射流掺水泵的工作原理及现场应用

大部分稠油井和高含蜡井都存在原油粘度大、对温度敏感、含水低、产量低、距离计量间远等问题，造成生产井口回压大，严重影响油井生产。因此，对于这些稠油井以及高含蜡井只有掺热水降粘才能维持生产，但对于普通的三通式掺水方法不但不能很好地实现掺水降粘，而且还造成井口回压的增大。研究表明，利用Venti原理设计的射流掺水泵可以很好地解决这个矛盾，该泵能大大降低油井井口回压、节约能源、实现稠油的加热与乳化双重降粘作用，而且工艺流程简单、设备维护方便、成本低。现场试验还表明，安装射流掺水泵后，油井悬点载荷降低，油井产量增加。该设备还可应用于排污、排酸、解堵等。     

长庆油田井口高回压影响因素及治理措施

针对长庆油田部分油井高回压的现状,对其影响因素进行了分析,认为原油黏度高、极端地面温度低和地形起伏高差大是产生井口高回压的主要原因,提出了采用加热降低原油黏度、套管口添加破乳剂、井口安装自力式调节阀、在井场安装增压橇、增压点安装混输泵、防蜡和清蜡工艺等来解决该问题的措施,使近50个试验井口的油井回压由4～10MPa降低到≤2.5MPa。     

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。     

冷输油井防蜡技术研究

大庆油田所产石油大部分为石蜡基原油,具有"高含蜡、高凝点、高黏度"的特点,一般含蜡量15%~30%.在原油开采和输送过程中,管道结蜡是普遍存在的现象.目前葡北地区有290口油井采用不掺水单管冷输集油流程,取得了良好的节能效果,但需定期采取高温化清的方式清除管内壁的蜡结晶.针对这种情况,现场试验了低温旋流防蜡装置、金属防蜡器两种防蜡技术,在不需要利用外界动力的情况下就可降低油田井口回压,这不仅简化了原油集输工艺,而且达到了节能降耗的目的.     

三管伴热流程停热伴水的不加热输送试验

任丘岔河集油田原采用三管伴热流程。1985年开始进行了停热伴水不加热输送现场试验,其主要内容为:投球与不投球试验;停输、再启动试验;井口回压增大后对抽油机负荷的影响试验;输油温度与油管线的结蜡强度试验;抽油机井口回压变化对油井产量的影响试验;自喷井井口回压变化对产量的影响试验;三管伴热热损耗试验;加药降粘试验;长时间不投球试验。试验结果表明:采用不加热输送的油井,每年至少有7个月可不加热输油,每口油井每年可节约天然气1176m~3(或原油11.76t),合人民币1176元。井口回压一般上升0.049～0.294MPa,不影响油井产量;输油温度低于24℃,管线结蜡不多,可以不投球;含水高于30%的油井,加 AE8031破乳剂、浓度1/万,降粘效果显著。     

井口回压对油井产量及抽油机耗电量的影响

分析了油井回压对油井产量、抽油机耗电量的影响。在新肇油田选取了10口油井,将井口回压从初始的0.4MPa调到1.4MPa,同时观察井口的产液量和耗电量的变化情况。综合起来看,抽油机井的产液量随井口回压升高而降低;抽油机井耗电量随井口回压升高而上升。根据试验得出了油井的产液量随着井口回压变化的理论计算公式及油井的耗电量随井口回压变化的理论计算公式。     

地面集输管线中频感应加热技术

中频感应加热是利用涡流的热效应进行的加热技术,感应加热范围在150～10×103Hz频段。中频感应加热技术加热面积均匀、速度快、温度高、控温精确,适用于高含蜡井、稠油井的生产,并对降低管线回压、管线解堵有明显的效果。在高5区块二次开发方案中的油井多位于偏远的生产平台,距离转油站较远,在开发方案中考虑了使用集输管线中频感应加热技术,在应用的7口生产井当中,回油温度均达到35°以上,高于原油凝固点;井口回压控制在0.5MPa以下,满足了生产需要。     

油井回压分析

油井回压的变化可引起油压的变化。当油、回压差值为零时,自喷井将停喷,当差值逐渐增大时,油井逐渐恢复自喷能力;对于萨中地区,回、油压比值在60～70％时,采取降回压措施能取得最大的增产效果;回压随原油含水量的变化而变化,含水量达70％时回压达最高值,含水量继续升高时回压则将下降并趋于稳定,含水量长期在80％以上时,回压将进一步降低。     

论“三高”原油不加热集油的影响因素

以大庆萨南油田室内和现场试验研究结果及矿场生产实际为论据，对油井出油温度，油井生产状况，原油流变特性，原油含水率四个影响“三高”（高含蜡，高凝点，高粘度）原油不加热集油的主要因素及其相关问题进行了论述。给出了油井实施不加热集油的可行性及其工艺方法；提出了在低温不加热集同条件下，“三高”原油生产井出油管道结蜡轻微或基本不结蜡，井口回压高的主要原因是“三高”原油的低温高粘特性所致，低温集油基本不影响油     

单管油井运行创新——解决零散井、难采井正常生产的一种方法

冀中北部油田河西务构造带的油井，其开采层位与主力层不同，采出原油胶质高、油稠、油温低。由于该井区地处偏远，无法进入系统，所以采取单管、单井拉油点的方式生产，因无伴造成油井井口回压高，管线堵，热洗管线频繁，严重影响油田的原油生产。经过实验研究，应用防爆电加热器解决了单管油井的运行问题。该问题的解决，不仅有助于认识该地区的地下情况，并且在其它有类似状况的零散井上推广应用，取得了良好的经济效益。现场试验表明，     

原油加热节能技术在安塞油田的现场应用

安塞油田高回压井组、拉油井点在冬季原油集输及拉运过程中因原油结蜡造成集输管道不畅通、运输困难等问题,影响原油正常生产。介绍了水套加热炉、石油防爆电磁加热器和太阳能辅助原油加热装置的结构、工作原理及性能特点,对这3种井口加热装置在安塞油田的现场使用情况进行了对比及经济效益评价。太阳能辅助原油加热装置安全环保、自动化程度高且总费用最低,现场应用效果较好。     

苏北洲城油田化学清防蜡

1 油藏概况苏北溱潼凹陷洲城油田开发层系为三垛组一段底块砂岩油藏 ,油层平均有效厚度约 30m ,平均渗透率 1113 4 1〔10 -3 μm2 ,开发中地层能量补给严重不足 ,仅具弱边底水驱动。原油性质较差 ,平均密度 0 90 0 7kg/m3 ,粘度 89 0 9厘沲 ,含蜡量 2 3 5 % ,凝固点 30 2℃。油田综合含水在6 0 %～ 70 % ,产出液基本为油包水型乳状液。由于原油性质偏差 ,油井和地面流程结蜡严重 ,导致机抽遇阻 ,管柱断脱 ;抽油泵易损 ,地面流程回压升高 ,检泵周期短 ;热洗井作业频繁 ,严重影响采油时效和原油产量。现场采取清防蜡措施解决油井结蜡难题 ,…     

单井立式加热器自动恒温控制系统

井口立式加热器在运行过程中存在盘管损坏以及加热效率不高等问题.自动温控系统由温度传感器、PID调节器、电动球阀三部分组成.加装自动恒温控制系统的方案为:在炉子后端安装一个温度感应器,将温度数据传至智能PID温控器,数据经PID识别处理,然后发出一个信号给天然气管线的电动球阀,电动球阀根据信号开启或关小阀门开度,调节火量大小从而控制原油加热温度.经数据统计可知,自动恒温控制系统能很好地控制原油温度(大致在38～42 ℃),使油井回压更平稳.     

降压掺水器的研究与应用

目前原油集输中采用的两管掺热水集输流程存在掺水量不易控制、井口回压高等问题。新研制的降压掺水器利用射流泵将掺入热水的压能转换成功能，并作用于油井井口排出液体，增加其动能，降低压能，从而达到了降低井口回压之目的。介绍了降压掺水器的结构和工作原理，以及确定降压掺水器特性参数的室内试验流程，给出了降压掺水器降压的相关计算公式，通过实例介绍了降压掺水器的射流泵工作参数优化设计过程和现场应用情况。     

延长油田双河东区井口加药现场试验

为了解决双河东区部分单井集油管道冬季频繁出现的井口回压高、凝管堵塞等问题,进行原油基本物性测试以及清蜡剂筛选评价,并开展降凝剂筛选和加剂效果评价室内试验,给出了最优加药量和热处理温度等参数。同时,针对双河东区油井特点,设计了井口自动点滴加药装置,并选择某油井进行现场试验,采用从套管口连续点滴加药方式添加清蜡剂,7 d后,井口回压从1.6 MPa下降至1.2 MPa,过了4 d给油井投加降凝剂,7 d后井口回压从1.2 MPa下降至0.9 MPa。经现场试验验证,井口轮换添加清蜡剂和降凝剂的方式可有效解决集油管道冬季冻堵问题。     

油田站外单管集油辅助工艺对比

为了解决部分油井无法单管输送的问题,采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析,同时结合各油田单管集输设计经验,得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限,而对于达不到技术界限的油井,可以通过辅助措施实现单管集油,通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点,最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施,为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。     

原油降凝剂在无人井口保护架至井口平台混输海管中运用方案

由于某无人平台属于井口保护架,结构设施简单,只有井口设施,无加热器和流程处理等关键设备,油井产出液温度较低,日产液和日产气刚满足海管最低外输量,而原油属高凝点含蜡原油,在冬季生产时温度下降较大,原油结蜡严重,易凝固,流动性变差,极可能造成海管凝管,影响油气生产。通过某无人保护架所属平台流程进行优化,通过子管加入原油降凝剂,防止海管凝管。该综合方案在渤海无人保护架尚属首例,可为海上类似无人平台提供借鉴。     

隔热保温防磨油管下入深度确定方法

隔热保温防磨油管广泛应用于高凝原油开采,但其价格昂贵,准确计算其在油井的下入深度既可以实现保温效果的最大化,又能够有效控制材料成本,提高高凝、高含蜡油井开采效益。为此,以某隔热保温防磨油管为例,依据质量守恒定律、动量守恒定律和能量守恒定律,将油井产液看作气液两相流,建立了油井井筒温度场控制模型和井筒传热模型,开展了隔热保温防磨油管下入深度研究。通过对比多种计算方法,得到计算结果与现场实际很接近的迭代求解数值方法,保证了模型的收敛和稳定。B-2D井的应用结果表明:模型计算结果与生产现场测试结果相对误差为2. 12%; 30余口油井应用后平均节约225 m保温隔热防偏磨油管,平均井口温度提高18. 3℃,油井井口回压平均降低0. 42 MPa。建立的油井井筒温度场控制模型和井筒传热模型不仅可用于自喷井保温油管的下入深度计算,也可以为水合物形成、注氮气或注蒸汽工艺参数设计提供依据。     

原油性质对油井结蜡程度的影响

主要就原油的性质对结蜡程度的影响,以及采油井的结蜡规律进行了研究。通过实验得出结论如下:对于不同的油井,原油的含蜡量越高,在相同油井深度处结蜡蜡样的含蜡量也越高,油井结蜡越严重;对于同一口油井,随着油井深度的增加,结蜡蜡样的蜡含量、蜡样相对密度和凝点也相应增加;油井深部结蜡严重,越靠近井口结蜡越轻。     

油井自动压力报警器的应用

目前大港油田南部公司油井管线每天漏失约10次,由于不能及时发现,影响了油井的正常生产,还经常造成大面积的环境污染.因原油物性差,原油凝固点高,冬季生产时,因管线漏失等因素的影响,易造成油井回油管线回温低,回压上升,发生管线冻堵事故.同时,掺水从计量间到井口,再与油混合回到计量间,这一生产过程中,只有计量间掺压、井口油压、计量间回温三个参数可进行监测.且回温反应滞后,井口油压测量不连续,不能及时反应生产的变化,所以需要加强掺水压力的监测.为此,研制开发了油井自动压力报警系统.