射流泵井口掺水降回压技术及应用

单井回砖过高直接影响油井产量。目前国内多以建接转站形式井口回压,提高产量,但建接转站受一次性投资高、建设周期长并需实现油气分输等诸多因素制约。掺水单井采用射流泵降回压技术,依靠掺水来液的压力将井口来液吸入射流泵,使井口的回压保持在０．０ＭＰａ左右,从而提高油井疸。射流泵油气混输技术完全抛充了气、液同时加压的模式,根据气液不同的流性特点合理匹配,使用普通离心油泵给液相升压,然后利用高压液流为动力液吸     

高回压对油井的影响及治理措施

单井回压低于单井井口掺水压力,判断掺水可以进入回油管线,该井可以正常生产.当单井回压高于单井井口掺水压力,超过计量间回压时,判断掺水不能进入回油管线.此时该井回油管线堵,采取热洗泵冲洗管线,严重时用水泥车处理.确定水、聚驱油井回压的界限及治理措施,聚驱单管集油的油井加密录取油、套压及电流资料,回压超过正常压力0.5 MPa的机采井,及时进行冲洗地面管线,保证回压控制在0.8 MPa以下.水驱油井回压的确定要根据单井的实际生产情况,结合单井的各项生产参数制定合理的热洗周期和清蜡周期.     

以油井压力水为动力的自动加药装置

针对人工加药方式存在一次性加药不能连续发挥药效 ,路况差井和偏远井加药质量得不到保证及工人劳动强度大等缺陷 ,研制了以油井高压水为动力的自动加药装置。该装置安装于单井井口 ,利用油井自身混输管线分离出来的游离水作为加药水源 ,实现了定时、定量自动加药 ,完全替代了人工加药 ,每年可节约 2 16人次的劳务工作量。该装置用于腐蚀严重井可使油井免修期延长 1倍以上 ,用于电热杆井单井日节电 70 0kW·h。     

稠油井套管气回收及应用

锦州油田采油作业一区106中心站管理的欢17兴西南部稠油区块的油井,具有产液量低、套压高、产气量大的生产特点,这类油井若要正常生产控制好套压是关键。以往控制套压装置存在收气量少、套管气直接进站影响分离器量油、冬季容易冻堵的缺点。为解决原有工艺存在的弊端,该站依靠平台井生产的有利条件,以单井→平台→外输系统的收气模式,将每个平台的单井通过单独的回收气管线集中到平台的小型空冷器进行处理,然后通过输气管线直接回收或用于井口水套炉加热,从而解决了原有装置存在的问题,实现了平稳高效收气。     

油气萃取计量增压混输装置研制及应用

针对长庆油田开发地面集输工艺存在的问题,研发了油气萃取计量增压混输装置。该装置通过对单井原油气液分离和油水萃取分离,经过油、气、水计量后与井组原油气液涡旋分离后的油水与气混合,分别通过密闭（油、气、水）计量增压进行油气混输或油气分输。装置既对井组原油、伴生气进行了计量增压输送,又对单井产量进行了油、气、水计量,实现了降低井口回压,提高油井生产产量,增加原油外输压力,以及回收油井伴生气的目的。其增压设备还具有占地面积少、辅助配套少、成本低、能耗小等特点,能够有效解决高回压井组降回压和套管气回收的问题;具有常温密闭油气集输功能,实现高回压井组的全密闭生产;具有一体化橇装式结构、模块化设计、结构紧凑、安装方便、智能检测、远程控制、无人值守等优点;装置采用隔爆与本安复合型的防爆系统,符合油田爆炸性气体环境使用。     

油井数控降回压装置在油田生产中的应用

在原油生产过程中,由于地势地貌、环境温度、区块原油物性等一系列原因,会造成油井井口回压升高,而油井井口回压又严重关系着油井产液量、抽油设备能耗、抽油设备使用年限等问题,因此,解决油井高回压问题对于老油田及递减严重的油田就显得尤为重要。本文通过简单分析高回压对原油生产的各种影响因素,介绍一种油井数控降回压装置,从而低成本、高效率地杜绝高回压对井筒及产量的各种影响。     

改变单井掺水控制节点实现提效降耗

近几年大庆油田推广实施常温集输和降温集输后,为了保证油井正常生产,需要根据单井回压变化情况制定冲洗管线周期。2009年2月9日,在聚杏北五队5#6计量间,安装6套计量间可热洗单井调掺装置,并在该装置下游安装取压表;同时将井口掺水阀开到最大,用计量间的掺水调节阀调节掺水量,控制单井回油温度。井口掺水阀转移到计量间,不仅没有影响原设计掺水、热洗等功能,而且实现了在计量间内调节掺水量和录取单井回压;可方便生产管理,降低劳动强度,提高工作效率;能降低掺水管线的压力,减少掺水管线穿孔次数。     

稠油区块地面工艺问题的整改方案

古城油田BQ10区具体整改内容包括以下两个层面:对该区块3#集油注汽站、计量站和所有生产油井的低压伴热系统进行整改;对注汽站内高压注汽锅炉的燃油、给水、吹灰系统及配套部分等进行改造和扩建。单井集油管道长度小于200 m的油井,采用目前的伴热管线直接改掺水流程;单井集油管道长度200 m以上的油井,新增掺水管线(DN25 mm埋地保温管);单井管线长度大于350 m的油井,为降低井口回压,新敷设埋地集油管线(DN50 mm埋地保温管)。推荐采用掺水降黏集输流程,掺水降黏集油流程平均井口回压比注采合一蒸汽伴热集油流程可降低0.1~0.3 MPa,减少热耗50%~60%,节能效果较明显。     

陈氏单螺杆油气混输泵降压技术的应用

胡庆油田由于油气比低 (原始油气比≤ 1∶30 ) ,伴生气资源贫乏 ,单井平均产液量低 ,原油初凝点大于 32℃ ,井口及计量站的输送压力偏高 ,给油田的生产管理带来了诸多的困难。为了解决油井回压高的难题 ,采油五厂技术人员先后试验掺水、电加热、水套加热炉等许多降回压技术 ,但     

高压大排量水力射孔机组的研制

高压水射流技术是利用增压设备和特定形状喷嘴来产生高速水射流,具有极高的能级密度。与传统技术相比,高压水射流技术能够改进油井产量、地层渗透率及采油速度。为此,高压大排量水力射孔机组采用高压水射流技术进行油井完井,可以在某段地层上射出更深且直径更大的孔道,无压实、无伤害,从而提高了井筒周围导流能力与单井产量。现场的应用表明,本套设备更好地改善了施工的高效性和作业的安全性。     

地面混输泵降油井回压技术研究

回压升高对油井生产影响较大,使用地面混输泵降回压是常用的一种技术,每种采油方式对回压的敏感性不同,多口油井共用一台大型混输泵的方式不利于满足每口井对降回压的需求。分析了回压对抽油机井、电潜泵井和螺杆泵井的影响,制定了相应的调控制度,采用双螺旋凸轮泵进行单井降回压应用,取得良好效果。     

吐哈氮气正压射孔技术促进油田高效开发

氮气正压射孔是一种增产新技术，作业时在射孔打开油气层之前向井筒注入高压液氮或氮气，使井底压力达到高于地层压力，利用氮气膨胀能及射孔弹爆炸能使孔眼周围形成微裂缝，从而实现消除压实带、改善浸入带、提高射孔效率的功效。氮气正压射孔还利用水击作用使孔眼周围产生微裂缝，高压氮气继续对微裂缝产生扩孔作用。射孔后井口控制放压形成大负压差，地层流体在生产时对裂缝及射孔孔道产生清洗作用，增强了负压射孔清孔的作用，可减轻对储层的伤害。有效改善近井地带油气高效流动，以利提高单井油气产量。     

老油田地面集输系统的优化

河南某油田油井产液量、含水量、含气量差别大,计量站辖井多,部分井井站距大,井口回压高,管线腐蚀穿孔严重。针对这种现状与问题,采用一级布站,油井通过串接、T接到系统干线上进入联合站生产,可达到简化集输工艺的目的。传统集输流程单井管线平均长约1.3 km,优化后则为0.6 km,长度可减少50%左右。采用脱出水就近回掺优化方案,降低了系统掺水压力,减少了热损失,每年节约电耗约5 547kW.h。     

可控型循环压井钻孔装置的研制与应用

要重新恢复不规则封堵的老井或长停井时,现场施工中需要一种配套设备对油井进行泄压、压井,然后安装井口装置。为此,研制了可控型循环压井钻孔装置。该钻孔装置用卡箍与套管固定,用简易手动泵推动活塞向钻头加压,在油井套管钻孔建立压井通道后,可对油井进行有控制的泄压、压井施工。现场应用结果表明,可控型循环压井钻孔装置是一套安全、可靠、实用的工具,具有耐压高、操作简便和井口压力可控的特点,设计强度满足高压井口的要求,成功解决了老井和长停井恢复问题。     

新型井口加化学清防蜡剂装置简介

在整个原油开采过程中,蜡无论在油层内析出,还是在油管、集输管道内析出,都会增加油流阻力,甚至堵死油流通道,严重影响生产。因此,清防蜡是采油工作中很重要的内容之一。目前,大港油田向生产油井加入清防蜡剂的设备主要采用水泥车、锅炉车或单井加药泵。其缺点是受套压高的限制,加药前需放套管气,工作量大,成本较高,维护费用高。为了改善这种状况,研制出了一种井口加化学清防蜡剂装置,以满足油田生产的需要。１．基本结构、工艺安装及工作原理１．１基本结构及工艺安装井口加化学清防蜡剂装置主要是由漏斗、壳体、平衡管、节流…     

浅析玛湖油田双节流水合物冻堵防治技术

目的 针对玛湖油田高含气油井的水合物冻堵防治问题,采用井下与井口双节流喷嘴,进行水合物冻堵预防、调产及放喷解堵研究。方法 基于PIPESIM软件计算了油管与喷嘴压力及温度,研究了井下喷嘴对井下油管与井口管线水合物冻堵的影响、井口喷嘴对产量调整的影响。结果 双节流喷嘴极差对水合物预防与产量调整具有直接影响,增大双节流喷嘴极差可以大幅降低水合物发生的风险,减小双节流喷嘴极差可以提高井口喷嘴的调产能力,井下喷嘴可以降低井口放喷解堵对储层的不利影响。结论 现场试验结果表明,井口油嘴在保持调产能力的同时,井下喷嘴具有水合物冻堵预防与放喷解堵的双重作用,提高了玛湖油田高含气油井的开发效率。     

油井计量比对装置

油井计量比对装置由分离器、流量计、液位报警器、过滤器、安全阀、调节阀、压力表、空压机以及相连接的工艺管线等部分组成。该装置根据油井自身的条件和工艺特点,将抽油机采出的油、气、水混合物有效地进行分离,通过记录一段时间油、水混合物的累计流量而折算出该油井的平均日产量。实验数据证明,油井计量比对装置与多项流装置在相同介质条件下所测数值很接近,达到精度要求。油井计量比对装置与连续式功图量液仪的配套使用实现了对单井产液量的连续计量,完善的固定式安装的连续式功图法量液仪的在线实液计量技术解决了三次加密井和新建外围油田采用简化工艺的单井计量问题,使得采用简化工艺的油井实现了单井计量,降低了计量成本。     

负压效应在油田中的新应用

介绍了利用负压效应原理研究开发的4项专利技术——负压法地层解堵、不动管柱降压排酸、油井井口降压掺水、污水沉降罐底部负压排污泥等。现场应用证明:采用负压效应对地层解堵,不会对储层造成二次伤害,解堵后增产增注效果明显;采用负压效应排残酸,排酸迅速、及时、彻底,有效地防止了残酸对地层造成的二次污染;采用负压效应在井口掺热水,不仅可以减少热水的消耗,还可降低井口回压,改善油井工况,延长油井免修期;采用负压效应排放污水沉降罐底部沉积污泥,能延长清罐周期,改善注水水质,对于油田污水回注和环境保护具有十分重要的意义。负     

RJG-Ⅱ移动多功能单井计量装置应用与效果评价

长庆油田三叠系的低产采油井普遍存在着回压大,含气量高的油藏状况,井口回压均在2 MPa左右,气液比可达70%以上,且经常出现气液波动变化和间歇出油情况。采用功图法在线单井测量、罐车泄压标定作业,含水率井口瞬间采样及常规的各种流量仪表等计量测试手段,计量误差大,影响因素多,功能单一,均不能真实反映油井生产时的运行状态。RJG-II移动式多功能单井计量装置规避了现有的各种计量仪器仪表和测试方法的弊端与不足,适应复杂多变的各种工况,现场进行在线实时单井计量、带压标定作业,真实准确多功能地反映油井生产的产液量,含水率、原油产量、伴生气量、气液比、井口压力等诸多生产运行参数,为油田生产的科学管理提供了实时准确可靠地技术保证。     

一种页岩气远程采气监测与地面管线防腐系统及方法

正该技术属于页岩气开采技术领域,提供了一种页岩气远程采气监测与地面管线防腐系统及方法,设置有降尘除水装置。该降尘除水装置固定安装于页岩气井的井口,通过传输管线连通有气体流量采集装置,气体流量采集装置通过数据线与仪器参数监测装置连接;传输管线连通有防腐剂注入装置,防腐剂注入装置内部设置有高压喷射装置,防腐剂注入装置通过传输管线连通有防腐剂检测装置,传输管线末端与联合站集输处理装置连接处设置有防腐剂检测装置。该系统体积小,结构紧凑,为撬装式,