萨北油田抽油机井合理回压界限试验研究

抽油机井合理回压试验研究从抽油机井产液量、能耗及杆管寿命等要素出发,根据回压对生产成本的影响,并结合地面改造成本,对抽油系统建立了数值模型,并应用计算机程序来计算出不同年限井口回压的合理范围。现场采用控制生产阀门进行井口提升回压试验。经过对试验数据分析,当井口回压大于0.8 MPa时,能耗增幅超过5.1%,随着回压的增大,能耗增幅也逐渐加大。因此,为保证抽油机井系统低能耗合理运行,井口回压应控制在0.8 MPa以下。通过理论和现场试验研究确定了有杆泵井井口回压的合理界限,为今后在地面工程的建设和改造中能够与抽油机井管理相协调提供了科学依据,具有很好的社会效益和经济效益。     

潜油电泵井节能综合治理措施及效果

潜油电泵井是高含水期油田采油的有效方式之一。电泵井供液不足、产能下降会导致油井负载与电泵机组不匹配、能耗升高、举升效率下降甚至电动机欠载停机等问题,进而影响机组使用寿命。为解决由于油井产液能力不足造成的诸多问题,通过优化电泵井参数、应用变频调速技术,百米吨液耗电可降低0.5 k Wh;应用井口液量反馈技术在减少停机的同时可降低耗电0.03 k Wh;通过合理转换举升方式可降低耗电1.8 k Wh,满足了电泵机组高效低耗的生产运行要求。采用这些节能技术为低产低沉没度电泵井的正常生产提供了一条新途径。     

单管不通球井口电加热定期冲洗集油工艺流程现场应用效果分析

为简化工艺流程节省投资,在2009年北一区断西产能建设工程中,聚中112转油放水站2#计量间辖井全部采用单管通球井口电加热集油工艺流程。采取井口发球、计量间收球,降低管线回油压力的工艺,经现场应用,通球工序繁琐、实施难度较大。因此,尝试单管井口电加热不通球试验,及时监测单井回压等生产参数变化,回压升高时,使用高压热洗车冲洗地面管线,降低回压,经运行在冬季可保障管网畅通,适应生产需要,具有一定节能效果。     

三元复合驱油井节能设计与试验

三元复合驱油技术是油田高含水后期进一步提高原油采收率的重要措施,三元驱油体系在应用过程中,碱性的化学助剂注入地层后,受地层温度、压力、离子组成和注入体系的pH值等综合因素的影响,油井出现严重的结垢现象,除了影响机采井正常生产外,油井的电能消耗及洗井频次的增加均导致电、气等能耗成本增加。通过对三元驱油井机采方式进行节能方案设计、优化除防垢配方、采取合适的除防垢措施,可确保机采井平稳运行,达到节气与节电的效果,降低投入成本,提高经济效益,为三元复合驱油技术的推广应用提供保障。     

CO_2驱低液量高气液比井下气锚模拟与优化

注CO_2驱油已在吉林油田开发低渗透油藏中取得了良好效果,其采油井出现典型的小液量、高气液比特征,导致在常规油井中运行良好的有杆泵采油工艺出现了较强的不适应性。为此,在分析常规重力类气锚和螺旋气锚分气原理的基础上,设计了适用于低液量高气液比的新型井下气锚结构,采用抽油机悬点运动规律作为抽油泵工作过程,修正了CFD模型的上边界条件,将地面气液比修正为入泵气液比并考虑气泡的破碎和凝聚,模拟了新型井下气锚工作原理,单因素敏感分析了柱塞的抽汲参数对新型井下气锚分气效率的影响。X井现场试验表明,采用新型井下气锚后,井口套压由9.5 MPa降至0.4 MPa,产液量由措施前的1.5 t/d升至17.4t/d,在产气量达到792 m~3/d情况下,泵效高达84.6%,明显高于同区块其余井平均泵效40.1%。该研究成果对于CO_2驱油的推广应用具有重要现实意义,对类似的高气液比油井有杆泵抽油具有重要的借鉴作用。     

实施“一井一策”管理 提升油井效率降电耗

油田在特高含水开发阶段,综合含水率逐渐上升、产液水平逐年上升的形势下,污水减排压力增大,采油厂用电负荷逐年增大,油井生产单耗居高不下,提高油井系统效率降电耗成为一项重要的研究课题。文中结合孤东油田实际,分析了造成机采系统能耗高效率低的六个方面主要原因,有针对性地提出了开展高能耗油井专项治理、低效泵专项治理、高含水油井治理、电热杆油井治理、优化油井生产作业参数、机采拖动系统实施节能技术改造和油井功率因数治理等七项提效降耗对策措施。实践证明,这些措施均十分有效。     

能耗值在油井生产中的应用探讨

从动液面深度、井筒清洁程度、能耗测试位置和现场设备运转参数多方面进行分析,归纳出油井能耗值的影响因素,提出了通过系统效率判断能耗值正确与否的方法。在能耗曲线的应用方面,提出泵漏失井和间歇出液井能耗曲线呈现波浪型,判断井筒结蜡状况,延长热洗周期。通过能耗数据和曲线判断井口设备故障,利用能耗曲线加强现场管理,使得能耗值在油井生产中发挥最大的作用。     

辽河油田采油二区实行“一井一温”节能措施效果显著

<正>今年以来,辽河油田特种油开发公司结合油井不同生产阶段,回采时井底温度较高,黏度较低,绝大多数井即使不送电加热也能保证井筒的流动性;产液温度变化对产量影响较小的实际情况,采取"一井一温"节电措施,对含水高于80%或井口高于80℃的油井停止电加热,对生产     

英东一号构造经济开发模式研究

英东一号构造是青海油田近几年新开发的一个难采储量区块,地层原始压力低,油气产层相互交错,油井产液含气量大,结蜡严重,导致机采井系统效率很低。通过防气设备的现场应用,也难以达到防气的目的。依据英东一号构造的地质特点,机械采油技术不适合该区块油井的生产,只有采用气举采油方式才能达到提高油井系统效率的目的。     

提高苏北油田机采系统效率综合研究

中石化华东油田除少数油井为自喷采油外,99%采油井采用游梁式抽油机配套整筒泵或螺杆泵举升工艺,机采系统能耗约占采油总成本的50%。近年来苏北油田通过机采系统建模分析,采用能耗最低机采系统设计方法,利用更换高效永磁电机、油井沉没度控制、生产参数优化、机抽井杆柱优化等手段,实现了机采系统效率的逐年提升,经验证取得了良好的节能效果与收益。