倒置式潜油电泵机组井下增压注水技术在B15井的应用

涠12-1N油田为注水开发油田,地饱压差小,为满足注采要求,必须进行增压注水。但由于受平台空间的限制,地面增加设备非常困难。本文提出了将潜油电泵机组＂倒置＂在注水井井筒中,将14M Pa注水源增压至21M Pa来实现增压注水的方案,并在W 12-1-B15井获得应用成功。该方法不仅满足了注水要求,而且这一工艺填补了国内海上油田倒置式潜油电泵机组井下增压注水技术的空白。     

潜油电缆(电机)交、直流耐压及大电流示伤设备的研制与使用

随着石油工业的发展,潜油电泵采油技术在一些主要油田得到了广泛应用,濮城油田有160多口电泵井,每年为濮城油田生产原油4.50×105t,占总产量的40.5%。但电泵机组成本高,为此濮城油田电泵管理站对电泵机组进行回收检修后再投入使用。潜油电缆检修工作由最初的小修到如今的中修、大修,主要是采用了潜油电缆交直流耐压试验台和潜油电缆大电流示伤设备。这两台设备的研制使用,改善了潜油电缆检修的被动局面,扩大了潜油电缆检修范围,在使用中获得了较好的经济效益。     

同井采注水技术研究与应用

至今，由于国内一些油田开发时间长，已进入中高含水期，随着地层压力的下降以及含水量的增加，其产能也越来越低。为提高此类油田的后期开发效果，开展了潜油电泵同井采注工艺技术研究。此项技术在同一油井中采水注水，不仅占地面积小，运行成本少，同时也避免了注清水带来的配伍问题。潜油电泵同井采注工艺的研制成功和推广应用，为老油田的稳产、增产．新油田的经济、高速开发提供了一套可靠的能量补充技术，具有广阔的市场前景。     

潜油电泵现场管理及常见问题解决措施探讨

在油田开发过程中潜油电泵发挥着重要作用,潜油电泵现场管理也决定了电泵机组的使用寿命的长短,因此,本文对潜油电泵现场管理存在问题进行简要分析,并针对性提出故障的解决措施,以期为潜油电泵现场管理工作顺利开展提供理论参考依据。     

潜油电泵系统故障分析及质量安全探讨

潜油电泵系统将电能转化为机械能,将油井内井液举升至地面,是提升油井产量的一种手段。随着油田开采的深入,潜油电泵所处的工作环境越来越恶劣,故障率也有所提升。本文是从潜油电泵机组常见故障出发,分析其出现的原因,探讨改善的方式,并提出系统的安全评价方法,以此寻求降低潜油电泵系统故障的途径,保障油田生产的高效运行。     

试论油田中潜油电泵采油技术的应用

潜油电泵已有八十多年的应用历史,在石油生产中具有十分重要的应用。地质条件的日趋复杂及开采井的不断加深都对潜油电泵提出了更高的要求,只有确保其高适应性、稳定性及可靠性,除了具备良好的抗振、耐磨、耐腐蚀性能以外,还应具备足够的耐高温、耐高压等级。本文从潜油电泵机组结构及其运行原理的分析入手,重点针对油田生产过程中潜油电泵技术的应用进行了探讨,以期为油田高效生产提供参考和借鉴。     

潜油电泵井选配技术

根据油井的工况,通过计算来预测油井的生产能力,并对潜油电泵机组的主要组成部件进行选择,使选择的潜油电泵满足设计排量和扬程的要求,最大地发挥其潜能。设计后的电泵机组能够在最大效率下运行,提升了潜油电泵的应用水平,达到理想的开采效果。     

潜油电泵试验台设计与试验原理

针对冀东油田内部的生产需要成立电泵检测中心,目的是维修油田内部使用的潜油电泵。该平台可用微电脑自动完成潜油电泵机组成套试验,可对电泵试验过程自动采集和计算处理试验数据。     

渤海油田潜油电泵动力电缆穿越密封技术发展现状

渤海油田常见生产井的人工举升方式为潜油电泵生产管柱,随着油田的快速发展,生产井的安全管理形势愈发严峻,因动力电缆穿越密封失效引起的油气泄漏险情时有发生.为防范井控风险,满足井筒完整性要求,持续提升潜油电泵动力电缆穿越处密封的耐压等级和耐压周期尤为重要.渤海油田潜油电泵动力电缆穿越密封技术已经经历了六代发展,分别为三股式...     

PH型潜油电泵机组降电压运行实践与认识

潜油电泵举升系统是油田生产的重要设备,当前油田的潜油电泵机组在电机配备上主要有两种类型,即"J"型电机和"PH"型电机。其中"PH"型电泵机组较"J"型电泵机组检泵周期短,检泵率高,本文对此进行了论述。在整个应用过程中,通过应用数据对比烧机分类及免修期统计分析了解两种电机的特性,并提出了相应的解决措施,为今后生产管理提供技术指导。     

特低渗储层降低渗流阻力改性注入剂研究与应用

长庆油田渗透率为0.3mD左右特低渗储层(长8)具有孔喉中值半径小(0.1μm)、水驱压差高(15～30MPa)、见水前的平均采油速度小(0.1mL·min-1),现场实际产能低(1.2t·d-1)、注水压力高(17～20MPa)等特点,为有效开发此类油田,经室内一系列的性能评价实验,确定最佳注入技术,研制出经济有效的降低注水流动阻力的BCD-08改性注入剂。室内实验结果表明,该剂可改善相渗特征,降低渗流阻力。长庆西峰油田注水地层(长8)现场试验结果表明,BCD-08可有效提高储层渗流能力,明显改善吸水剖面。     

不同水针口径下的水辅助注射成型数值模拟

使用流体力学软件,对使用溢流法的三维120 °~150 °弯曲圆管件进行了水辅助注射成型可视化研究。分别改变水针口径尺寸、注水延迟时间、注水压力与熔体温度,分析其对制件内部水穿透行为的影响。结果表明,水针口直径为7 mm时,能显著增加制件的内部穿透长度并得到残余壁厚更薄的制件;受水针结构影响,注水延迟时间为1 s、注水压力为8 MPa、熔体温度为250 ℃时,水穿透长度最优能增长400 %,壁厚减少20 %;在注水延迟时间为1 s、注水压力为10 MPa、熔体温度为230 ℃时,穿透长度最大达到298 mm;注水延迟时间为1 s、注水压力为8 MPa、熔体温度为250 ℃时,比熔体温度为210 ℃和230 ℃的实验组受水针影响严重;缩短注水延迟时间、增加注水压力、升高熔体温度都能有效增大制件的中空率,成型出更薄的管件,但是水针对水辅助注射成型的影响不容忽视,其微小变化能极大地改变成型制件的内部型腔,有效提高水穿透行为的效率。     

老河口油田注水管网管损分析及治理

桩西采油厂老河口油田于1998年12月投入注水开发。目前注水系统建有注水支干线24条长32．6km,单井注水管线78条长29．7km。由于注水时间长和注水水质不合格,注水管线存在腐蚀堵塞情况,导致单井注水压力损失（最高4．9MPa）、水井欠注等问题。针对这一现象,采用XRD分析、细菌分析、水分析、酸溶分析等方法,对注水管网的腐蚀物主要成分、生成机理进行室内实验分析,通过酸化解除管线内的堵塞物,降低单井注水压力损失（最低0．1MPa）,取得良好的效果,并提出预防堵塞物产生的建议。     

多孔介质中甲烷水合物不同分解方法实验研究

冻土区天然气水合物是未来能源的重要补充,然而冻土区天然气水合物的开采研究还处于初级阶段。本文利用一维水合物分解实验装置,在1.24～1.35 ℃以及2.83～2.89 MPa温度压力条件下,模拟冻土区天然气水合物降压定压分解以及注热水定压分解实验研究,分析降压分解及注热水分解过程中温度、压力、产水以及产气随时间变化特性及能量效率。研究结果表明,分解过程产气可分为自由气释放、水合物分解以及残余气体产出3个阶段,实验过程中温度先降后升,降压分解过程与注热水分解自由气产出阶段基本没有水产出,而在水合物分解阶段,产水速率与注水速率相等。注热分解过程中能量效率先升后降,注热量越大,能量效率越低。     

车用CD托架CAE注塑工艺参数优化分析

以汽车CD托架注塑成型为例,结合生产实际问题,构建了产品CAE分析模型,运用Moldfl ow2015软件对产品材料推荐的注塑成型工艺参数进行了初步仿真,对注塑过程中的翘曲、熔接痕、气穴等缺陷成因进行了分析,并给出了质量改善优化目标,提出了一种结合Taguchi试验法、BP神经网络预测的注塑成型工艺寻优方法,并对寻优结果进行了CAE模流分析验证。结果表明,神经网络预测结果与CAE模流分析结果相近,产品翘曲量降低至1.192 mm,产品较佳的注塑成型工艺参数为:料温为225℃,模温为60℃,注塑压力为70 MPa,注塑时间为1.3 s,第一保压压力为80 MPa,第一保压时间为12 s,第二保压压力为30 MPa,第二保压时间为3 s,冷却时间为15 s,型腔随形水路C1,C2冷却水的温度均为30℃。提出的优化设计方法能有效降低模具试模成本,缩短模具生产周期。     

注塑工艺对钛酸钾晶须改性POM和PA66共混体系力学性能的影响

用注塑成型方法制备了聚甲醛(POM)、钛酸钾晶须改性POM复合材料(ZA343)、PA66及钛酸钾晶须改性PA66复合材料(ZN262B)样品,运用控制变量法考察了工艺参数对其力学性能的影响。结果表明:ZA343和ZN262B相对于POM和PA66的拉伸强度分别提高53.8%和87.1%。当注射温度为210℃、模具温度为90℃、注射压力为55 MPa时,ZA343的拉伸强度最大为89.1 MPa;当注射温度为315℃、模具温度为60℃、注射压力为60 MPa时,ZN262B的拉伸强度最大为127.6 MPa。     

水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究

在注水保持压力开采的条件下,生产气油比是应当是恒定不变的。但是以S-BEI油田为例,随着油田的开发进入中后期,生产气油比呈突然升高的趋势。针对这一异常现象,首先从理论上分析了生产气油比的影响因素,包括井网密度、井底流压以及饱和压力。从这三个角度出发,进行了数值模拟研究,研究结果表明,在含水率一定并且其它因素保持不变时,生产气油比随着井距的增大而降低。在含水率为97%时,井距为125 m时的生产气油比为50.96 sm~3/sm~3,而在井距为300 m时的生产气油比降低至45.92 sm~3/sm~3。含水率一定并且其它因素保持不变时,生产气油比随着井底流压的升高而降低,在含水率为93%时,井底流压为1.0 MPa时的生产气油比为67.40sm~3/sm~3,而在井底流压为5.5 MPa时的生产气油比降低至45.19 m3/sm~3。在含水率一定并且其他因素保持不变时,生产气油比随着饱和压力的升高而升高,在含水率为97%时,饱和压力为7.5 MPa时的生产气油比为45.50 m3/sm~3,而在饱和压力为11.0 MPa时的生产气油比升高至57.98 sm~3/sm~3。但是前期含水率不高时,这三个因素影响并不明显,随着含水率的升高,气油比的变化比较明显。     

基于正交实验的微型换热器微注射成型工艺

微换热器以换热表面大,易于加工成型为特点,因此受到广泛的重视。实验以制品质量为实验指标,采用正交试验的F值、极差等方法分别对微型散热器成型中的主要工艺参数(注射速度、注射压力、保压压力、保压时间、模具温度、冷却时间等)进行了优化,并讨论了注射速度与注射压力之间的交互作用,同时对制品的密度,以及制品的收缩进行了分析。实验结果表明:保压时间和保压压力,对制品的影响最显著;最佳工艺条件为:保压时间9 s,保压压力90 MPa,冷却时间35 s,背压15 MPa,模具温度40℃,注射速度300 mm/s,注射压力200 MPa;密度方法对于微型换热器的评价不是很显著。实验为微换热器的微注射成型提供有益的技术基础。     

甲醇合成及精馏单元的能效优化

甲醇生产工艺普遍存在能耗、水耗过高的问题,对该工艺进行过程集成节能研究,具有重要的意义。以60万t/a煤制甲醇装置为背景,将处于上下游关系的甲醇合成及精馏单元作为一个系统考虑。利用夹点技术对该系统的用能现状和换热网络进行了分析,找出了违背夹点设计原则的不合理换热匹配。在此基础上,通过充分回收系统高温热源尤其是甲醇合成塔出塔合成气的能量,提出了2种现行换热网络的优化方案。方案1:节约低压蒸汽34.8%,节约脱盐水和循环冷却水21.1%,其中节约1.2 MPa低压蒸汽2 277.7 kW,节约0.3 MPa低压蒸汽20 544.4 kW;方案2:节约低压蒸汽30.8%,节约脱盐水和循环冷却水18.7%,其中节约1.2 MPa低压蒸汽6 027.0 kW,节约0.3 MPa低压蒸汽14 157.5 kW。当1.2 MPa与0.3 MPa低压蒸汽价格差距较大时,选择方案2较合理。