偏心井口用新型套管气回收装置

针对以往含套管气油井必须配用结构复杂的套管气回收装置 ,尤其是在北方油田寒冷的冬季 ,还须安装伴热系统等缺点 ,研制成一种用于KYJD2 4 5/65多功能偏心井口的新型套管气回收装置。这种新型套管气回收装置是在原有偏心井口装置的偏心转体上设计一种特殊的结构来回收套管气 ,在寒冷温度环境下无需任何伴热装置 ,结构简单 ,性能安全可靠 ,操作维修方便。经 2 0 0口油井的现场应用表明 ,装配新型套管气回收装置的KYJD2 4 5/65多功能偏心井口 ,对原多功能偏心井口原有的各种功能及油井作业没有影响 ,并可回收天然气 ,节约能源 ,经济效益可观。     

靖安油田陈氏螺杆泵油气混输工艺技术优化

对靖安油田五里湾区块采用的陈氏螺杆泵油气混输工艺技术进行了优化,包括运行参数优化、工艺流程优化、输油干线混输工艺优化及混输原油计量工艺优化。通过优化,靖安油田五里湾区块油中气回收混输率44.6%,套管气总回收率58.5%;上游井站每天燃烧利用伴生气59000m3,相当于日节约原油50t;下游轻烃回收厂每天生产液化气18t、轻油6t、干气3.5×103Nm3,日创额5万余元。     

油井套管气回收技术应用

一、含气油井产气状况和分布 1．古城含气油井产气状况和分布 古城油田含气油井主要分布在123区、124区．区块主力生产层为H3Ⅳ、H3Ⅴ层,其中H3Ⅵ12、H3Ⅵ2、H3Ⅵ53显示为气层,油藏平均埋深在8072-1072．2米。     

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。     

新型套管气回收装置研制与应用

针对油井生产过程中,分离出来的部分天然气积聚在油套环形空间,不能有效应用,同时还造成油井产能下降的问题,研制了新型套管气回收装置。该装置主要由抽气泵和配套管汇组成,利用抽油机游梁的上下运动作为动力驱动抽气泵工作,抽出气体通过配套管汇进入集输管线。该装置能够有效回收套管气,同时还可提高油井抽油泵泵效和单井集输管网效率,起到增产节能的作用。胜利油田利61井安装运行该装置近18个月,累计回收天然气1.938×105m3,创直接经济效益50余万元。     

电加热式油井套管气调压回收装置的现场应用

1998年锦州采油厂平均日产气1.4×104m3、溶解气26×104m3,而稠油井注汽炉、加热炉等日需天然气约40×104m3,其缺口靠回收套管气弥补; 冬季该厂原油、天然气生产面临着更严峻的局面,为不外购天然气,稠油区块只有靠烧溶解气过冬,才能维持油井正常生产。这就需在稠油区块大量回收伴生气, 以弥补天然气不足,但稠油区块冬季回收天然气存在管线易冻、套压高无法调整等问题,这就给稠油区块套管气回收带来了诸多不便。     

简易新型井下套管气回收装置

针对油田多数抽油机井在冬季生产时套管放气阀易冻的实际情况,研制出一种简易新型井下套管气回收装置.经现场应用证明:该技术成功地解决了冬季油井地面套管放气阀冻后套管气无法回收,甚至影响机采井泵效的问题,对保证抽油机井冬季正常生产具有重要意义,推广应用前景较为广阔.     

提高靖安油田注水系统效率技术研究与应用

靖安油田注水系统运行已超过10年,随着油田配注量不断增加,注水系统暴露出局部管网压损过大,注水站系统压力上升,回流量大等诸多问题,导致系统效率下降,能耗上升,生产成本增加。通过2009年对靖安油田部分站点注水系统效率详测可知,注水系统效率平均值为40.19%,远低于《油田地面工程设计节能技术规范》SY/T 6420-1999规定指标49%,注水单耗过高(0.73kW·h/m~3 MPa)。此外,油田注水是"能耗大户",其用电量占油田开发总用电量的30%,因此,开展油田注水系统节能改造潜力巨大,同时也符合国家关于企业节能减排要求。     

靖安油田开发投资回报研究

低渗透油田能否实现效益开发，油田开发投资回报是一个关键问题。本文通过建立靖安特低渗油田投资回收期模型，测算了目前投资回收情况；同时，应用量、本、利分析方法,计算了靖安油田的盈亏平衡点，提出了增大投资回报的对策和措施。     

套管气井口增压装置的研发

为提高套管气增压装置的使用寿命,延长维护周期,消除对游梁抽油机运行安全的不利影响,对影响增压装置工作寿命的关键因素进行了研究,分析了增压装置运行过程中对抽油机反作用力的影响。通过研究增压装置工作原理、结构优化和现场运行工况,利用PRO/E软件进行模拟,明确了增压系统各部件的耐磨、耐腐蚀性以及密封材料的性能。研究结果表明,选用增压装置时,必须对影响游梁抽油机安全运行的因素予以考虑。     

塔河油田长裸眼φ177.8套管双级固井技术分析

塔河油田Φ177.8套管双级固井裸眼封固段长,固井存在漏失,下部井段井径极不规则、顶替效率低,造成第一级固井质量不理想。通过合理安放分级箍位置、强化下套管技术措施、使用复合前置液、优选水泥浆体系等一系列措施,在一定程度上解决了塔河油田Φ177.8套管双级固井存在的问题,对延长油气井寿命起到良好的作用。     

吐哈油田套管损坏机理分析及套管保护技术

统计分析了吐哈油田各采油厂套管损坏情况,指出吐哈油田套损主要形式是套管变形,套损点对应岩层主要为泥岩,套损部位主要集中在油层段及其顶部以上30m以内,套损主要原园是高压注水导致泥岩吸水发生蠕变膨胀迫使套管变形,油井变形大干水井的原园与油井生产压差过大有直接关系。通过研究提出了套管损坏的预防方法。即开发前期的预防方法和开发中的预防方法。     

小井眼套管侧钻修井技术在文东—文中油田的应用

在油田的不断开发中,老井井况问题日益突出,直接影响了油田的持续稳产。部分老井受断层影响,钻遇油层少,或主力油层水淹,严重影响了老井开发效益。为了提高老井的利用率,减少投资,将小井眼开窗侧钻技术应用于－文东文中油田。经送斜、固斜,在φ１０１．６ｍｍ套管完成。该项技术应用的成功,不仅解决了无法修复的老井再利用问题,同时了增加了可采储量,成为断块油田开发后期稳产的一种有效手段。     

高压气田井口控制盘的优化研究及应用

以某高压气田为研究目标,根据高压气田的油藏压力特性及采油树安全阀参数,研究了油田开发中井口控制盘面临的地层压力快速递增、耐高压腐蚀等问题。结合平台逻辑控制及操作功能需要,重点针对井口控制盘中系统压力梯度方案设计、测试及数据采集系统、高压元器件选型接口形式、不锈钢材质选型、核心元器件选型及设备的结构工艺等进行了技术优化,制订出了相适应的技术方案,满足了该油田开采开发和高压条件下的油藏特殊要求。     

渤海油田注水井高套压治理技术探索

随着油田的不断开采,许多注水井也注入了较长时间。由于各种原因,导致顶部封隔器与定位密封或套管之间密封不严,甚至是套管外壁固井质量逐渐变差加上套管的腐蚀变形有裂纹,使得环空带压,最终导致井口套管环空有压力,造成井口的井控风险隐患。通过合作研发APS井口保护器、K344-SJ210液控扩张自锁式油套同压处理器,能够有效地将压力隔离在井下,不使井口承压,有效保证了井口的安全。     

瓦斯气回收技术调查研究

通过对炼化企业瓦斯气回收技术使用情况的调查分析,认为“PLC自动点火设施+卷帘干式气柜+喷水螺杆压缩机”是瓦斯气回收技术的发展方向。该技术的成功运用,为其它炼化企业提供技术改进的方向。     

南海西部油田高温高压气井套管磨损预测

为避免南海西部油田高温高压气井套管磨穿问题的发生,对套管磨损进行了预测。采用滑台式套管磨损试验机,在模拟工况下开展了系列磨损试验,得到了接触力、转速、钻井液密度等参数与套管磨损量之间的关系,求取了套管壁厚损失、抗内压强度、抗外挤强度及安全系数等参数。试验结果显示,接触力越大,转速越高,钻井液密度越大,则套管累计磨损量越大;不同耐磨带对应的套管磨损不同且差别较大,在设计工况下套管磨损系数小于2.0×10-14 Pa-1。以A7H井为例,造斜率为3°/30m,φ339.7 mm和φ244.5 mm套管磨损后壁厚分别减小8.5%和13.1%,抗内压强度分别降低8.0%和13.0%,抗外挤强度分别降低8.0%和13.0%,抗内压最小安全系数分别为1.41和1.47,抗外挤强度最小安全系数分别为1.22和1.20,强度满足相关标准的要求,现场作业中未出现套管磨损失效现象。研究表明,接触力、转速、钻井液密度相同的条件下,磨损量与磨损时间之间呈多项式关系;该预测方法可较为准确地预测套管磨损程度,从而决定是否采取防磨减磨措施,避免井下故障发生。      

水下GPS定位技术在流花 4-1 油田井口定位中的应用

在国内首个采用深水开发模式自营开发油田——流花 4-1 油田(LH4-1 油田)的钻井作业中,要求对水下井口精确定位和井口导向基盘方位精确控制,为满足作业要求,采用了水下GPS定位技术。该技术利用水声相对定位技术与GPS水面高精度定位技术相结合的方式,经过比较分析水声定位技术三大系统长基线定位技术、短基线定位技术和超短基线定位技术的特点,在 LH4-1 油田水下井口定位作业中选用了长基线定位系统与GPS定位系统组合形成的组合定位系统,编制了水下无线罗经和水下机器人配合下水下井口精确定位及井口导向基盘控制的详细施工程序。作业后测量表明,定位精度均满足设计要求,取得了良好的实施效果,圆满解决了 LH4-1 油田钻井水下井口精确定位及基盘方位精确控制的难题。      

孤东油田特殊注汽井配套处理工艺

针对孤东油田稠油注汽中特殊注汽井的注汽压力超高和超低的问题,提出了相应的配套处理工艺.以控制注汽压力到一个合理的范围出发,来实施工艺配套,调整注汽压力,从而实现提高注汽效果的目标.现场应用表明,通过现场工艺的配套实施,注汽井压力调整见到了较好的效果,基本满足正常注汽的需要,注汽质量有明显的提高.