电潜离心泵内流场及外特性的数值模拟分析

针对目前油田使用的两种不同叶导轮结构的电潜离心泵,包括传统径向流泵和聚驱用混向流泵,采用计算流体动力学(CFD)研究方法,建立电泵内流场的数值仿真,在流量80~200m^(3)/d范围内,研究泵输送不同运动黏度为1~40mm^(2)/s介质时特性差异。在介质黏度为1和40mm^(2)/s,流量为80~180m^(3)/d工况下,使用FLUENT软件选用标准k-ε湍流模型和SIMPLE算法进行求解,分析两种泵在不同工况下的内部流场变化规律,通过流场分析探究叶轮结构对泵外特性的影响机制。仿真得到泵的扬程、效率曲线,发现泵性能出现变化的工况点与叶轮内流场分析结果相对应,并根据泵叶轮的内流场分布和泵的性能曲线分析两种泵所适用的工况。结果表明,径向流泵适用于大流量和高黏度工况,混向流泵适用于较低流量和中低黏度工况,为不同工况下泵的选择及泵的优化提供理论依据。

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。

小直径电潜泵排水采气技术研究与应用

产水气井生产后期井筒积液严重,严重影响了气藏的开发.为了降低气藏的报废压力,提高气藏的开发效果,采用小直径电泵排水采气工艺技术,对采气方式进行参数优化设计.内容包括泵型选择、设计泵、电机型号选择、电缆的选择及保护、地面电压的确定以及控制屏和变压器规格的确定.在太7井进行小直径电泵排水采气先导试验,取得了较好的效果.

套管放气井环空流动与电泵井合理沉没度计算方法

在套管放气状态下,环空中液体相处于停滞状态,液相和油套管之间不存在相对滑动,受油套管粗糙度影响的雷诺数失去原有的意义,不能直接应用石油工业中常用的多相流计算方法。针对国内电泵井高含气和套管需要定压放气的生产特征,对套管定压放气井油套环空多相流动的特征进行了探讨。以泰勒气泡在黏滞流体中的上升流速作为主要依据,建立了不同油黏度下套管环空放气流动的截面含气率和压降计算模型,并提出了不同黏度、不同气油比的套管定压放气井环空流动计算及套管压力分布的多相流模型,该模型主要适用于泡流和段塞流。在此基础上,将入泵流体截面含气率10%作为判据,提出了套管环空放气电泵井沉没度设计模型,并将该模型应用于国内油田不同类型油井40口,检测结果合理。

潜油电泵采油技术在低孔低渗油田的应用

温米油田是吐哈盆地一个低孔低渗油田,其平均孔隙度16.4%,平均渗透率51×10-3μm2。为实现高速高效开发,稳定油田产量,发展了在低渗透油田中应用潜油电泵采油技术,取得了良好的开发效果,对油田稳产发挥了重要作用。实践证明,在合理的注采压力系统下,潜油电泵可以应用于低渗透油田。它不仅可以降低井底流压,减小层间干扰,而且可以在一定程度上改善近井地带渗流条件,有效提高采液速度,达到提液增油的目的。

电潜泵提液采油配套技术的应用

为了鲁克沁油田提液增产,针对其超深稠油油藏的特点和深层稠油采油技术现状进行分析,采用试验电潜泵提液井筒举升工艺,增大了油井生产压差,同时在研究和实践中,初步形成了空心抽油杆井筒掺稀油降粘、防砂电潜泵提液采油工艺配套技术。现场实施表明,单井产量大幅度提高,油田含水上升速度得到控制。该技术为超深稠油油田中高含水期实现经济高效开发奠定了技术基础,具有广阔的推广应用前景。

油水乳化作用对潜油电泵黏温特性的影响

利用7种不同含水比率的油水乳化液,在不同温度条件下对3种型号的潜油电泵进行了实验研究,分析了原油的黏度和温度对潜油电泵特性的影响规律。结果表明,每种泵型对应一个极限工作黏度,油水乳化液作为一种流动介质对电泵特性的影响通过乳化作用使原油黏度急剧变化表现出来,温度通过原油黏度对电泵特性参数产生影响。

深层低渗断块油田抽油技术的几个问题

深层、低渗断块油田抽油技术比较复杂，有必要对它进行理论分析，从而制定相应的措施。文中分析了影响深层、低渗断块油田抽油泵效的因素，详细评述了玻璃钢杆深抽、小电泵深抽、负压采油、油管锚定、防气、防盐、加深尾管等各种深抽工艺技术的研究及应用结果，为该类油田提高抽油技术水平提供了经验。

高温潜油电泵机组绝缘材料的研制开发

潜油电泵作为大型的采油设备 ,是油田中后期增产的主要手段之一。针对电泵机组运转环境高温、恶劣的特点 ,对机组的薄弱环节—电机绝缘结构 ,通过提高耐温等级、延缓热老化加以加强。同时通过理论分析与现场应用表明 ,该电泵机组具有较广阔的应用前景 ,对于延长电泵机组寿命 。

电动潜油泵粘温特性测试方法研究

介绍了一种乳化液作为流动介质的测试电潜泵粘温特性的方法。它可以测试原油在不同含水情况和温度条件下原油粘度对电潜泵特性参数的影响,建立电潜泵粘温特性关系。该方法已用不同含水的脱气原油/水体系作为介质来对3种不同型号电潜泵进行了粘温特性测试,测试数据稳定可靠,各含水比例下的粘温特性曲线都非常平整光滑,对现场使用具有重要实际意义和应用价值。同时该测试方法还可以拓宽到其它泵类的粘温特性测试工作中。

小区块油田近井采注水开发及配套机电系统设计

针对小区块油田的注水开发,采用近井高扬程采注水技术,可简化注水规模和压缩投资。其配套机电系统的设计包括:水源井井下采水系统,地面电力系统和过滤系统,注水井井下注水系统。现场试验表明,应用这种近井高扬程采注水技术及其配套机电系统,可使小区块油田注水开采成本明显降低。

流体压力损失法检测电潜泵叶轮缺陷的研究

电潜泵的主要能量损失由水力损失引起。由于铸造工艺的限制,部分铸渣常会驻留叶轮流道造成局部阻塞,使附加水力损失加大,泵效严重降低。采用流体压力损失法研究了叶轮缺陷检测的可能性,在模拟叶轮的实际工况条件下,采用空气作为流动介质,依据附面层理论分析流道阻碍物产生的局部阻力和压力损失,通过流体压力损失法检测叶轮流道结构缺陷。理论分析和实验测量结果表明,该方法快速有效,对复杂小尺寸叶轮机械水力结构的缺陷检测具有一定的启示作用。

基于混沌时间序列的潜油柱塞泵动液面预测研究

依托嵌入式计算机系统及自动控制技术,潜油柱塞泵在油田原油生产过程中得到大范围普及应用,这极大地提高了原油的开采效率。潜油柱塞泵的核心是位于井下的潜油直线电机,地面通过计算机控制井下电机的冲次、冲程等运行状态,使其与油井油藏状态相适应,从而在原油生产过程中达到高效、节能的目的。目前潜油柱塞泵的冲次控制方法是建立在动液面时间序列预测和计算的基础上的,本文介绍一种基于混沌时间序列的动液面预测计算方法,并与线性预测方法进行对比分析,最终得到能够满足潜油柱塞泵冲次优化控制的动液面预测方法。本文的研究内容为潜油柱塞泵的计算机控制提供了理论和应用依据。

电潜泵叶轮内部缺陷检测的流体动压分析法

电潜泵的主要能量损失由水力损失引起.由于铸造工艺的限制,部分铸渣常会驻留叶轮流道造成局部阻塞,使附加水力损失加大,泵效严重降低.文章中采用气体模拟方法研究了叶轮缺陷检测的可能性,在模拟叶轮的实际工况下,采用空气作为流动介质,通过流体动压力分析法检测叶轮流道结构缺陷.理论分析和实验测量表明,该方法对于流道占用比大于20%的矩形和流线型阻碍物均可实现快速有效的检测,对复杂小尺寸叶轮机械水力结构的缺陷检测具有一定的启示作用.

基于海上油田低产井回流补液参数优化

在海上油田低产井采用电潜泵举升过程中,电机温度过高将导致烧泵。针对于此问题,首先通过实验确定低产井电机烧泵时间,并通过有限元模拟的方法分析低产井井下流体的流动特征及传热规律,同时提出一种应用于电潜泵的回流补液方法。研究结果表明:在油井产量较低的条件下,流体温度对于电机温度影响不大;由于动液面低于泵吸入口,流体携热能力下降发生烧泵事故,电潜泵泵寿命最少减小为原有的0.21倍;采用回流补液方法后,温度平均降低130℃,电机温度处于安全温度范围内,说明回流装置具有很强可行性;回流通道尺寸在3~4 cm时,回流量最大,相应的电机温度也为各尺寸中最低。

绥中36-1油田中低含水期电潜泵采油经验

绥中 36 - 1油田是我国已投入开发的最大海上稠油油田之一 ,在 1993年到 1997年相继投产的 4座采油平台上 ,绝大部分油井采用电潜泵投产和生产 ,当前仍处于中低含水期。

苏丹1/2/4区块油田含油污水处理中反相破乳剂应用

中油集团公司参股开发的苏丹1/2/4区块油田,1999年投产,到2004年全面使用电潜泵生产,在此期间产液量增加6.5倍,含水由8.7%增至82%,污水量增加37倍,产出液在油水分离器停留时间由1.82 h减至0.40 h,污水在沉降罐停留时间由69 h减至2.0 h,污水含油由50 mg/L增至4100 mg/L,大大超过规定标准(＜100mg/L).原油处理流程包括各油区集输、油水分离(FPF)和区块集输、电脱水(CPF);破乳剂在井口和电脱水器前加入;反相破乳剂在油水分离器前、后及电脱水器后加入.在Heglig油区现场试验中求得,当反相破乳剂总加量不变、在上述3点的加量分别为106、60、54 L/d时,各沉降罐内污水含油量(以浊度表示)最低.在室温、20 min的室内快速污水处理实验中,从中油科新化工的KS-60系列5种反相破乳剂中筛选出效果最好的药剂KS60-22.2004年11月2～27日在包括6个油区的现场应用试验中,KS-60-22加量5.7～17.8mg/L,各沉降罐内污水含油量均小于50mg/L.图2表5.

渤海Q油田低产井反循环射流泵举升技术

渤海Q油田P8井产量较低,采用电潜泵举升时因地层供液不足、井筒结蜡,生产效果较差。为实现该井的正常生产,解决井筒结蜡难题,利用射流泵排量范围广、井下无运动部件,体积小,检泵作业简单、费用低等特点,进行了射流泵生产试验。采用反循环射流泵管柱,利用平台的水源井水粗处理后作为动力液,生产期间,动力液注入压力维持在10 MPa左右,油井生产稳定,产液量保持在5~10 m^3/d,实现了低产液量下的正常生产。反循环射流泵举升技术在该井的成功应用,可为海上油田低产高含蜡井的开发提供一定的借鉴。

海上电泵结蜡井热循环洗井工艺参数优化设计

为探索海上油田电泵举升结蜡井热循环洗井工艺井筒温度场分布规律,综合考虑潜油电机增温、电缆散热、热流体注入量、注入深度、注入温度、结蜡管段传热和海水空气导热的影响,基于热能守恒原理,建立了电泵井结蜡热循环洗井工艺井筒温度场计算模型,分析了热流体注入温度和注入量对混合产出流体的井筒温度分布的影响。研究结果表明,随着注入量的增加混合产出液沿程井筒温度增加,随着注入温度的增加混合产出液沿程井筒温度增加。该方法可有效指导现场措施工艺的实施,达到延长结蜡井的清蜡周期、延缓产液/产油量下降速度的目的。

渤海X油田潜油电机发热对机组运转周期影响分析

为探索海上油田潜油电泵井电机发热对机组运转周期的影响,建立了海上油田不同生产管柱结构下流经电机表面井液流速计算方法,并分析不同产液量条件下每增加单位功率值时井液增温幅度。对比渤海X油田近3年所有机组故障井回归流经电机表面井液流速与井液增温关系曲线,得到潜油电泵井不同排量效率区间表面流速、井液增温与运转周期关系。