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潜油电泵系统在较高含气井中工作时,经常发生气锁,严重影响泵的性能和寿命.为了使进入潜油电泵的井液达到要求的气液比,目前是使用油气分离器,但是其分离效果较差,使用范围受到限制.介绍了一种新型高含气井用潜油电泵气体处理器.设计了特殊结构的叶轮、导轮、盖板和轮毂,组成混流通道,将高含气的井液处理为含气量低且流动性能如单相流的井液,使得该气体处理器具有比普通潜油泵更高的携气能力.现场应用表明:该气体处理器可使潜油电泵机组在气液较高的油井中稳定运行,效果显著. 相似文献
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KPX系列井下偏心气体分离器 总被引:1,自引:0,他引:1
鉴于目前常用的重力和惯性分气原理的气体分离器和重力式气锚 ,均不能很好地解决吐哈油田高气油井有杆泵采油气体对泵效的影响 ,研制了一种适合不同高气油比、不同产量的系列KPX偏心气体分离器。这种分离器的特点是利用偏心流道压降及速度分布差异的特点 ,来提高气液分离效率 ,达到提高泵效的目的。吐哈油田 70口井次的应用表明 ,使用该分离器可减小气体对抽油泵泵效的影响程度或完全消除 ,在常规井下气体分离器的基础上 ,平均单井泵效又提高 8 2 1%。 相似文献
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在草舍油田注CO2驱油过程中,由于CO2通过大通道窜至生产井,造成气油比上升,导致常规管式泵泵效低,为此进行了CO2驱高气油比井举升技术研究。研制了防气射流泵和强制拉杆防气泵等关键工具,组合了具有二级防气功能的CO2驱高气油比井举升管柱,并采取了防止CO2腐蚀的技术措施,形成了CO2驱高气油比井举升新技术。该技术在草舍油田3口井进行了现场试验,结果表明,3口试验井平均泵效提高了10.5百分点,平均单井日增油2.0 t。这表明,CO2驱高气油比井举升新技术能够解决草舍油田CO2驱高气油比井泵效低的问题,达到提到泵效和产油量的目的,为提高草舍油田CO2驱整体开发水平提供了一种新的技术手段。 相似文献
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近几年来,鄂尔多斯致密油藏得到了大规模开采,水平井是主要开采方式,其产量为初期高,中后期递减快。大多数致密油水平井从前期排液到后期稳定生产,需要不断调整泵径,以适应产量变化要求。为了研究致密油藏水平井全生命周期的新型举升工艺,探索排采一体化生产运行模式,在鄂尔多斯致密油油藏(长7层)选择7口丛式水平井,进行宽幅电潜泵无杆采油试验。试验表明:彻底消除杆管偏磨,井口占地面积较少,智能化控制程度较高。宽幅电潜泵可满足150~10 m3/d的产量变化要求,实现了排采一体化。但是,试验中也频繁出现堵转停机、过载停机、高温停机等故障。结合4口井的宽幅电潜泵机组拆检结果,从结蜡、结垢、井下异物、气体段塞等角度分析故障原因。为宽幅电潜泵举升工艺在致密油水平井中推广应用提供参考。 相似文献
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在页岩气开发过程中,页岩气排采工艺是提高页岩气开发水平的关键技术,常用的泡沫排水采气、气举排水采气、电潜泵排水采气及有杆泵排水采气等技术都有一定的应用条件和缺陷。因此,优选合适的页岩气排采工艺就显得尤为重要。为此,通过分析我国页岩气排采井工艺选择的原则和排采工艺方式以及气举气源及气举方式的对比,重点论述、分析了目前国内已投产的5口页岩气井气举方式及排采效果,提出了对不同页岩气排采工艺的认识。研究结果表明:气举是页岩气(致密砂岩气)的首选排采工艺,气举气源主要有膜制氮气天然气,采用套管气举方式的排采效果优于油管气举方式;泡沫排采工艺适应于产液量低于10 m3的排采井;电潜泵排采工艺只适应于高液量页岩气井的排采。 相似文献
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为解决高气液比油井井下气液高效分离的技术难题,开发设计了一种适用于多流型流体的井下三级高效气液分离器,建立了一套用于多流型的气液两相实验评价系统,实验中分离器入口液相流量为5~300 m3/d,入口含气率为5.0%~94.1%。实验研究结果表明,内筒体和外筒体之间的液位高度是保证分离器高效分离的关键指标。液位高度控制在合理临界液位下可实现在宽流程、高含气率、多流型,特别是振荡流型下气液混合物的高效分离,同时验证了该分离器具有较强的自适应能力,入口含气率在26.7%~94.1%范围内变化可实现高效的气液分离效率。该技术实现了井下小尺寸空间、高含气率、宽流程及多流型工况环境下气液高效分离,为海上油气田高含气井况电泵排液/举升的平稳运行提供有效解决方案。 相似文献
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基于气水相对渗透率曲线的产水气井开采效果评价——以苏里格气田致密砂岩气藏为例 总被引:1,自引:0,他引:1
如何定量评价不同产水量对气井开采效果的影响程度,一直是业内期待解决的问题。为此,依据气水两相渗流理论,在深入对比研究的基础上,提出了利用气水相对渗透率曲线定量评价产水气井开采效果的新方法,从而实现了对产水气井产能、产量、最终累计采气量和采收率的定量评价。进而以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密强非均质性砂岩气藏为例,充分利用不同类型及不同产水程度气井实际生产动态资料,在进行大量计算的基础上,验证了该方法的实用性与可靠性,最终建立了苏里格气田产水气井在不同水气比条件下,气井产能、产量、最终累计采气量及采收率定量评价的经验公式和图版,为现场推广应用提供了技术支撑。研究结果表明:目前苏里格气田西区产水严重,水气比变化范围大,若平均水气比为1.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为24.4%、24.4%、17.4%;若气井水气比为2.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为40.2%、40.2%、33.2%。 相似文献
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准确计算凝析气井井底压力是正确预测产能、合理制订生产方案的关键,近年来凝析气井压力计算重点考虑黑油模型和组分模型的差异,而对优选气液两相管流压降模型的重要性却认识不足。为此,采用Govier-Fogarasi公开发表的94口凝析气井实验数据对工程常用的无滑脱模型、HagedornBrown、Orkiszewski、Gray、MukherjeeBrill、HasanKabir分别按黑油模型和组分模型预测井筒压力。井底流压和压降梯度统计评价结果表明:两相流模型的选择对凝析气井井筒压力预测结果影响较大,而组分模型和黑油模型对部分两相流模型在一定条件下对凝析气井井筒压力计算产生影响;推荐使用Gray模型+黑油模型和HagedornBrown模型+组分模型来预测凝析气井压力剖面,并给出了无滑脱模型的适用条件(液气比为0.5~5m3/104 m3、产气量大于5×104 m3/d);最后指出,采用组分数据计算凝析气井压力剖面时,其数据选择尤为重要,否则预测的误差会增大。该研究成果对于凝析气藏的高效开采具有重要的意义。 相似文献
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草舍油田采用CO2混相驱油,部分油井产气量大,气油比较高。根据CO2溶解性及其影响因素,结合高气油比井生产特征,分析井筒中流体密度的分布和CO2气体对泵效的影响,以优化常规泵开采生产参数,降低气锁,提高泵效。分析研究和现场实例表明,在不采用脱气装置下,采用大泵径、大泵挂生产参数,可保持地层高能量,降低气锁,提高产液量。但采用常规管式泵开采高气油比油藏,泵效不超过30%,泵效难以有效提高。建议采用油气分离技术开采高气油比油藏。 相似文献