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针对富民油田井筒腐蚀、偏磨造成的频繁检泵问题进行研究,开展了频繁检泵井垢样分析实验、地层水水型分析实验、示踪剂跟踪现场监测优化油井加药制度、阴极保护装置引进应用等研究应用工作,并取得5项主要成果。摸清了富民油田油井主要腐蚀特点;通过监测示踪剂在井筒中浓度变化规律,建立了示踪剂井筒中浓度衰减模型;根据垢样分析及细菌监测实验并结合药剂在井筒中浓度衰减模型,按照油井不同产液量区别,建立优化了频繁检泵井油井杀菌剂加药制度;成功引进应用阴极保护工艺,解决了插管采油井及电化学腐蚀井的防腐问题;结合油井偏磨问题,优化管柱结构,应用内衬油管、防偏磨接箍、油管扶正器等治理偏磨问题。 相似文献
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渤海JX1-1油田2D井区油井自投产以来频繁发生井筒有机垢堵塞现象。为了改善油井生产状况,开展了井筒治理对策研究,首先对2D井区原油组分及物性进行分析,然后对现场取得的有机垢的流变性、组分和元素组成进行实验分析。结果表明,2D井区原油为中等含蜡的普通稠油,析蜡点较高,兼具结蜡和沥青质沉积风险。有机垢主要为沥青质和其他的油质组分组成,且有机垢经高温预处理再重新冷却后其流变性将变得更差,因此常规热洗效果较差。借鉴掺稀采油技术,考虑利用邻井稀油反洗溶解分散2D井区井筒有机垢。通过井口采油树将B8井稀油直接导入B25井油套环空进行反洗,B25井在实施稀油反洗防井筒有机垢堵塞措施后,产油量增加27.5%,有效期达1年以上。现场实践证实,稀油反洗可以有效预防稠油井的沥青质沉积、结蜡等有机垢堵塞,对相似油田和区块具有一定的推广价值。 相似文献
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本文以环空生产测试及录井资料为依据,结合江汉油田的特点,对江汉油田抽油井的液性分布进行分段。重点分析研究了油管进油孔至射孔井段之间井筒内流体的运动状况,并据此推导出计算井筒油水比(持水比)的公式。 相似文献
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《石化技术》2020,(1)
渤海LD注聚油田在生产过程中,电潜泵内部及护网出现不同程度的堵塞,导致电潜泵过载损坏,大量的检泵作业,影响油田生产效率。本文系统总结了LD油田的堵塞油井的生产特征和堵塞电泵的生产工况特征,发现在堵塞后,油井产液下降,油压降低,流压上升,电潜泵电流会发生异常波动,电潜泵吸入口压力上升,形成了泵堵塞后的特征规律。在通过对检泵时取得的垢样进行成分分析,LD油田的堵泵垢样以聚合物胶团为主,同时还存在一定钙镁碳酸盐垢,以及一定的胶质沥青质有机垢。在筛选合适的化学解堵药剂后,对相关井实施了化学解堵,取得了明显的解除堵塞的效果,为类似注聚油田电泵堵塞井的治理提供了借鉴参考。 相似文献
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为解决三元复合驱后油井结垢问题,分析了三元复合驱后油井结垢的机理及垢的成分,以羟基五甲叉膦酸、膦基聚马来酸酐防垢剂、C12-C18脂肪醇聚氧乙烯(10)醚、USP2 烷基为十五烷基、乌洛托品、硒化钠等原料合成了清防垢剂,研究了清防垢剂浓度对清垢和防垢效果的影响,并在华北油田百余口油井进行了应用。研究结果表明,三元复合驱油井所结垢为碳酸盐垢和硅垢的复合体,清防垢剂加量为20~30 mg/L 时,清垢率大于60%、防垢率大于95%。现场应用结果表明,清防垢剂不仅解决了垢卡泵、井筒管杆的结垢问题,而且节约油井能耗。三元复合驱后油井平均检泵周期由约70 d 延长至约600 d,单井能耗降低23.19 百分点,达到了满足油田生产正常运行和节能的目的。表2参25 相似文献
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随着油田开发的进行,采出的液量中矿化度增高,含硫物质加大,导致油田生产设备腐蚀加快,油田外输油罐担负着油田原油的储存与外输,长期暴露在空中,内有原油污水,含有多种腐蚀组份,腐蚀更加严重。孤岛采油厂垦利联合站2座2000m^3原油外输罐15年来,已经两次更新大罐底板。分析其腐蚀原因知,油井采出的液量是油水混合物,进入油罐后由于油水比重不同,水自然沉降在油罐底部,油在上部。油罐底部的水由于含有硫化物,无机盐,有机酸等杂质,形成酸性电解质溶液,它是油罐底部腐蚀的主要原因:其次,油罐自身存在大小不等的腐蚀电池,导致油罐的腐蚀;第三,油罐底部沉积的污垢,形成垢下腐蚀;第四,油罐安装加热盘管底部温度较高,形成对流,氧气向下部移动,底部水分向上移动,加大了腐蚀。由于以上四个方面的因素,导致了油罐底部的腐蚀。 相似文献
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井下油水分离系统结构及类型概述 总被引:1,自引:0,他引:1
井下油水分离系统是将油井产出液在井下分离并将分离出的水回注地层的装置,双流泵和旋流器是其主要部件。其中双流泵由原波泵和浓液泵组成,原液泵将分离出的水回注到注入层,浓液泵将分离出的油举升至地面。按传动部件和动力的不同,双流泵分为旋转式容积泵、往复式容积泵、电潜离心泵和水力涡轮离心泵。根据旋流器与油、水管柱连接和排列方式的不同,井下油水分离系统可分为常规型、并列型及组合型三种。现场试用证明,使用井下油水分离系统后,举升至地面的油液含水量呈数量级减少,采油成本降低,油井开采期限延长,环境污染减少,从根本上解决了油田开发中高含水油井开采难的问题。 相似文献
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金县1-1油田原油主要包括重质原油和中轻质原油,重质原油产生的重组份沉积和中轻质产生的蜡沉积会导致井筒或地层堵塞,严重影响油井正常生产。针对金县1-1油田有机垢堵塞问题,逐步探索出热洗配合钢丝/连续油管清蜡技术、金县1-1专用修井液和空心杆电加热管柱工艺等系列关键技术,有效提高了该区块修井效率,恢复了油井正常产能。从2013年至2018年,这些关键技术先后在金县1-1油田进行了现场应用,现场应用结果表明,热洗技术投入产出比达到1∶8.9;三种技术可节约修井成本约1 100万元,经济效益显著。这些关键技术在金县1-1油田的成功应用,为渤海油田稠油井解除重组份堵塞难题提供了借鉴,为后期稠油区块开发生产提供实践指导。 相似文献
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现河采油厂油井结垢原因分析与治理 总被引:1,自引:1,他引:0
崔新栋 《石油与天然气化工》2006,35(6):467-469476
油田进入中、高含水期开发阶段,结垢情况日趋严重,从采油井、注水井到各个油水泵站、配水间以及地面的输液管线都存在不同的结垢现象,其中油井结垢尤为突出,严重影响原油产量和油井的检泵周期。通过大量试验,分析了现河采油厂油井结垢的主要类型与形成垢质的主要原因,优选了适合油井结垢防治的主要方法,提出了地面连续加药和吞吐加药相结合的防垢方式,取得了明显效果。 相似文献
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百色油田断层多、分布复杂、地质情况差异大、前期开发速度过快,破坏性较大、开发工艺相对落后,影响油井泵效的各种因素凸现,严重地影响油井正常生产。通过各区块地质特点、油田设备情况、工艺水平的分析研究,运用油层地质、物性、区块、油井对比等分析手段,进行了开采方案优选、生产管柱优化、生产工艺筛选等工作,归类总结了影响油井泵效因素,为百色油田的油井生产设计及油田开发提供了必要依据。 相似文献
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《石油机械》2017,(10):111-115
为了准确预测海上大斜度井井筒结蜡剖面规律,选取有效的清防蜡工艺,基于井筒动态结蜡机理和现有模拟蜡沉积试验装置的优点,设计了一套模拟大斜度油井实际生产过程中油井井筒内壁动态结蜡规律的试验装置。该试验装置装配了3路高精度温度控制系统,测试井筒段可更换,井筒倾斜角多级调控,配备了高精度超声波测厚装置,研发了配套数据监控及绘图软件。在渤海某油田A01的现场试验中,当井筒流体温度低于析蜡点温度时,井筒内开始出现蜡沉积现象,沿井底至井口方向,井筒结蜡厚度呈现先增大后减小的趋势,在井筒某一深度处存在最大值。该试验装置与实际状况匹配度高,易操作且数据处理便捷,可为建立适用于海上油田大斜度油井结蜡预测模型研究提供数据支持。 相似文献
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华庆油田长6油藏砂体分布范围广、油层厚度大。由于储层物性差、油水关系复杂,造成测井油水层解释符合率低,部分油井出现高阻产水,影响油田高效开发。通过沉积、成岩以及成藏等研究,认为储层孔隙结构、胶结程度、流体成分等微观特征差异是形成高阻水层的主要因素。在此基础上,以传统交会图版法为手段,提出了综合沉积、成岩、成藏因素的微元网格分析法,并将研究区划分为11个区域,量化了全区油水层物性下限。微元网格交会图版油水层识别方法现场应用效果良好,经试油、生产动态资料验证,综合解释符合率在86.9%以上,解释精度能满足油田开发需要。 相似文献