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凝析气藏开发过程中,随着地层能量的衰减、边底水的推进、反凝析的出现,天然气流入井筒时能量不足,无法将液体连续携带出井筒,从而在井筒中形成积液。本文分析了小直径油管排液采气的原理,给出了选择气井连续排液的合理油管直径的计算方法,指出了应用该技术的技术界限与条件;通过对雅大凝析气田各积液井积液现状与排液条件的分析,得出雅-大凝气田小直径油管排液采气的适应性及相关需求条件,为开展小直径油管排液采气工艺措施提供了理论指导。 相似文献
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针对油田注入井施工作用中地层流体上涌导致的井口溢流问题,分析了常用防治技术特点,提出了在井下预置防溢管柱设计方案。考虑压力不平衡而带来管柱上顶的安全隐患下,优选出了最佳方案。现场试验井在整个起管柱过程中油管未发生液流喷溢,起出的油管内无存液,验证了预置式防喷溢管柱的工作可靠性和对油管喷溢的有效控制,实现了安全环保作业。 相似文献
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在气田进入开发中后期,积液现象会导致产气量大幅度降低。随着气层能量衰竭,产出气无法将液体带出井筒,液体回流聚集在井底形成静液柱,增加气井回压,严重时会导致气井水淹停产,如果不进行处理,会使相当可观的储量无法采出。速度管柱是一种有效的排水采气工艺:通过在油管中安装小直径管柱,通过减小过流面积来增加气体流速,从而增加气体携液能力,将水排出井筒。然而,速度管柱也存在缺点,由于直径较小增大了井筒摩阻损失,影响气井产量。合理尺寸速度管柱的选择,不仅要求能够延长气井开采时间,同时对气井产量影响要小。最常用的优选管径方法是节点分析法,而其使用的前提需要准确预测井底压力。本文对现有井筒压力计算公式进行校正,建立了一套优选合理管径的方法,可为速度管柱工艺的使用,特别是连续油管工艺的应用提供理论依据。 相似文献
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《中国石油和化工标准与质量》2016,(22)
海上油田中的自喷井在生产过程中会遇到产能不足或井底积液,引起逐渐停喷的问题。涠洲11-1油田在对自喷低效井进行治理时不断的探索,通过对低效井实施油管注气后再气举、利用压井滑套气举、清喷后再气举等非常规气举方法,累计为油田增产原油近2万方,经济效益明显,具有极大的推广借鉴意义。 相似文献
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苏东 《中国石油和化工标准与质量》2014,(23)
随着大庆油田对深层气井的开发,钢丝作业应用日益繁多,利用钢丝投放压力计来录取资料时,出现了压力计托筒丢手后压力计损坏以及压力计托筒随生产流体上窜的问题,针对此种情况我们对投放压力计减震及防上窜技术展开研究,研发出新工具;为了大庆油田对油气井开发的良好可持续发展,避免压井液对高压高产井地层的污染和对产量的影响,可以利用钢丝撬钢丝在油管内投放封堵工具,实现油管内封堵,不压井作业更换管柱,从而减少对地层和产量的影响。 相似文献
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为了解决低压油井洗井易倒灌地层造成地层污染,含水恢复期长,影响单井产量的问题,目前主要应用由双皮碗封隔器、洗井阀组成的防污染整体管柱,缩短洗井后含水恢复期。应用后洗井含水恢复期明显缩短,但在应用过程中出现了部分井洗井液倒灌、不返排的情况,为此重点从井斜、管柱蠕动、弹性油管扶正器和地层压力进行分析,给出影响管柱密封性的主要原因,并提出整改措施,该问题的解决对于大庆外围油田低渗透储层双皮碗封隔器防污染管柱的下一步扩大应用规模具有重要意义。 相似文献
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在油田开发中,页岩气井一般经历钻井、固井、固放磁测试、通探洗、TCP射孔、压裂、扫塞、放喷、下生产管柱投产的过程,而扫塞涉及的内容比较广泛,它包括检测地面流程连接的合理性、套管压裂后的变化程度评估、侧面反映连续油管和压裂车的密切配合、捕塞工具的合理组合,在本文对压后扫塞技术进行研究。 相似文献
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2010年,长北气田发现两口老井产量低,井下没有封隔器,井口阀门有外漏,综合考虑决定进行废弃处理。处理方法参考石油天然气行业标准,考虑油套管腐蚀情况,以及地下水保护问题,采用井底储层段和井口距离地面打两段水泥塞,完全满足了国内行业标准和壳牌标准要求。本文介绍了长北气田老井废弃处理方法和施工过程,2010年完成了两口井的废弃,施工安全,水泥塞封堵质量可靠,达到了废弃标准要求。同时进行了套管腐蚀测试,确定了该区块油套管腐蚀情况,建议油管材质可以用碳钢代替目前使用的13铬。 相似文献
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Wonmo Sung Sunil Kwon Sangjin Kim Hyemin Park Youngsoo Lee Inhang Yoo 《Korean Journal of Chemical Engineering》2011,28(2):470-479
This paper presents a simulation study of fluid flow in the tubing on a reservoir system formed in a severe cold region. The
thickness of the permafrost and specific gravity of the oil were applied by field survey. Then, flowing improvement techniques
for oil production such as progressive cavity pump (PCP), insulated casing, electric trace heater and gas lifting were applied.
For the reservoir located at 1,000 m depth in the Arctic region, the thicker the permafrost layer was, the more the mobility
of oil in the tubing declined. By applying the flowing improvement techniques to this reservoir, the effect of the heater
increased with the oil containing heavier components, and it was found that the production rate was improved as the heater
installation interval became deeper. Despite the gas lifting method showing better productivity compared to other methods,
there was an optimal injection rate at which the production rate became maximum. Moreover, it was shown that increasing the
temperature of injection gas had little effect on enhancing the oil flow in tubing. Based on these results, flowing improvement
techniques were applied to the oil wells in the Ada field. The productivity by PCP of Bashenkol_1X well, which contained comparatively
light oil, increased 3.75 times more than natural state. Also, additional installation of insulated casing could yield better
production. In the case of Bashenkol_3X in which 19.2° API of heavy oil was reserved, oil production was impossible without
flowing improvement methods. This well was able to produce 158 BOPD of oil by installing PCP with insulated casing and additional
installation of heater increased production rate to 267 BOPD. Meanwhile, although the gas lifting method can greatly improve
productivity, the applicability and cost should be considered prior to its being applied. 相似文献
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井筒积液是伴随气井生产的常见现象,积液会导致气井产量降低,严重时甚至会使得气井停产。精确的积液预测有助于及时采取措施以减少积液带来的危害,而临界气体流速是气井积液预测的关键。回顾了气井积液预测的相关研究,指出了最小压降模型、液滴模型的局限性,基于现有实验观察认为液膜模型有较好的适用性。考虑到斜井中液膜周向不均匀分布及气相核心中液滴夹带,提出了更符合实际的环雾流模型用于不同管径、不同井斜角下的气井积液预测。基于以往室内实验数据和现场生产数据,将新模型与现有6种积液预测模型进行对比评价。综合考虑模型预测结果正确率及预测误差,认为新的环雾流模型较其他模型预测结果更优,可准确方便地对气井积液进行预测。 相似文献