大排量深抽减载抽油泵研制

针对顺北油田等超深油气田开发开采需求加大的现状,提出了排量大于100 m^(3)∕d、泵挂深度大于3000 m的有杆泵大排量深抽需求。为此,研制了大排量深抽减载抽油泵,其进油阀安装在柱塞上随柱塞运动,出油阀安装在泵筒下部;进油阀座在阀球上方,依靠弹簧力提供阀球的初始关闭力。上冲程过程中,液柱载荷主要作用在下部出油阀上并由泵筒、油管承担,以降低悬点最大载荷;下冲程过程中,液柱载荷主要作用在柱塞上,以降低悬点最小载荷。通过对大排量深抽减载泵结构、工作原理和受力情况等进行分析,推导出悬点载荷计算公式,设计了弹簧结构参数,验证了新型大排量深抽减载泵的可行性。

提高油井检泵作业施工质量的途径

油井检泵作业确保油田正常生产,施工质量直接影响油田产能和经济效益。本文探讨提高油井检泵作业施工质量的途径,分析当前存在的问题,提出相应改进措施。为油田安全生产提供有力保障,生成新施工模式。

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。

陆海机抽油气井的井下循环开启装置研究

有杆泵排采是陆海油气井生产的主流工艺技术,但是埋泵、卡泵时有发生。基于不动管柱实现作业之间切换的理念,开发了井下循环开启装置。井下循环开启装置采用全机械结构设计,能更广泛地适应油气井复杂的生产和作业工况;通过滑套旋转机构实现井筒空间启闭间的切换,采用立柱锁死机构实现井底封井的目的;生产作业时极值工况下总水头损失0.818m,损失较小,表明流道通畅,结构合理。

基于改进变分模态分解的抽油井偏磨程度诊断

目前抽油井工况分析方法与实时智能诊断技术不完善,无法及时发现、处理偏磨问题,导致抽油杆、泵等关键部件存在严重的损坏风险。为此,提出一种基于改进变分模态分解(IVMD)的抽油井偏磨程度诊断方法,其核心思想在于,扭矩和轴向力的变化会导致抽油井的偏磨程度发生改变,从而影响电参数信号的频率和幅值。首先通过改进人工鱼群算法优化变分模态分解(VMD)的分解层数与惩罚因子,然后将油井电参数信号分解成多个局部振动模态,并对生成的各局部振动模态进行特征分析,最后采用RGB图实现对抽油井偏磨程度诊断。研究结果表明,该方法可有效判断偏磨程度。

FPSO改装项目货油泵选型分析

FPSO货油泵是FPSO货油系统的关键核心设备,货油泵的选型在VLCC改装FPSO项目中的总体功能设计、布置设计和项目成本中起到举足轻重的作用,文章通过货油电动深井离心泵和液压深井离心泵的对比分析,对货油泵的选型设计方案进行了研究,为今后的FPSO改装项目货油泵选型提供参考和借鉴。

国产中控系统实现油井“一键降频”与功能优化

海上石油生产设施在日常生产过程中,如果关断阀、控制阀等设备意外突然关闭时,生产流程将出现大幅波动,极易造成单元关断或全生产关停。为有效降低因生产流程波动造成的单生产序列关停或者全生产关停的次数,减少油井电潜泵意外停机次数,本文基于国产和利时中控系统,实现油井手动“一键降频”与自动分级停井功能优化,在安全功能不受影响的前提下,利用将电潜泵运行频率手动一键降至基准频率的功能,让中控主操有时间采取最有效的紧急操作避免关停,并且当触发某个单序列生产关停信号时,自动关停高含水井,最大限度减少原油产量损失。油井手动“一键降频”功能的创新开发与自动分级停井功能的创新优化,经济效益明显、推广性强,可推广到其他海上设施,特别是已经实施或者正在实施中控系统国产化的海上设施。

巴彦油田深井高凝油藏试油完井一体化技术

针对巴彦油田深井高凝油藏在试油完井施工中存在工艺复杂、施工周期长、储层二次伤害严重、施工成本高等问题,通过分析现有的高温高压深井试油完井一体化技术特点及存在不足,结合临河油区油藏地质特征和原油物性特点,设计了3套试油完井一体化管柱,制定了相应的工艺流程,并对每种一体化工艺的特点及适用条件进行了分析。上述3种试油完井一体化技术已在现场成功试验14口井,其中压裂-射流泵排液一体化技术现场试验9口井,缩短施工周期2~3 d,有效提高了压裂后排液求产效率,降低了储层二次污染;完井投产一体化技术现场试验5口井,提高了自喷井和机抽井完井投产效率,缩短了单井完井周期,减少了储层污染,降低了作业成本。深井高凝油藏试油完井一体化技术的成功应用为巴彦油田勘探开发一体化进程高效推进提供了有力的技术保障,对国内同类型油藏试油完井技术研究具有指导借鉴意义。

基于改进NSGA-Ⅲ算法的抽油机井群控变频启动技术

为提升抽油机井群控变频启动运行的安全性,增加抽油机井的抽油量,研究基于改进NSGA-Ⅲ算法的抽油机井群控变频启动技术,降低变频启动的电压偏差,通过分析抽油机井群控变频启动条件,明确降低抽油机井群控变频电机与供电管网的电压偏差可以降低变频启动时的冲击电流,提升变频启动运行的安全性。以最小电压偏差与最大抽油量为目标函数,建立抽油机井群控变频电机启动转速确定模型;在NSGA-Ⅲ算法引入参考点选择策略,得到改进的NSGA-Ⅲ算法;用改进NSGA-Ⅲ算法求解转速确定模型,得到最小电压偏差与最大抽油量对应的变频电机启动转速;根据合闸时刻变频电机的相角差,得到变频电机合闸指令,并按照确定的转速启动抽油机井群控变频电机。实验证明:该技术可有效求解抽油机井群控变频电机转速确定模型,且反转世代距离较小、超体积较大,即该技术的收敛性与分布性较优;该技术可有效启动抽油机井群控变频电机,平均抽油量15.8 t/d,最大电压偏差260 V(DC)。

同井注采工艺技术及其矿场应用

目前高含水老油田的年产油量在中国年产油量的占比在70%以上,要保持稳产就必须要保证高含水老油田产量稳定的开发需求,为了满足这一现场需求,通过完善回注层段分层注水技术、不动管柱实施增注工艺以及同井注采采出层及回注层参数录取方法,大庆油田提出了一种结合高效井下油水分离、桥式封隔器等工艺的有杆泵同井注采技术。结果表明:同井注采技术在不打新井的情况下可有效增加油水井对应连通方向、增加注水层点和提高波及体积;同时能够将同一区块分采的2套或多套层系构建起一套立体高效开发层系,使大部分水不举升到地面而直接在地层内部循环驱替。现场试验表明,试验区平均单井产液量降低了94.5%,综合含水率下降了34.1%;地下回注注水单耗降低了83.0%;井下管柱平均工作寿命可增加到1.5 a以上。研究成果能够有效提高油井产量、降低开采成本、提高采收率,实现了超过目前“极限含水”条件下继续经济、有效的开采,对老油田长期持续稳产具有重要意义。

咪唑啉类缓蚀剂在油井腐蚀治理中的应用研究

大港油田南部地区,由于地层水矿化度高、硫化氢含量高,导致油井在生产过程中因腐蚀出现杆断、管漏现象,严重影响油井正常生产。通过对造成杆断、管漏等腐蚀因素进行分析和现场缓蚀剂试验评价,确定了最佳加药量和加药周期:现用的咪唑啉类缓蚀剂最佳缓蚀浓度为30~160 mg/L,加药周期可延长1~2 d。通过优化加药制度、延长加药周期,实现了油井腐蚀治理,延长了单井检泵周期。

抽油机井节能潜力分析方法研究与应用

大庆长垣油田目前抽油机井系统效率平均为30.87%,系统效率低于25%的井数占比达到18.76%,抽油机井系统效率有进一步提升空间。根据抽油机井人工举升理论、抽油机井多节点能耗分布规律,明确影响各节点能耗损失的关键因素,提出一套适用于现场工程应用的抽油机井节能潜力优化判断方法,快速分析抽油机井各个节点的提效潜力,提出对应优化措施,在大庆长垣油田应用330口井,系统效率平均提高3.6个百分点,实现抽油机井节能潜力的快速、精准挖掘和优化措施的精准施策。

双沉砂结构深抽抽油泵研究

胜利油田的深抽井数量逐年增多,平均检泵周期较短,主要原因之一是抽油泵失效。为提高深抽抽油泵使用寿命,采用仿真计算方法分析阀副漏失,固相砂粒使阀球阀座密封不严,高速流体通过缝隙会导致空蚀现象,对比阀副失效实物形貌,认为空蚀是其损坏的重要原因。在阀副失效原因分析基础上,研制了减少砂粒沉降至阀副的双沉砂结构深抽抽油泵。为游动阀和固定阀都设置了沉砂环空腔。改进阀罩外置出泵筒结构,降低上游动阀罩应力。优化阀罩导向、减阻、抗磨结构,降低阀球与阀罩的碰撞接触应力和磨损。双沉砂结构深抽抽油泵已在123口深抽井应用,平均生产周期达到840 d,较改进前延长400 d以上。

煤层气L型水平井抽油机举升工艺应用研究

煤层气L型水平井主要采用水力管式泵、电潜螺杆泵等无杆举升工艺进行排采,但排采过程中水力管式泵地面设备故障、中心管漏失、卡泵等问题频发,电潜螺杆窜气烧泵问题严重且由于受大狗腿度的影响部分井无法下泵至合理排采井段。针对以上问题,本文进行了煤层气L型水平井抽油机举升工艺的研究应用,通过L型水平井水平井泵的针对性研发、抽油机举升系统设计选型、内衬油管防偏磨工艺及插接式简易气锚防窜气工艺的设计,确保了2口试验井的成功应用,为煤层气L型水平连续稳定排采提供了一种高效的举升工艺方式选择。

应用变频控制装置对抽油机井平衡度测试分析

变频控制装置由于具有调参方便、软启停等特点,在抽油机井的运行管理中得到了广泛的应用,据统计,大庆油田抽油机井变频控制装置的使用比例已达到75%以上。目前,对于变频控制抽油机井平衡度的测试方法还存在差异,生产单位和节能监测单位分别在变频器的输出端和输入端测量油井的上、下冲程最大电流,计算油井平衡度,数值差异较大,影响了对油井平衡状况的判断。使用多种仪器在水力模拟标准井对变频器的输入、输出端进行了对比试验,以能耗最低为原则,在30 Hz频率下对抽油机井的过、平、欠平衡工况进行了测试,得到结论认为:变频控制抽油机井平衡度测试应在变频器输入端测量,采用具有功率曲线测量功能的仪器来判断油井平衡状况更为直观、准确,可对油井的节能管理起到促进作用。

基于AMESim的抽油泵优化设计与试验

针对常规抽油泵存在泵阀关闭滞后、泵效低等问题,采用AMESim建立了抽油泵仿真模型,并对柱塞的漏失量、出油阀阀芯位移及阀口流量等响应特性与排量特性进行了分析。对抽油泵进行了结构优化,通过在出油阀阀芯上安装弹簧与机械限位,降低了出油阀阀芯的关闭时间,减少了油液溢出对其排量产生的影响。进一步分析了不同弹簧刚度与不同垂直倾角对出油阀阀芯量位移的影响。试验结果表明:抽油泵排量具有良好的线性度与稳定性,优化后排量较优化前排量提高约15%。

振动条件下旋流分离管柱流场特性

旋流分离管柱在井下环境中会发生复杂的振动现象,从而对管柱内流场及管柱自身造成影响。为研究振动对旋流分离的影响情况,在振动耦合条件下对井下旋流分离管柱内的流场特性进行了分析。研究发现,3种速度场有明显变化,切向速度和轴向速度峰值减小,径向速度不对称性加剧;溢流管内部涡量和湍流强度分布规则性变差,其中内锥部分涡量强度明显增强,近壁处湍流强度更高值占据的区域分布范围也更多;油水分离效率会随着螺杆泵转速升高而降低,降低程度均达5%以上,但这种影响会随螺杆泵转速的增大而减弱,因此转速引起的激振影响对流场有个最大限度。

“一拖多”共直流母线调控技术与应用

针对丛式井组的常规游梁式抽油机井之间井距较近的特点,开展了“一拖多”共直流母线调控技术与应用,以丛式井组为中心与周围井距较近的抽油机井组成一个井组,应用一变多井耦合式单井智能调速装置,将抽油机井传统的“一变一井”配电模式改变为“一变多井”配电模式,通过智能控制单元控制终端单井错峰运行,确保母线电压相对稳定,具有直流母线电压输送平稳、变压器容量减少、馈能合理利用、单井工况变频调速的技术优势,累计应用28个井组166口井,平均有功节能率达到了13.24%,年节电能力达到11.26×10^(4)kWh,实现了以井组为单元的节能效果提高。

抽油机井六维度效率因数评价方法

为了解决油田中后期开采阶段低产、低效井占比高,采用节能措施后依然有部分油井系统效率低于10%,现有评价指标和体系无法判断抽油机井的节能潜力空间问题,通过人工举升理论与实测生产数据分析,提出效率因数概念和六维度因数评价方法,包括动力因数、传动因数、井封因数、杆柱因数、气举因数和泵送因数等新概念,并建立了效率因素计算公式、评价指标及评价方法。油田现场应用330口油井的测试数据表明,六维度效率因数评价方法能够判断出抽油机井各节点的节能潜力空间,并给出针对性优化措施和优化流程,油井系统效率显著提高。建立的六维效率因数评价模型,完善了抽油机井节点节能潜力计算的理论公式,为油田节能管理提供了一种科学技术方法。

非常规油气水平井湿鞋固井首段压裂新工艺

国内非常规油气水平井分段压裂工艺首段压裂时一般采用连续油管射孔、爬行器输送射孔和趾端滑套打压3种方法来建立井筒与地层的连通,这3种方法虽然基本满足了国内目前井深条件下首段压裂改造需求,但是存在工序复杂、效率低、操作成本高、施工风险大等问题,为此,提出了一种新型首段压裂工艺。该工艺充分利用湿鞋固井(WETSHOE)技术特点,通过高性能浮箍、浮鞋和特制胶塞等固井工具实现井眼底部不留水泥,在保证井筒安全的前提下建立管鞋与地层的连通,首段压裂即可采用“泵送”桥塞和射孔枪,从而实现全井段“泵送”的一致性,提高了压裂施工效率,降低了成本。该技术在北美非常规油气田广泛应用,单井可节约成本约30万美元,首段压裂成功率提高到98%以上,压裂效率显著提升。