进而影响生产,需要在无温度传感器情况下获取其井下温度。基于这一情况,提出了基于I-WNN的高温潜油电机温度识别与预测方法。首先对高温潜油电机运行数据进行分类;然后利用改进小波神经网络对历史数据进行训练,建立高温潜油电机运行数据与温度的映射关系,并对小波神经网络权值参数进行寻优操作得到最优权值;最后通过实验仿真,得到高温电机拟合温度值与预测温度值。

基于间接示功图测量的电潜柱塞泵故障诊断研究与应用

在分析电潜柱塞泵工作原理的基础上,结合柱塞式抽油泵的结构,建立了机组运行的理论示功图,对其进行了深入分析。以功率信号作为故障信息,提出一种基于间接示功图测量的电潜柱塞泵故障诊断方法,并描述了小波去噪方法绘制实测示功图的主要过程。针对机组典型故障,在室内模拟平台和现场油井上对该方法的准确性进行了验证实验与分析。测试结果表明:故障诊断效果较好。

数控往复式潜油电泵故障监测和诊断系统的设计与应用

以功率信号作为故障信息,开发了基于虚拟仪器的故障监测和诊断系统。该系统具有对采油工艺电参信号进行采集、分析及处理等功能,实现了对工艺工作状态的监测和诊断。系统信号采集硬件主要由互感器、数据采集卡和计算机组成,软件部分运用了LabVIEW与Matlab混合编程技术,实现对功率信号的小波去噪处理和波形分析。现场测试结果证实了该系统的准确性和可行性。

潜油往复式抽油机举升工艺研究及优化

潜油往复式抽油机举升工艺彻底解决了杆管偏磨问题,适用于"三低"油藏。在研究工艺运行机理的基础上,优化了潜油直线电机动定子结构及控制方式,并针对高扬程大泵径油井设计了新型柱塞式双作用抽油泵,同时完善了工艺的主要配套技术。现场测试表明:新型工艺具有举升力大、节能、自动化管理和系统效率高等特点,平均捡泵周期从224d提高到452d。

螺杆泵水力特性检测曲线推导及应用

螺杆泵水力特性曲线是在特定转速下检测得到的,并且测试承压点间隔较大(约1MPa),不能直接应用于设备选型及工作参数优化计算。通过对螺杆泵水力特性室内检测数据的分析,给出了螺杆泵特性检测曲线数学推导及表达方式,建立了室内检测曲线任意转速下曲线形式的计算方法,并给出了在设备选型及工作参数优化具体应用实例。室内及现场试验表明,该方法切实、有效、可行。

螺杆泵工况测试技术进展

螺杆泵工况测试技术是螺杆泵采油管理技术的基础，也是对油井进行故障诊断的必要条件。在回顾国内外螺杆泵工况测试技术发展历程的基础上，总结了经验测试、电参数测试、光杆载荷测试和机械振动测试等现有测试技术的原理及特点，从3个方面对国外螺杆泵工况测试技术的发展进行阐述：基于系统集成的智能化测控、网络的远程测控和虚拟仪器的图形识别，指出我国螺杆泵工况测试技术的现阶段差距和攻关方向。

渤海油田宽幅电潜泵举升技术研究及应用

随着渤海主力油田进入高含水采油期,油井提液增产力度逐步加大,电潜泵排量不断提高,现场换大泵作业井次逐年增加,导致作业成本上升,生产时效降低。针对海上应用的常规电潜泵,存在高效区范围有限、大排量扬程偏低等问题,开展了适合海上大泵提液井的宽排量、高效率的新型宽幅电潜泵技术研究。首先应用三维可视化和3D打印方法研发宽幅叶导轮,相比于常规叶导轮,高效区范围由10%~30%拓宽至41.67%~61.03%;其次,宽幅电潜泵采用全压紧结构并优化装配工艺,提高装配效率30%;最后,优化整机方案设计,提升复杂工况下机组稳定性。该技术已在渤海油田应用200余井次,单套机组最大产量变化范围106~1883 m3/d,达到设计要求,机组运转平稳,为油田生产中后期提液稳产提供技术支撑。

射流泵内多相流动的双欧拉模拟分析

射流泵在负压冲砂、排水采气、稠油开采等方面的应用日益广泛,但是现有研究方法中存在忽略工作液同地层流体物性差异、模型适应性差等问题。因此,建立相应射流泵的物理模型,采用双欧拉方法对射流泵内工作液和地层流体多相流动进行模拟计算,并分析不同工况参数对采出液排量的影响。

海上油田机采井故障原因分析及应对措施

海上油田机采井占生产井总井数92%,机采井故障会增加修井成本,这不仅造成桶油操作成本上升,而且耽误油田正产生产,影响产能。机采井故障原因分析是一项复杂的系统工程,整个过程包括井况条件、产品质量、施工作业、运维维护等方面。系统分析了海上油田机采井故障的原因和降低故障率的应对措施,对海上油田进一步提升维护能力、降低操作成本具有重要借鉴意义。

海上耐高温井下安全控制管柱系统的研制

海上石油安全生产规定海上生产井必须下入井下安全控制管柱,然而现有井下安全控制管柱的耐温性能达不到注热井的要求。为此,在分析海上注热井对井下安全控制管柱要求的基础上,通过优选密封材料和密封方式,研制了由Y241型热采封隔器、耐高温井下安全阀、隔热型补偿器和井口穿越装置等关键工具组成的耐高温井下安全控制管柱。室内试验及现场试验均表明:Y241型热采封隔器、耐高温井下安全阀、隔热型补偿器和井口穿越装置在常温和350℃高温下的密封性能良好;Y241型热采封隔器的单流阀和耐高温井下安全阀开启、关闭操作灵活。这表明,耐高温井下安全控制管柱系统的结构设计合理,耐温性能、密封性能等能满足注热井的要求,可以提高注热井的安全性。

海上耐高温深水式井下安全阀的设计与试验

海上油田注采一体化工艺要求井下安全阀耐温350℃、下深不低于1 330 m,然而现有的井下安全阀无法达到该指标要求。为此,研制了海上耐高温深水式井下安全阀,并开展了样机加工和室内试验,同时就其关键部件--压缩弹簧进行了有限元应力分析。研究结果表明:海上耐高温深水式井下安全阀的结构简单可靠,泄漏点数量少,采用全金属结构密封,能在常温至350℃高温下正常工作,其最大下入深度达1 330 m,阀板与整体耐压达35 MPa。所得结论可为耐高温深水式井下安全阀的现场应用提供参考。

应力应变对316L液控管线热采环境中应力腐蚀行为的影响

为研究应力应变对热采井安全阀液控管线电化学特征及应力腐蚀行为的影响,利用高温高压釜模拟260℃、1%(体积分数)氧分压热采环境对316L液控管线进行应力腐蚀实验研究,并采用SEM、EDS进行表征。结果表明,应力应变使316L材质液控管线钝化膜产生微裂纹,使得管线的耐蚀性能变差。模拟高温高压含氧热采环境下,氧气促使微裂纹变为小阳极,钝化膜表面为大阴极,裂纹尖端自催化发展,最终导致316L液控管线发生应力腐蚀开裂,出现多条平行的环向裂纹。

铝/铜异质金属超声波焊接工艺研究

运用超声波金属焊接技术实现了铝/铜异种金属的连接,利用单因素试验研究焊接工艺参数(焊接压力、焊接振幅、焊接能量)对接头质量的影响,确定了最佳工艺参数组合为压力0.276 MPa,振幅45μm,能量700 J;研究了焊接能量对铝-铜焊接接头硬度、温度、界面形貌及力学性能的影响。研究发现,焊接过程中,铝发生了剧烈的塑性变形,并伴随着加工硬化现象和材料软化。随着能量的提升,未连接区域减少,接头质量上升,但当焊接能量过大时,由于材料软化作用的影响,接头质量下降。

海上同心管射流泵注采一体化技术研究

海上热采技术已在渤海油田稠油区块取得了良好的开发效果,但是仍主要采用注采两趟管柱,由此导致作业时间长、修井作业成本高、修井过程中洗压井对油层造成冷伤害等问题。结合海上热采技术特点与平台要求,通过研发同心管射流泵、注采一体化采油树、井下安全装置,构建了海上同心管射流泵注采一体化技术。室内和现场试验结果表明,注采一体化技术管柱耐温350℃、耐压21 MPa,可实现注热一体化作业不拆井口、不解封封隔器,缩短了作业周期,降低了作业费用,具有较好的推广应用价值。

电动潜油离心泵变工况下内流特性仿真研究

以Q10型潜油电泵为研究对象,利用CFD技术进行变流量工况下内流场数值仿真研究。结果表明:小流量和大流量工况下,叶轮流道内存在漩涡;非设计流量工况下,叶轮流道内的损失较大;设计工况下,泵的效率最高。为潜油电泵的改型优化设计提供理论指导。

潜油电泵用气液分离器两相流性能仿真研究

潜油电泵用旋转式气液分离器具有分离效率高、结构紧凑等优点,并广泛应用于含气油田油井的开采。利用CFD技术对分离器内流流道进行了数值仿真,获得了气体分数在流场内的分布情况,以及压力场和速度场,结果表明CFD计算结果很好地诠释了气液分离器的分离机理和内流道两相流的流动情况,为分离器的优化设计和改型设计提供了一种科学的计算工具。

渤海油田稠油水平井防砂筛管耐温能力的确定

渤海油田热采水平井防砂筛管选型时参考的耐温能力未考虑井况的影响,导致部分热采水平井选用的防砂筛管不能满足注热要求而发生破坏。为此,在分析稠油热采水平井防砂筛管注热时受力的基础上,综合考虑弯曲应力与热应力对防砂筛管破坏的影响,给出了稠油热采水平井防砂筛管耐温能力的数值模拟计算方法。利用该方法计算了渤海油田6口热采水平井防砂筛管的耐温能力,分析了单位狗腿严重度下星孔、金属网布和桥式复合3种防砂筛管的耐温能力降低幅度。研究发现:考虑弯曲应力计算出的耐温能力与现场实际较吻合;单位狗腿严重度下星孔、金属网布和桥式复合3种防砂筛管耐温能力降低6～16℃;单位狗腿严重度下防砂筛管耐温能力的降低幅度随防砂筛管径向尺寸增大而增大;防砂筛管基管钢级越高,耐温能力降低幅度越小,且钢级对耐温能力降低幅度的影响程度大于径向尺寸;TP110H和BG110H钢级的金属网布或桥式复合防砂筛管具有较高的耐温能力,能满足渤海油田热采水平井的注热要求。研究结果表明,稠油热采水平井选择防砂筛管时,应考虑弯曲应力对防砂筛管耐温能力的影响,否则会导致防砂失效,影响稠油热采开发效果。

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。

气体射流泵携液性能测试实验装置研究

为更好研究气体射流泵装置的喷嘴过气能力及泵携液性能,设计了体射流泵测试实验装置。该装置主要由泵送部分,控制部分、计量部分和气体射流泵组成。利用该实验装置可除完成不同注气压力下的喷嘴过气能力测试外,还可完成不同注气压力下不同泵型的携液性能测试。利用该套装置测试出的气体射流泵性能数据为泵选型设计提供了技术保障,对气体射流泵更好的应用于高油气比低压油井增产和气井排液具有重要意义。