油井气举-电泵组合举升运行参数的联调优化

为了解决气举-电泵组合举升配产过程中由于低效工况造成的生产不协调问题，通过研究油井流入动态、井筒多相流动特性、举升工艺的运动学及动力学特征，以及相互之间的能量作用关系，建立了气举-电泵举升耦合数学模型。基于节点分析的方法，通过对油井工况进行分析，在此基础上形成了不同配产目标下气举-电泵组合举升运行参数的优化联调方法，给出了不同配产条件下的电泵和气举优化运行参数。计算结果表明，在气举-电泵组合举升系统出现低效工况时，可以利用采集的生产动态数据进行工况分析，结合分析的量化结果在产量变化时进行参数调整决策，科学设计气举-电泵井的频率-注气联调方案，实现油藏、井筒、双举升设备的协调工作，在不动管柱作业的情况下达到组合举升油井的高效运行。     

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针对潜油电泵生产过程中的实际问题,应用节点系统分析方法并以潜油电泵为函数节点,结合潜油电泵特性曲线,建立了定向井潜油电泵举升系统设计的数学模型。该模型综合考虑了地层与潜油电泵抽油系统的供排协调关系,定向井套管内径与潜油电泵外径的间隙、潜油电泵长度以及潜油电泵弯曲角对潜油电泵工作的影响。避免因下泵深度处狗腿度引起潜油电泵损坏失效。该数学模型还考虑了举升过程井筒径向传热和潜油电机发热引起的温度升高,在预测不同产液量下潜油电泵举升系统压力温度分布时,将井口温度作为未知量,避免了因井口温度值不准确而产生的计算误差。文中以渤海油田CB—A19井为例,给出了潜油电泵举升系统工艺设计结果。     

海上油井的气举-电泵组合举升耦合模型研究

为了充分利用海上平台的气源进行海上深井的开发,引入了气举与电潜泵组合举升系统(GL-ESP系统)。以油藏流入动态和多相流动模型为基础,建立油藏、井筒、GL-ESP系统耦合数学模型,并针对GL-ESP组合举升管柱结构,以压力节点分析为基础,提出潜油电泵工作参数和气举工作参数协调工作的一体化设计方法。利用该设计方法进行实例模拟分析,计算并比较了GL-ESP组合举升与单气举、单电泵举升时的注气量、电泵级数、电泵功率及电泵下深等参数。计算结果表明:GL-ESP组合举升可以大幅度减少电泵级数、降低电泵功率并增加油井产量。GLESP系统通过改善电泵工作状况进而充分发挥设备举升能力,可以充分挖掘油井潜能,对于海上深井的开发具有重要意义。     

双电潜泵抽油耦合模型及参数优化

为突破单电泵举升能力的上限,满足深井开采的要求,充分发挥油气井潜能,提出双电潜泵耦合举升技术,通过双电潜泵之间的协调配合,充分发挥双电潜泵的举升能力。通过对油层流入动态、井筒多相流动、举升工艺的运动学及动力学特征以及相互之间的耦合作用关系研究,建立一个双电潜泵抽油耦合数学模型,并以系统效率和产量最大为目标,利用节点分析的方法求解油井供排协调下的双电潜泵生产工作参数。在此基础上,编制了双电潜泵组合举升工艺参数设计软件,通过实例计算,对双电潜泵接力举升系统和单电泵抽油系统的电泵级数、泵功率、系统效率、最大产液量进行了对比分析。研究结果显示,双电潜泵接力举升可以降低单电泵的举升压力从而降低电泵级数和泵功率、提高系统效率;可以充分发挥两个电泵的举升能力,增加油井产量,充分发挥油井潜能,对于深井开采的双电潜泵选型设计具有重要的理论指导意义。     

电泵气举智能耦合举升工艺技术研究

海上已开发的油气田中存在大量与油藏共生的天然气藏。在以往开发中单独开采气层或者油层,不能实现油气层同采,其原因在于二者产量和压力难以平衡。为提高油气资源利用率及采收率,开发了电泵与气举智能耦合举升工艺,可根据生产需要实现自喷、气举、电泵、电泵与气举4种举升方式的任意转换,达到油气同采中压力与产量的协调,且可适用于各阶段的排液需求,延长管柱使用寿命。该工艺实现了可控制的油气同采,合理利用了气层的能量和气体的举升能力,充分释放油层的产能,既能增加生产井油气产出,也减少了后期人工举升的投入。该工艺还可用于深水井筒举升及远输,具有较好的应用前景。     

井下电缆加热技术在高凝油开采中的应用

高凝油在开采过程中因凝固点高、结蜡严重造成原油在井筒内的流动能力差、举升困难 ,引起井堵、井卡 ,甚至抽油杆拉断等 ,影响油井的正常生产。应用井下电缆加热技术 ,在空心杆内下入加热电缆 ,使空心抽油杆和加热电缆组成集肤效应加热体 ,使原油在井筒内得到降粘 ,避免原油举升过程中结蜡凝固 ,保证了油井的正常生产。     

5寸半尾管悬挂装置在稠油电泵井的应用

西北油田超深超稠油油藏"两超五高"的特点,电泵采油是主要机械举升方式。受限于环空掺稀油的降黏工艺,稀油与稠油充分混配成为影响电泵井运行寿命的关键因素。西北油田研制超稠油潜油电泵尾管装置可提高稀稠油混配效果,加快井筒内流体流速,改善电泵机组散热效果,延长运行寿命。为改变7寸套管回接电泵井无法组下尾管悬挂装置的现状,从两个方向研制改造5寸半尾管悬挂装置,以改善稠油区块电泵井运行工况,延长运转寿命。     

油藏-井筒-管网一体化耦合模拟方法及应用

油气田开发生产系统包含油藏、井筒、管网三大生产环节.传统数值模拟方法主要模拟油藏中流体的流动,而油藏-井筒-管网一体化耦合模拟同时反映油藏供液能力、井筒举升能力和管网集输能力,对准确预测生产态势、实现生产系统全流程优化具有重要意义.通过研究井筒-管网模型建立方法及流体多相管流相关式适应性,实现了井筒、管网内流动模拟和流...     

超深稠油井潜油电泵故障分析及改进措施

塔河油田油藏埋深多为5350~6600 m,流体性质复杂,黏度变化大,目前采用掺稀油降黏工艺生产。潜油电泵(电泵)举升能力强、排量大,现已成为塔河油田机械采油的主要方式。本文针对电泵运行寿命短、作业费用和生产成本增加较快的问题,统计分析了电泵机组各部位的故障率,找出了主要原因,提出了改进措施,现场应用效果明显,提高了电泵的生产效率。     

南海西部高气液比油井电泵举升系统设计与应用

南海西部部分油田地饱压差小、溶解气油比高,开发后期生产压差大、原油脱气严重,井下电泵机组常出现气蚀、气锁等情况,导致无产出或躺井.为提高高气液比油井的检泵周期,降低故障率,调研了业内先进的电泵举升气体处理技术,分析了各个模块的气体处理能力,形成了基于吸入口气体体积含量和产液量的电泵举升系统优选图版.阐述了高气油比油井塔...     

稠油井油管电加热功率优化与应用

为了解决油管电加热井能耗高的问题,实现稠油井的节能生产,依据非稳态传热学模型,综合考虑抽油机举升能耗与电加热装置能耗,建立了油管电加热降黏举升工艺数学模型。综合考虑抽油机耗电和电加热耗电,分析了电加热功率对井筒温度场、井筒内黏滞阻力及电机有功耗电的影响,在此基础上,优化给出了合理的电加热功率。分析结果表明:所建模型能较好地模拟出电加热井筒温度场;合理的电加热功率应使井筒内的原油温度要高于凝固点温度,使原油具有较好的流动性,确保将高黏度稠油举升到地面。研究的优化方法可为电加热井节能生产提供技术指导。     

机理仿真与数据驱动融合的电泵举升故障诊断预警理论研究进展

在复杂、不确定、非结构化的油藏环境中，潜油电泵举升井的工况诊断预警优化决策成为智能油井研究的热点与难点问题之一。阐述了机理仿真、数据驱动、专家系统、机理仿真与数据驱动融合等技术在电泵举升故障诊断预警领域的研究与应用进展，探讨并展望未来电泵举升故障诊断预警技术的发展方向与重点。综述研究表明:建立客观准确的反映电泵运行动态工况特性的机理模型和快速精确求解极具挑战性，基于数据驱动诊断模型未必能完整描述电泵生产系统工况的真实映射关系，电泵生产故障诊断推理机理及专家系统的自学习能力有待加强。提出基于机理仿真与数据分析方法相融合的数字孪生技术必然成为研究复杂电泵抽油生产系统故障诊断预警的核心技术。     

基于井口憋压分析的电泵井工况诊断

电泵井的电流卡片无法有效判断电泵或管柱漏失、泵举升能力下降、泵效低等故障,针对此问题,提出了电泵井井口憋压（不停泵关闭井口）诊断流程及方法。通过分析憋压前井筒中气液流动状态,结合电泵特性曲线和油井流入动态曲线,建立了理论憋压曲线模型,并且确定了曲线特征参数的提取方法,通过与实测憋压曲线特征参数的对比来判断故障类型。现场应用表明该方法可以成为电泵井工况综合诊断分析的有效手段。     

海上油田电泵-智能气举管柱工艺研究

海上油田存在大量油气共生资源,由于现阶段采油工艺的限制无法实现油气共采,同时以曹妃甸11-6D平台为例的小型生产平台电力负荷达到上限。鉴于此,研发了海上油田电泵-智能气举管柱工艺技术。该技术采用耦合举升工艺,利用现有气源,在电泵上部增加智能气举阀,采用电泵-气举耦合举升方式,可以节省部分电量,减少油井关停造成的产量损失;同时能有效利用气藏能量,实现油气同采,提高油田开发效益。渤中29-4油田某生产井采用电泵-智能气举管柱工艺技术有效降低了泵负载,功率最低降至原功率的42. 08%。该技术解决了油气同采及电泵开采系统负荷过大问题,提高了举升效率。     

海上大液量井电泵气举衔接式采油系统设计

针对潜油电泵检泵周期短、修井周期长,严重影响海上这种单井产量高且生产井少的油田产量这一生产技术难题,引入Hubert提出的潜油电泵与气举组合举升的思想,采用一趟管柱下潜油电泵与气举两种工艺进行衔接式生产,提高油井开采时率。依据相同排量条件下气举注气点深度与潜油电泵泵挂之间关系,提出了气举在上、电泵在下的常规管柱和电泵在上、气举在下的Y型管柱：并以油气水三相流入动态模型为基础,正确预测电泵井与气举井井筒压力温度剖面,建立了潜油电泵节点系统设计方法以及变地面注气压力法设计气举阀分布。海上某井实例模拟分析证实了潜油电泵与气举可采用同一油管柱,且当地层参数改变时,可择优选择其一系统工作,较好的保证了生产的连续性。对于海上同一平台既有电泵井又有高压气井解决类似的问题具有重要的现实意义。     

数控往复式潜油电泵水平举升工艺

大庆外围油田水平井为中深、低渗透水平井,举升方式主要为抽油机有杆泵举升.受水平井井身结构限制,有杆泵举升杆、管偏磨问题无法根本解决,同时有杆泵举升无法实现水平井水平段举升,水平井产能得不到有效发挥.为进一步降低油井流压,实现水平井水平段举升,研究了数控往复式潜油电泵水平举升工艺.开发设计了外径为99 mm的小直径高弹性永磁直线电机、适合水平举升要求的水平抽油泵和冲次可在0.1～9 min-1进行调整的变频控制系统.室内实验及现场试验表明,直线电机的推力可以达到23 kN,油井泵效达到90 %以上.数控往复式潜油电泵水平举升工艺能够满足水平井水平段举升要求,是中深、低产水平井人工举升技术今后发展的方向.     

电潜泵提液技术在LKQ稠油油藏的应用

LKQ中深层稠油油田进入高含水期后,抽油杆断脱、地层出砂现象明显增多,初期应用的空心杆泵上掺稀油降粘的井筒举升方式已无法满足油田开发和生产的要求.为了实现高速高效开发,稳定油田产量,发展了在稠油油藏中应用空心杆泵上掺稀油降粘配合潜油电泵技术.实践证明该技术有效提高采液速度,达到提液增油的目的,同时很大程度上减轻了抽油杆断脱和地层出砂对油田生产的影响,对油田稳产发挥了重要作用.     

海上油田稠油开采井筒举升用水溶性降黏剂

海上油田稠油储量丰富，开采价值巨大，但由于稠油基础黏度高和反相乳化的原因，导致在井筒举升阶段出现电泵负荷巨大、举升困难等问题。使用非离子、阳离子、两性离子表面活性剂以及助剂制备HY系列水性降黏剂，结果表明，HY-1体系降黏率99.20%,50℃下30 min自然脱水率84.40%,120℃下24 h高温老化后降黏率为96.98%，伴注管流实验降压幅度达57.9%。可见，自主体系HY-1乳化降黏性能优异，能够满足海上油田井筒举升用水溶性降黏剂的室内评价要求。     

春光油田井筒掺稀降黏稠稀油动态混合流动特征研究

稠油在举升过程中随着井筒温度的降低,原油黏度不断上升,流动性变差,举升难度变大。掺稀能降低井筒原油黏度,有效减小举升摩阻,是井筒降黏的常用工艺。根据春光油田现场掺稀降黏工艺流程,建立稠油降黏井筒流动室内评价装置,模拟了套管掺稀举升过程中稠稀油的动态混合过程;实验测定了管流阻力的随注入速度及含水率在不同温度条件下的变化特征,模拟了不同掺稀比例条件下的黏度变化和降黏率,形成了一套油井产液量与出油温度、掺稀比例对应关系图版,为井筒掺稀降黏工艺的现场应用提供了依据。     

螺杆泵举升采油适应性分析

螺杆泵举升工艺适应性分析：一是分析对比螺杆泵与抽油机、电泵在排量方面的适应性和经济性；二是分析螺杆泵在液体举升及生产管理方面的适应性。