组合油管柱接力式柱塞气举装置研制

深井采用不同直径组合油管,常规柱塞举升不再适用该油管.提出了一种应用于上大下小组合油管柱的新型接力式柱塞气举装置.这种装置在结构上能够满足深井采用组合油管的要求,为深井柱塞排水采气与柱塞举升采油提供了一种新的思路.介绍了这种装置的结构、特点以及工作过程.     

不同压差下组合油管柱最大下入深度的图解法

油管的最大下入深度与油管本身的强度、密度、油管内外压差、井中流体对油管柱浮力有关。通过对组合管柱的受力分析，依据推导的公式，找到了一种采用图板进行油管柱最大下入深度和强度校核的方法。     

锥形连续油管技术实现了超出普通连续油管柱下人到深井和超深井井深的30%

近期,哈里波顿最大的技术改进之一是开发并研制了深度系列连续油管技术,即锥形连续油管系统,与常规的单一外径连续油管柱相比,管柱在深井和超深井的下入深度可以提高30%.这一设计有助于作业者在深水中对很难进入的油气层进行开采,或者在超深井中实施之前根本无法完成的处理措施.同时,该技术对注入头和压力控制设备都能提供更高的施工安全性,还能对油管外径的多样性进行管理.该技术已在南得克萨斯油田现场成功地进行了应用.深度系列连续油管代表了连续油管发展技术的一个飞跃.随着越来越多深井的钻入,不管是在陆地还是在海上锥形连续油管技术都能满足作业者越来越高的钻深要求.     

苏里格气田连续油管排水采气试验及分析

苏里格气田属低压低产气藏,气井生产中后期,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。为了提高气井携液能力,依据管柱优选理论,结合苏里格气田井筒实际情况,优选了适合该气田的连续油管作为生产管柱。在原φ73.0 mm油管内下入φ38.1 mm连续油管,下入深度3 330 m,采用连续油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水效果。     

苏里格气田小直径油管排水采气试验及效果分析

苏里格气田属于低压低产气藏,气井生产中后期,因井底压力和产气量低,气井携液能力差,导致井筒积液不断增多,严重影响气井的正常生产,部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力,依据管柱优选理论,结合苏里格气田井筒实际情况,优选适合该气田的小直径油管作为生产管柱,在原φ73mm油管内下入φ38.1mm连续油管。采用小直径油管生产后,产气量产水量均明显增加,取得了较好的排水采气效果。     

凝析气井最低允许产量公式及其应用

凝析气井最低允许产量的计算,对优化生产管柱、判断井底是否积液等具有十分重要的意义。从流体的流动过程和其中的影响因素出发,考虑了各种参数的物理意义。严格推导了凝析气井最低允许产量计算公式,计算了不同油管直径和井底压力条件下气井的最低允许产量,并对可能产生井底积液的情况进行了分析和判断;计算了不同压力和气井产量条件下油管的直径,并对管柱进行了优化研究,得到了合理的气井最大油管直径,超过此直径,则在井底将产生积液。从而影响气井的正常生产;分析了提高气井排液能力的几种可能性。     

锥形连续油管技术实现了超出普通连续油管柱下入到深井和超深井井深的30%

近期，哈里波顿最大的技术改进之一是开发并研制了深度系列连续油管技术，即锥形连续油管系统，与常规的单一外径连续油管柱相比，管柱在深井和超深井的下入深度可以提高30％。这一设计有助于作业者在深水中对很难进入的油气层进行开采，或者在超深井中实施之前根本无法完成的处理措施。同时，该技术对注入头和压力控制设备都能提供更高的施工安全性，还能对油管外径的多样性进行管理。该技术已在南得克萨斯油田现场成功地进行了应用。深度系列连续油管代表了连续油管发展技术的一个飞跃。随着越来越多深井的钻入，不管是在陆地还是在海上锥形连续油管技术都能满足作业者越来越高的钻深要求。     

连续油管最大下入深度问题初探

在油田使用连续油管柱作业中,求解连续油管的最大下入深度问题时,必须满足最大抗拉强度条件、摩擦阻力条件和屈曲变形条件及其确定的方法和原则。而在下入过程中摩擦综合阻力又是求解的关键。求解摩阻力时,可针对连续油管在井身中不同结构段的不同变形形状,采用求解径向接触反力时求一个螺距内平均接触反力的方法加以解决。按照这种方法,采用安全计算工况,对新疆石油管理局八一井区8607侧钻水平井进行了连续油管冲砂作业时最大下入深度的编程计算,计算结果表明,连续油管的下入深度可满足侧钻水平井冲砂工艺要求。     

速度管柱排水采气技术在东坪地区的应用分析

东坪地区气井随着生产时间的延续,普遍具有低压、低产、携液能力差及井筒压力损失大的特点。常规更换生产管柱时,压井液伤害地层,导致气井不能恢复生产。为了提高携液能力,采用在原有生产管柱内下入小直径连续油管作为生产管柱排水采气,到目前已试验4口井,且取得了良好的效果。本文通过对东坪H101井的现场应用分析,剖析速度管柱排水采气在青海油田东坪地区的应用效果。     

海上高温高压气井生产管柱优化设计

针对东方气田高温高压的地质环境给生产管柱下放、承压、受力变形、耐腐蚀等方面带来的一系列的技术问题,探讨了高温高压气井生产管柱的优化设计。对油管及井下工具的选型提出了具体的要求和优选办法;对不同工况下生产管柱进行了受力分析,根据管柱受力分析的结果及高温高压的特点,以东方气田D2井为例,确定了针对海上高温高压气井生产管柱采用射孔和生产联作两趟下入式结构。通过研究,能够有效地分析高温高压井的井筒温度和压力分布,以及温度和压力对油管的影响,包括温度和压力作用下油管的应力与油管的变形等,并能根据设计安全系数评价分析对象的安全性,这些计算结果可对现场作业起到一定的警示作用。     

涪陵页岩气田连续油管生产效果评价

连续油管作为采气管柱在涪陵页岩气田的应用越来越广泛,其规格主要有?50.8 mm×4.45 mm和?38.1 mm×3.68 mm两种,不同页岩气井连续油管的生产效果存在差异。为分析存在差异的原因、提高连续油管在页岩气井的应用效果,基于现场应用情况,从页岩气井携液效果、井筒压耗、气井稳产能力等3方面,开展了连续油管生产效果评价,分析了连续油管直径、下入深度和下入时机对连续油管生产效果的影响。结果表明:相比于?60.3 mm×4.83 mm普通油管,采用?50.8 mm×4.45 mm连续油管生产,临界携液气量能够降低38%;水气比对连续油管生产效果影响较大,水气比越大,连续油管直径、下入深度对井筒压耗和气井稳产时间的影响越显著;对于水气比0～1.5 m3/104m3的页岩气井,越早下入?50.8 mm×4.45 mm连续油管,自喷稳产期越长,自喷生产阶段的累计产气量越高。研究结果表明,低水气比页岩气井下入连续油管可实现连续稳定生产。研究结果对于提高连续油管在涪陵页岩气田的应用效果具有指导作用。      

酸性气田气井采用组合油管柱的优越性

在高含H₂S和CO₂共存的气田深井中,为了既保证生产气井井底不积水,又要保证气井在生产过程中管柱不发生冲蚀;实现低成本高效地开发酸性气田,保证气井安全生产,必须对气井井下管柱进行优化。以徐深气田气井为例,在给定的生产条件下,采用73.0 mm×850 m+60.3 mm×2 880 m组合油管柱和73.0 mm单级油管柱都不会有天然气水合物生成;采用组合油管柱比采用73.0 mm单级油管柱更不容易生成天然气水合物,说明采用两级或两级以上不同尺寸的组合油管柱在高含二氧化碳和高含硫化氢气田气井中具有更大的优越性。该方法对低成本高效地开发酸性气田具有重要的参考价值。     

优化气体采收率的生产管柱设计

气井生产管柱下放深度的优化设计,可以改善那些在产气的同时还有自由流体生成的气井的采收率.尤其重要的是对井的流出速度低于从井中连续运移和卸载流体所需要的速度的情况进行评价.亚临界流速经常出现在产液的低产能气井中,不管井筒中的流体是直接从地层中生成,还是由井筒内的气体凝析而成.分析时,一般都认为生成的流体可以是水,也可以是液态碳氢化合物.本文提出一个确定最高效率生产油管柱下放深度的优化技术工艺,它可以使井筒中生产的流体连续地卸载.在这种情况下,就可能得到最大化的天然气采收率.优化可以在一口井生产年限的单层完井作业中完成,或者是在井的生产期限内一系列的间歇井中插入,来选择油管的下放深度.在亚临界流速生产系统中井筒积液机械装置考虑使用机械井筒流出模型.在分析中使用一个复杂的储层流入动态模型来评估多层气体储层的流体流入情况,该气层产气的同时还可能产液.     

油管打孔-气举技术在平湖气田的应用

当气井产量低于井筒临界携液量时，井筒积液加剧致使气井逐渐停喷。针对此问题，以气举工艺技术为基础，充分利用海上平台生产条件，基于平台现有气举压缩机能力，通过计算确定最佳注气深度点、最佳孔径及注气量，借助钢丝作业对未下入气举工作筒的停产气井生产管柱进行油管打孔作业，实现了油套连通，建立了流通通道，进而实施气举诱喷排液，使得积液停喷井复活。该技术作业成本少，施工难度小，可快捷高效解决积液气井的停产诱喷问题。     

渤海油田油管腐蚀规律及剩余强度研究

近年来,部分老油田地层能量衰减,产量持续降低,需要通过注水进行二次开采,导致油田进入高含水开采期。高含水率的产出流体加速了CO2对油管柱的腐蚀,使油管柱壁厚减薄,强度降低,甚至引起油管柱穿孔、断裂,严重威胁了安全生产。为此,考虑含水率、CO2含量、温度、产量、压力等影响因素,基于ECE腐蚀预测模型,计算了不同条件下油管的腐蚀速率,建立了腐蚀后剩余强度及服役寿命计算方法。最后,运用此模型方法对实例井不同的生产阶段腐蚀规律进行了研究,并利用剩余强度理论对该井油管服役寿命进行预测。同时,分析了主控因素对油管柱腐蚀速率的变化规律。结果表明,CO2含量较低时,含水率成为油管腐蚀的主控因素。通过该模型计算得到的腐蚀速率与现场实测油管柱的腐蚀速率较符合,能有效指导安全生产。     

下倾型页岩气水平井连续油管排水采气工艺

页岩气井水平段采用?139.7 mm套管完井,受地层构造影响,部分气井B、A靶点垂深差大,呈现下倾型特征,水平段携液能力差,随地层能量衰竭,积液易堆积在油管鞋以下水平段,造成气井水淹,采用气举、柱塞、泡排等工艺难以复产。在原有生产管柱内,优选更小尺寸的连续油管下至水平段,增大气体流速,提高气井携液能力,同时可实现小直径管+气举+泡排复合排水采气,排出水平段积液。研究表明,?50.8 mm连续油管适用于水气比小于 1.5 m3/104 m3气井,?38.1 mm连续油管适用于水气比小于1 m3/104 m3的气井。现场应用表明,下倾型水平段积液气井下入连续油管至水平段中部后,油套压变化稳定,气井连续携液气量降低,井筒内气液分布均匀,滑脱损失降低。连续油管排水采气工艺能够有效解决下倾型页岩气水平段积液问题,实现页岩气井低产阶段连续稳定生产。     

卧式螺旋离心机转鼓有限元仿真研究

转鼓是卧式螺旋离心机的主要部件,对其进行结构优化设计,提高其分离能力,减少转鼓壁厚是十分必要的.利用AUTOCAD软件绘制转鼓的三维图形,以SAT文件导入ANSYS软件进行应力、应变分析.计算结果表明,转鼓满足刚度和强度的要求.以分离因数作为目标函数,以转鼓的直径、回转角速度、壁厚为设计变量建立优化设计数学模型.最后经过9次迭代,得到了转鼓的优化尺寸,提高了转鼓的分离能力,降低了转鼓的壁厚.     

连续油管速度管柱排水采气技术研究及应用

针对苏里格气田低压水平气井携液能力差,井筒出现积液,原有生产管柱不能满足生产需求等问题,研究了水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案。首先分析了水平井临界携液流速理论模型,利用该模型优选出Φ38.1 mm的连续油管作为速度管柱。然后详述了连续油管速度管柱排水采气技术方案,最后在苏76-2-20H井进行现场应用,应用结果表明,水平井连续油管速度管柱排水采气技术方案降低了气井的临界携液流速,提高了气井的携液能力,气井油套平均压差减小1.82 MPa,可有效地排出井筒积液,实现了低压水平气井的连续携液增产稳产,起到了较好的应用效果。     

超深气井连续油管多径组合管柱作业新工艺

随着对深层超深层油气勘探开发力度的加大,"三超井"(储层温度超过177℃、储层压力超过105 MPa、井深超过6 000 m)的数量越来越多,完井井身结构更为复杂,特别是生产管柱内径表现为多变径,出现生产管柱、产层段堵塞,对气井生产造成了不利的影响,严重时甚至造成关井停产。这就对连续油管在超深气井作业过程提出了新的要求。为了保证"三超井"的投产、稳产和增产,基于连续油管规格不同尺寸、设备模块化移动灵活、高自动化程度、可带压起下的优势,结合"三超井"的地质条件、井筒结构和流体介质变化等实际特点,研发了多径组合连续油管作业工艺技术,配套研发了多径连续油管对接装置,并成功应用于中国石油塔里木油田公司XX11井。研究及实践结果表明:(1)连续油管多径组合作业有效提高管柱载荷安全系数0.12;(2)有效降低管柱沿程摩阻,降阻率达到41.7%;(3)同等压力下提高施工排量获得更高的末端效应提高33%;(4)增强了返屑能力。结论认为,该工艺能够满足超深气井多变径井筒作业的要求,为超深气井连续油管作业提供了一种新的安全、高效、低成本的解决方法。     

试论空心抽油杆等强度设计原则

本文围绕有杆泵抽油工艺技术,论述了空心抽油杆等强度设计原则,根据矿场实践资料,合理地确定克服应力集中所需的最小螺纹直径,既满足等强度要求,达到下入深度最深,消耗钢材最少的目的,同时又得到合理接箍直径,使配套的油管直径最小。