气液两相条件下叶片开孔对电潜泵性能和内部流场的影响

为了研究电潜泵内部流动机理,从而改善高含气工况下电潜泵的气液混输性能,文中基于欧拉-欧拉非均相流模型,对不同入口含气率工况下叶片开孔前后的气液两相流动特性进行了数值模拟分析,探究了气液两相流条件下叶片开孔对电潜泵性能和内部流场的影响.结果表明,在纯水工况以及低含气率、小流量工况下,叶片开孔会降低电潜泵性能;但是叶片开孔可以改善电潜泵在大流量下的气液混输性能.叶片开孔后会改变叶轮内部压力分布,使电潜泵叶轮内部平均压力升高,进而改善叶轮内部流态.叶片开孔后会冲散气相聚集,使气体分布更加均匀,叶轮流道内涡核分布明显减少,减少了能量耗散.该研究为改善电潜泵气液混输性能提供了理论依据.

电潜螺杆泵入口处气液比动态变化特性分析

随着油田开发的不断深入,螺杆泵采油技术得到进一步发展与完善,近年来,在高含气和稠油等非常规油气藏中也得到广泛应用,但由于游离气和溶解气的存在,气体进入泵内会影响螺杆泵的工作性能和使用寿命。针对这种情况,综合考虑油气水三相流体对螺杆泵运行工况的影响,结合钻井液密度、生产气油比、含水率和气体状态方程,建立了螺杆泵入口处的气液比计算模型,并以大港油田J36-6和J36-8油井的生产数据进行模拟分析。结果表明,在动液面高度一定的情况下,增加下泵深度有利于降低泵入口处的气液比,高密度、高含水和低生产气油比是保证泵入口气液比较低的关键。

电潜泵气液两相流工况水力增压性能预测模型

电潜泵自20世纪以来广泛应用于海上和非常规油气田,来提高油井的生产效率,是一种革命性的油田生产方法,主要适用于自然压力和能量不足的井。潜水离心泵最初是用于抽取矿井中积水而开发的。阿迈斯·阿鲁图诺夫开发了第一台用于油井生产的电潜泵。此后电潜泵逐渐在石油行业中广为人知并流行起来。然而,电潜泵对流动条件非常敏感,为了提高其耐受性、效率、可靠性以及适应恶劣和复杂的井下流动条件,电潜泵经历了许多重大的技术改进。目前电潜泵通常由电动机、密封和一系列离心泵级组成,非常适合于高产的深井和偏斜井中,也常用于非常规井,如页岩油井。因此,电潜泵的耐气性、粘度影响以及长期开采能力已经引起了重大关注。由于其内部流动规律复杂,两相混输风险高,高粘/气液两相流工况下耐受极限和长效开采能力受限,严重制约了电潜泵在深水和非常规油气田安全高效开采中的运用。本文基于欧拉方程,利用最佳流速概念推导回流、摩擦和泄漏等损失,提出了适用于井下旋转电潜泵复杂工况下增压性能预测的理论模型。针对气液两相流动,该模型基于离心场中两相的力学分析,建立旋转叶轮内部体含气率模型,并根据流型选择曳力系数,计算两相滑移效应,修正混合相密度,进而提升扬程预测的准确性。模型预测和实验数据的对比验证了该模型预测的精度和可靠性均高于文献中常见的计算方法。本文所提出的方法可准确预测油的粘度、含水乳化液和气液流对泵性能的影响。该模型可帮助泵工程师开发新的电潜泵几何形状,同时帮助人工举升工程师改进油井完井举升工艺设计。

Y型智能分采管柱在渤海油田的应用分析

对Y型智能分采管柱的结构和优点进行了介绍,强调了其高效生产调配的优点,极大地节约了生产成本。讨论了Y型智能分采管柱的工艺设计。重点探讨了Y型智能分采管柱在渤海油田M13井的实际应用情况,分析了其带来的显著优势和效果。通过该案例的研究,充分展示Y型智能分采管柱在海洋石油开采中的价值和潜力。为进一步推广和应用Y型智能分采管柱技术提供了有益的实践经验和参考依据。

电潜泵井憋压法计算动液面技术及其应用

塔河油田碳酸盐岩油藏因油稠掺稀生产,电泵井停掺稀测液面存在电流升高、过载及躺井风险,加大了生产成本,同时因掺稀生产油套环空存在泡沫段及负压,导致电泵井动液面数据极其缺乏,制约了油田的开发生产。电泵井憋压法计算动液面以电泵井的频率与扬程及总动压头之间的关系作为理论依据,推导出动液面的计算式,并在现场进行了大量对比实验,证明计算结果合理、可靠,可用于指导生产。

基于电参数的潜油电泵井动液面计算模型

针对目前潜油电泵井动液面实时监测困难,影响生产效率与效益的问题,基于潜油电泵井生产系统的构成和机采设备的工作原理,考虑油套环空中液面以上气体的热辐射、液面以下液体的热传导作用和电机、电缆发热等影响,建立了"四段法"潜油电泵井井筒流体温度计算模型;研究分析了实时监测的地面电参数与潜油电泵输入功率、泵有效举升高度、泵吸入口压力的内在关系以及潜油电泵的工作特性,推导了基于地面实测电参数的潜油电泵井动液面计算模型。现场17口油井资料计算分析结果表明:模型准确度较高,井筒流体温度的平均相对误差为8.75%,动液面的平均相对误差为6.98%。该方法能够实时准确地计算潜油电泵井动液面,为潜油电泵井智能化管理和实时优化调整提供理论和技术支持。

基于单分类支持向量机的潜油电泵工况及故障诊断

利用单分类支持向量机(OCSVM)模型区分潜油电泵正常运行状态和异常运行状态,仅依托潜油电泵正常状态下的数据,通过OCSVM模型获得具备区分异常状态数据的能力。首先对潜油电泵电流数据进行预处理,筛选正常状态下的电流数据;然后根据潜油电泵特性及数据特点,提取6项相关数据特征,利用单分类支持向量机模型识别包含未知故障在内的异常状态,从而实现潜油电泵工况及故障诊断;最后利用实际生产数据对模型进行验证。结果表明,所提方法识别准确度高,模型泛化能力强,通过对潜油电泵日常运行数据进行实时分析,能够实现潜油电泵运行状态的实时监测及异常工况的识别预警。

高气油比油藏的油井应用电泵采油的可行性研究

对埕北 30油藏特点进行了分析 ,以此为例确定了油井自喷后采用电泵抽油的机采方式。结合目前国内外电泵吸入口处含气率的界限 ,分析了电泵在高气液比状态下的适应性 ,给出了高气液比条件下泵吸入口处含气率的计算模型。利用此模型分别计算了不同吸入压力、不同气油比下含水率分别为 0 ,2 0 % ,4 0 %与 80 %时泵吸入口处的含气率 ,进而对电泵在高气液比条件下的使用条件和适用范围进行了详细分析 ,以使该项举升工艺更有效地用于埕北 30油藏的开发。计算结果表明 ,在油藏压力保持在 30MPa ,生产气油比不超过 2 5 0的情况下 ,埕北 30油藏可以采用电泵采油。该项研究也适用于其他高气液比油藏的开发。

低产液量水平井快速找水技术研究与试验

找水控水是水平井见水后的开发政策调整、综合治理的重要手段。低渗透油田注水开发水平井单井液量低、水平井段长、改造段数多,常规生产测井找水受井筒低流量限制无法适应,现有封隔器分段生产找水技术作业效率低、周期长,无法满足现场快速制定调控措施的需求。为了实现低渗透油田见水水平井精细找水目的,采用技术集成思路,提出了连续油管起下钻作业、井筒电潜泵排液增大流量、拖动MAPS测井仪对产层段连续监测为核心的快速找水新方法,设计了内穿复合电缆连续油管+电潜泵+MAPS测井仪的快速找水工艺管柱,研制了配套的复合电缆、撬装滚筒、高压滑环、穿越接头、测井仪器连接接头等工具和装置,系统具备了电潜泵供电和数据传输功能,形成了低渗透油田水平井快速找水技术。在对工艺系统运行安全性评价的基础上,开展了现场先导试验2口井,实现找水周期由25 d缩短至1 d,为低产液量水平井高效找水开拓了新的技术途径。

电潜泵用两级涡流气液分离器串联数值模拟研究

为了对比单级分离器和两级串联分离器的分气效果,找出两级串联分离器分气效果不理想的原因,以潜油电泵用涡流气液分离器为原型,构建了两级涡流串联结构,并通过耦合边界条件,采用欧拉模型-PBM模型建立了两级涡流分离器数值模拟模型。结果表明,两级串联分离器的分气效果明显好于单级分离器,但两级分离器内部压力小于对应位置处的油套环空压力,导致排气孔处出现回流现象,尤其是上部分离器出口处压差大,流速高,流体含气率大,大幅降低了两级分离器的分气效率;当入口含气率达到90.0%时,两级分离器失效。该研究成果对拓宽潜油电泵应用条件具有重要的现实意义,对类似工具模拟具有重要的借鉴作用。

新型高气液比混合器携气机理研究

新型高气液比混合器能解决电潜泵系统在高含气井中的气锁问题,为探究其工作机理,采用欧拉模型和气泡数平衡模型对混合器内气液两相流动进行了数值模拟,模拟了混合器内气泡的直径及流场压力和含气率的分布。模拟结果表明:叶轮出口高压液体通过混合器轮盘圆孔,回流至叶片非工作面最低压力区,与叶轮流道内正常流动流体形成交叉流,从而在该区域产生较为强烈的剪切摩擦,撕碎此处聚集的大尺度气泡;高气液比介质经过混合器多级混合后,气泡直径逐级减小,气相分布逐渐趋于均匀。研究结果可为后续建立混合器设计理论提供依据。

页岩气井电潜泵排采工艺研究与应用——以涪陵页岩气田为例

针对部分气井出水量大,依靠地层自身能量无法持续生产的问题,选择数口典型高产水气井开展电潜泵排采工艺试验。结果表明:运用井下气液分离技术、变频防气锁技术、远程智能监测技术及防砂设计提高了电潜泵在页岩气井中的适应能力。以JD-2井为例,电潜泵排采工艺有效排除了井筒积液,保证了气井连续稳定生产,且能够满足垂深3500 m以深的排采要求。

基于主成分分析法的电潜泵故障诊断

电潜泵(Electric Submersible Pump,ESP)举升技术在非自喷高产井和高含水井中应用广泛,ESP在生产过程易发生故障,进而导致作业中断,造成严重经济损失。如何有效利用传感器、数据采集系统,SCADA系统实时采集的ESP系统生产数据,对ESP的工作状态进行提前预估至关重要。采用主成分分析法(PCA)对泵实时生产数据进行研究分析,根据电潜泵生产数据之间线性组合进行特征提取,降低生产数据的维度,创造新的主元空间,用很少的主元重新评估ESP生产系统,得出ESP井故障原因并预估ESP剩余使用寿命。主成分分析采用霍特林平方统计算法和平方误差分析算法建立诊断模型,该模型可以预估ESP剩余作业时间并确定泵出现故障的主因。以渤海油田为例,对ESP井实时数据进行主成分建模,预测泵故障的主因及故障时间,对比ESP实际生产作业时间,验证PCA进行故障诊断的可行性。证明PCA作为模式识别的一种方法可以有效监测ESP健康状况,预测ESP故障的主因。

井下螺旋轴流式气液混抽泵井下生产系统匹配方法研究

通过对130型井下螺旋轴流式气液混抽泵室内特性曲线的研究,对其井下生产系统各部分以及试验用井的选择进行了初步探索,提出了井下生产系统的匹配方法。

基于CNN-BiGRU混合神经网络的电潜螺杆泵产液量预测方法

为了解决电潜螺杆泵产液量虚拟计量的预测精度和稳定性,提出了一种基于双重注意力机制的卷积神经网络(CNN)和门控循环单元(GRU)混合模型(CNN-BiGRU)。油井产量预测易受油压、套压及泵工况等因素的影响,先利用皮尔逊相关系数和主成分分析法对数据进行降维,并确定主要影响因素;再利用CNN网络的局部连接和全局共享来提取历史油井产液量的空间特征;然后将特征送入GRU网络,提取数据的时间特征;最后利用双重注意力机制为不同的特征赋值对应的权值,进一步提升模型的预测精准度。将该方法应用到50 000条产液量数据样本上,模型预测精准度RMSE和MAPE分别取得5.24%、3.17%。与GRU、CNN-GRU模型相比,所提方法应用效果显著,能有效提升预测精度,具有一定的工程应用价值。

吐哈丘东气田机械排液采气工艺技术研究与应用

吐哈丘东气田经过近10年的开发,随着有水凝析气田衰竭式开采程度的加深,地层压力下降,部分井见水造成井筒积液,目前在用的临时放喷、临时气举、优选管柱、泡排等弱排液采气方式,已不能满足气田开发中后期的开采需求。根据气田实际开发现状、气井出水特征及地面管网情况,通过优选采用了机抽和电潜泵排液采气技术,机抽和电潜泵排液采气技术适用于水淹井复产及低压产水气井的强排的采气,设计安装和管理方便,实施后使因积液停产井恢复产气,日增气12.2×104 m3,日增油16.2 t,取得了显著增产稳产效果。

渤海油田电潜泵散热问题及改进措施

通过对渤海油田历年电潜泵应用状况统计分析表明,电潜泵的损坏绝大部分为电机散热速度慢导致温度升高而烧毁。针对电潜泵生产过程中散热问题进行分析研究后提出了改进方向,主要途径是通过工艺手段、技术改进、强化选泵过程管理以提高电机表面液体流速,从而达到提高电机散热速度、延长电潜泵正常运转寿命的目的。

BZ油田电潜泵全寿命管理下水平井提液研究与实践

为了减缓产量递减,渤海油田对油井的提液研究及近几年的矿场实践已经取得了较好的增油效果,但是如何在最大程度节省作业费用的前提下充分释放电潜泵全寿命周期内的油井产能,成为了换泵实施过程中的一大难题.文章将单井地质油藏潜力与井筒举升能力相结合,保证了电潜泵全寿命周期内的单井产能充分释放.首先通过统计渤海油田电潜泵的运转周期,确定BZ油田的电潜泵平均运转周期约为4年;利用广适水驱曲线预测方法,计算每口单井的动态相渗曲线,描述5年内单井的含水率、产液量变化.在此基础上,优化电潜泵选型,对油井含水、产液量与生产频率、电机功率进行敏感性分析,确定电潜泵规格及地面设备,制定电潜泵全寿命周期内的生产制度,并利用常规检泵为更换大泵的作业时机,形成了一套从地层到井筒再到地面的电潜泵全寿命提液方案.以此研究为指导,共实施作业14井次,累计增油量达3×104 m3,节省更换大泵作业费用2 800万元,取得了较好的经济效益.

往复式潜油电泵在渤海油田的研究及应用

对于日产低于30 m^3的低液量井,渤海油田常规机采举升方式为电潜泵或电潜螺杆泵,以上两种举升方式检泵周期短、频繁检泵,生产成本高。陆地油田在用的往复式潜油电泵可适合低液量井的生产要求,但其检泵周期短、控制柜设计简单,无法满足海油使用的要求。为了把该项机采工艺升级优化能为海油所用,机采、装备、作业、油藏等多专业经过近两年的共同努力,在往复泵、控制柜、作业方面不断改进设计方案,使优化的往复式潜油电泵机采工艺能满足海油生产要求,并成功应用于两口典型代表性的渤海低液常停井中,两口井日增油17 m^3,在渤海油田其他区域也可下井试验。

南海西部油田电潜泵举升优化设计研究与应用

电泵采油井换大泵提液是海上油田重要的一项增产措施。随着南海西部油田的不断开发,越来越多油田进入开发的中后期,需要通过提液以及二次提液来保障油田的稳产、增产。结合南海西部油田以往提液存在的主要问题,将电潜泵井系统整体视为研究对象,从油井产层、井筒、平台地面三位一体,充分考虑电泵机组与油井产层变化的适应性、系统高效、安全生产等,系统地对电潜泵举升参数进行分析、优化设计与研究,形成了一套基于“油藏产层、井筒、地面”三位一体系统分析的电潜泵举升系统优化设计方法。矿场试验结果表明,该技术方法可有效避免油井换大泵提液带来的一系列主要问题,达到提液增油以及节能降耗的目的,为海上油田后续日产液量超2000 m^(3)油井的提液提供较大借鉴与参考意义。