3次加密挂环井井口计量准确度研究

3次加密井在投产过程中,对地面集输工艺流程进行了大力简化。简化流程后,井口计量存在的一个主要问题是软件量油的准确度。为此结合现场应用情况,对挂环井的计量问题进行分析、探讨,提出了挂环井的计量解决方案。     

超深水钻井简化井身结构安全性分析

建立了超深水简化井身结构的井口系统力学分析模型,研究了简化井身结构安全性分析流程,分析了简化井身结构承载能力并与常规井身结构进行对比,研究了导管和套管环空内固井水泥返高变化对井口安全性的影响;结果表明：简化井身结构不满足极限工况井口强度要求,上部需配置2根20in套管单根,仅有上部环空内的固井质量对井口安全性具有显著性影响,极限工况下固井水泥返高的最低要求为3m。     

“风光发电+PCS系统”井口绿色在线计量探索

由于油田井场风光发电应用率较低,造成气井、注水井、长停井（温度、压力计量）无低价电源提供电能,无法井口在线计量,只能靠人工现场巡井采集数据;螺杆泵井、电泵井也没有实现,只能采用计量间分离器、储罐量空高和标罐的量油老旧方式计量产量,误差大,费时费力,安全性差。针对上述问题,研制“风光发电+PCS系统”井口绿色在线计量装置,借助胜利油田完善四化建设和风光大力投资东风,建设井场风光互补发电装置为其提供电源。井口流程具备油嘴套、放空设施,为在线测量装置安装和数据传输提供先提条件。与四化建设接轨,利用鲁胜公司安全生产综合管理平台和油气生产运行指挥系统（PCS系统）,实现井口绿色在线实时计量采集数据,通过zigbee模块将数据上传至RTU→SCADA服务器→上传至PCS系统,直观显示到屏幕上,进行预警、统计分析,方案优化,形成“风光发电+PCS系统”井口绿色在线计量模式,实现井口绿色在线计量,结合区域生产现状,就近串并联,合理优化管网布设压减管线长度,取消计量站就近汇聚,减少用工和工作量,降低成本,改善工作环境。     

三次加密挂环井井口计量技术及现场应用

老区油田进行三次加密调整,开发表外薄差储层,为实现降投资、降成本,提高整体开发效益的 设计目标,对地面集输工艺流程进行了大力简化。针对简化流程后存在主要问题,对采用软件量油的精 度进行了分析,结合现场应用情况,对挂环井的计量问题进行了探讨,提出了挂环井的计量解决方案。     

两相分离器微机计量系统的应用

为了适应油田高含水期采油工艺和油井井口计量的要求,大庆采油一厂对原两相分离器玻璃管量油装置进行了技术改造,用微机计量代替了人工计量。现场运行证明,两相分离器微机计量系统的性能稳定、精度高,尤其适用于日产液量50t 以上的中高产井。     

羊二庄油田注水管网的改造

羊二庄油田注水系统工艺流程由原来的注水单井→配水间→注水泵站两级布站方式简化为注水泵站直接对应注水单井的一级布站方式生产,简化掉注水系统中的配水间环节,注水井直接与注水干线相连,注水井水量的计量也由配水间转移到井口直接进行计量。与原运行方案比较,注水系统效率提高了7.13%,注水系统单耗降低了0.96 kW.h/m3,能够有效降低注水系统耗单耗。     

单管通球井口电加热集油工艺流程

为简化工艺流程、节省投资，2009年在大庆油田采油一厂北一区断西西块产能工程中，聚中112转油放水站2#计量间16口油井全部采用单管通球井口电加热集油工艺流程，油井井口设电加热器升温、单井通球装置、活动热洗。综合油井产液量、综合含水率、井口出油温度及集油管线长度等条件，在聚中112站选取3口典型井做了跟踪试验。     

低产井固定式井口计量工艺

单井计量技术在油气集输工艺技术中占有重要的位置.目前,各油田所用的多井式幅射状计量站流程,工艺复杂,建设投资大,不适用于低产井.若能解决井口计量问题,就可采用多井串接(穿糖葫芦)流程,就能减少建设投资,提高油田开发的经济效益.井口计量可分为活动计量车与固定式两种,本文只介绍固定式井口计量工艺.     

油井计量比对装置

油井计量比对装置由分离器、流量计、液位报警器、过滤器、安全阀、调节阀、压力表、空压机以及相连接的工艺管线等部分组成。该装置根据油井自身的条件和工艺特点,将抽油机采出的油、气、水混合物有效地进行分离,通过记录一段时间油、水混合物的累计流量而折算出该油井的平均日产量。实验数据证明,油井计量比对装置与多项流装置在相同介质条件下所测数值很接近,达到精度要求。油井计量比对装置与连续式功图量液仪的配套使用实现了对单井产液量的连续计量,完善的固定式安装的连续式功图法量液仪的在线实液计量技术解决了三次加密井和新建外围油田采用简化工艺的单井计量问题,使得采用简化工艺的油井实现了单井计量,降低了计量成本。     

对抽油机井口回压与产液量耗电量关系的实测分析

通过对大庆油田抽油机井的井口回压、产液量和耗电量的实测,对由井口回压的提高(在设计规范值内)引起的油井产液量和耗电量的变化进行了分析和探讨。一、测试井的选择为使测试结果更具真实性和代表性,测试井的选择应遵循以下几项原则:井口回压便于控制;产液量宜于连续准确计量;油井产液量和含水率有一定的范围;深井泵泵径在矿场上具有普遍性;泵况正常(无撞泵、脱泵、漏失、供液不足等不良工况);油井产液量和动液面     

柱塞气举井口简易装置系统研究及试验

在苏里格气田中低压集气模式井口采用电磁阀开关井的情况下,为解决苏里格气田常规柱塞气举地面装置存在系统复杂,配件多的缺点,进行了井口简易柱塞装置系统研究。通过电磁阀取代气动截止阀和智能控制盒,井口简易柱塞装置依靠井口控制系统采集井口油套压、产气量数据并由数传电台传输至集气站,集气站内控制系统确定最优的柱塞气举开关井制度,再由数传电台将制度返回至井口控制系统,井口控制系统指令电磁阀启停实现柱塞气举装置开关井。井口简易柱塞装置在苏Χ井应用62 d,平均增产气量0. 505 6×104m3/d,增产幅度达到88. 8%。井口简易柱塞装置可取代常规柱塞气举地面装置实现装置的简化。     

提高功图量油系统精度研究与应用

数字化功图量油技术是一项新的油井井口计量技术,通过实时采集油井功图数据,分析计算出油井产量等数据,实现了远程油井生产远程监控和实时工况预警。针对目前采油三厂油井功图量油系统应用中存在的问题,选取陕92区块部分油井进行分析和试验,进一步提高了功图计量的精度,满足油井计量要求。     

油井产量计量功图法技术的开发与应用

目前，油井计量主要采用双容积单量的方法，这不仅增加了地面建设的投资，而且站内多井计量时很难及时进行油井产量的计量。针对这种实际情况，采用井口传感器记录抽油杆载荷与位移随时间变化的数据信息，确定出泵的有效冲程，再由固化在仪器内的数学模型求得油井产量。该计量技术通过长庆油田17口井的实际应用，取得了较好的效果，平均误差6．373％，满足了油田产建规模不断扩大而带来的油井产量计量技术要求，且简化了地面流程，降低了投资成本。     

提高封堵井验窜、验封效率的方法

针对目前封堵井套溢法验窜判断不准确,以及常规验封工艺技术操作繁琐,影响封堵井验封效率的问题,提出采用压力计对封堵井进行夹层验窜和封隔器验封,提高封堵井施工工艺成功率.对于井口溢流量大的井采用压力计及流量计组合的方法进行验窜;井口无溢流的井采用压力计进行验窜.     

海上气田井口装置抬升高度预测技术研究及应用

海上生产气井高效开发时,高温高压会带来井口抬升、环空带压等现象,直接影响气井安全生产及开发,甚至带来巨大经济损失。针对目前井口装置抬升预测研究较少以及不足之处,通过建立新型多因素井口抬升预测方法,突破了其他方法考虑因素单一的瓶颈,大大提高了预测精度,并分析了产量、生产时间、各环空压力、固井情况等影响因素对井口装置抬升量的影响及井口抬升高度;通过正交实验分析,得出了主要影响因素的强弱顺序,并将模型应用于DF1-1-×井进行了验证,模型计算高度与现场实测高度十分接近,并预测该井生产期间最大井口抬升高度约为6.8 cm。该方法可对未来高温高压及深水开发气田井口抬升高度进行预测及进行环空泄压建议,对钻完井设计、工程施工及油气田安全生产管理具有重要的指导意义。     

移动式量油检定计量装置的研制与应用

随着数字化油田的建设及单井集输方式的调整,采油井进行了掺水、单管集油工艺改造,传统的计量站分离器量油逐渐被示功图量油所取代。但是示功图量油时油井可能受气体、结蜡、漏失等因素影响,计算结果与实际产液存在一定的偏差,不能有效地反映油井的实际生产状况。为了解决地面掺水流程改造后单井无法应用分离器量油,以及示功图量油可能不准确的问题,研制了基于称重式计量原理的移动式量油检定计量装置(可以实现连续计量),并开发了油井井口电子检定转换器,可以方便、快捷地实现油井计量。在现场应用该装置量油检定近300井次,检定误差为1.33%,应用效果良好,可以满足油井计量的要求。     

功图法计量技术在大港油田的应用

针对大港油田地面系统优化过程中简化油井计量的难点问题,进行了功图法计量技术的先导试验。简要阐述了功图法计量技术的原理,重点介绍了功图法单井在线远程计量技术在老区不同类型油井和新区井的现场试验应用情况,并根据试验情况对功图法计量技术进行了改进和完善,扩大了软件量油技术的应用范围。试验结果表明,功图法计量技术能够满足油井在线远程计量的要求。     

沙埝油田集输系统改造项目后评价

沙埝油田集输系统实施了优化改造,管线保温采用中频电加热技术,用井口电加热单管集输流程替代传统三管伴热流程,一级布站替代原有二级布站,井口自动测控系统(功图计量法)计量代替传统的计量罐计量.优化改造后,提高了边远井井口集输油温,降低了干线和井口回压,减轻了沙埝联合站的供热负荷,满足了区块液量生产需要;在实现油井生产的自动化、数字化管理的同时,提高了生产水平和管理效率.2010年集输系统优化改造后取得的直接经济效益为110万元.     

油田老区油井计量装置的改造方向

我国油田井口计量,目前基本是采用两相分离计量装置,仅大庆油田就有两相计量间1164座.这种计量方式,当液量中含水率很高而含水率测定精度又不能相应提高时,产油量的计量误差将会很大.     

RJG-Ⅱ移动多功能单井计量装置应用与效果评价

长庆油田三叠系的低产采油井普遍存在着回压大,含气量高的油藏状况,井口回压均在2 MPa左右,气液比可达70%以上,且经常出现气液波动变化和间歇出油情况。采用功图法在线单井测量、罐车泄压标定作业,含水率井口瞬间采样及常规的各种流量仪表等计量测试手段,计量误差大,影响因素多,功能单一,均不能真实反映油井生产时的运行状态。RJG-II移动式多功能单井计量装置规避了现有的各种计量仪器仪表和测试方法的弊端与不足,适应复杂多变的各种工况,现场进行在线实时单井计量、带压标定作业,真实准确多功能地反映油井生产的产液量,含水率、原油产量、伴生气量、气液比、井口压力等诸多生产运行参数,为油田生产的科学管理提供了实时准确可靠地技术保证。