单管通球集输工艺的适应性

单管通球管线基本适用于目前油田所有的集输管线,但是对于不同的管线,采用单管通球工艺时安全性、能耗及维护工作等并不相同,对于一些产液量低、温度低及井口回压低的管线,如果采用单管通球工艺就会带来比较大的安全隐患.结合大庆油田采油六厂的现场运行情况,建议对于产液量大于18.5 t/d、含水率高于转相点、产液温度高于凝固点以上3 ℃,而且井口压力允许的油井可以采用单管集输;对于产液量低的油井采用多井串联或者掺水的方式集输;对于产液温度过低的井采用井口加热的方式进行集输.     

同步回转油气混输装置试验

通过池46井区同步回转油气装置的现场试验,实现了井口—联合站泵到泵全密闭油气混输工艺,充分回收了伴生气,将轻烃厂液化气产量由25 m3/d增加至50 m3/d,轻油产量由2~3 m3/d增加至5~10 m3/d,经济效益显著.该装置可有效降低井口回压,优化了集输管网,串接管网可节省管线长度40%左右,降低工程建设投资.     

彩南油田彩521气井进原油集输系统探讨

针对彩521井井口压力低导致原料气无法进入天然气集输系统的难题,提出井口→计量站→原油集中处理站→伴生气处理站气液混输的集输工艺。通过利用PIPEPHASE建立彩南作业区集输系统数学模型,经模拟计算确定彩521井出站压力为0.647 MPa,满足井口回压要求。对已有计量分离器和加热炉进行核算,设备均满足要求,气液混输集输工艺可行。     

靖边气田增压气井临界携液量与合理配产关系

增压开采气井的合理配产主要考虑在保持增压稳产基础上尽量满足气井携液要求,以尽可能地减少气井措施作业次数,保持气井正常生产,从而降低开采成本,提高开采效果。靖边气田增压开采试验区临界携液流量随井口压力下降而下降,在井口压力下降初期(15 MPa以上)临界携液流量下降幅度小;在井口压力下降到15 MPa以后,临界携液流量随井口压力快速下降。以N80井为例,增压前产量在1×104～2×104m3/d左右波动,增压时产量已降至1×104m3/d左右,增压后产量在1.5×104m3/d左右波动。生产至2009年2月时开始快速递减,增压稳产时间大概2年,因此该井合理配产为1.5×104m3/d。     

煤层气集输系统安全设施优化

煤层气的地面集输和处理与常规天然气相类似,但由于煤层气储存和产出的特点,其具体方案又与常规的天然气有所不同,主要体现在地面低压集输和大量排出水的处理上。井口安全方面主要是防止管线、设备的超压和防止井口水合物生成。煤层气井口物流中基本不含H2S,CO2含量低,并且由于运行压力低,CO2分压低,没有达到腐蚀界限,因此井口和管线不需要加注缓蚀剂。影响采集气管线安全的主要因素是管道超压或在管道发生水合物堵塞和冰冻。由于煤层气井口压力低,需增压输送,因此大都采用增压集气站对煤层气井进行集气、调压、分离、计量,压力一般在1.0 MPa以上。     

简谈天然气的集输

与输油管线相似．运输天然气的管线也是将单个采气井连接到一个处理加工厂．或者连接到一个大规模集气系统的一个分支管线。绝大多数气井本身就具有足够的井口压力．这一压力可以使天然气通过收集管线进到工厂。气井的井底不安装抽油泵等装置．并且依靠地层的天然能量进行开采．这一点与油井不同。对于许多低压气井，通常要在井口安装一个小型压缩机．     

机械采油井井口压力确定方法研究

机械采油井井口压力与诸多因素有关,其大小对地面油气集输系统投资、能耗和采油系统功率消耗有较大影响。为使总体效益达到最佳,综合考虑集输系统和采油系统,以集输系统的投资、能耗和采油系统的功率消耗最小为目标函数,以采油井井口压力、集油管线温度、掺水管线的温度和压力、管径取值范围为约束条件,建立了整体优化数学模型。该模型属非线性规划问题,可采用直接序列二次规划法进行求解。所编制的软件用于实际,可减少投资和能耗。     

负压采气技术在东胜气田锦66井区的应用

东胜气田锦66井区经历多年开发,部分气井井口压力已低于集输管网压力,无法连续生产。在对井区气井潜力、管网现状、排采工艺分析的基础上,探索负压采气在该区块应用的可行性。     

机械采油井井口压力确定方法研究

机械采油井井口压力与诸多因素有关，其大小对地面油气集输系统投资、能耗和采油系统功率消耗有较大影响。为使总体效益达到最佳，综合考虑集输系统和采油系统，以集输系统的投资、能耗和采油系统的功率消耗最小为目标函数，以采油井井口压力、集油管线温度、掺水管线的温度和压力、管径取值范围为约束条件，建立了整体优化数学模型。该模型属非线性规划问题，可采用直接序列二次规划法进行求解。所编制的软件用于实际，可减少投资和能耗。     

靖边气田同站高压井气举排水采气工艺流程改造效果分析

随着鄂尔多斯盆地靖边气田的不断开发,低压弱喷产水气井逐渐增多,部分产水气井需要采取助排措施。针对气田产水现状及其站场多井高压集气、多井集中注醇的工艺特点,借鉴天然气连续循环气举技术成功应用的经验,开展了同站高压井气举排水采气工艺技术试验：从同一集气站高低压气井并存、高低压井井口相距较远的现状出发,对站内流程进行改造,并加设一段高压管线,将高压井的高压气引入低压弱喷产水气井的油套环空,且连续注入,实现连续气举排水采气。多口气井的现场试验表明：工艺流程改造简单、现场实际操作应用方便,相比井口压缩机气举更加经济,当气举气量大于0.5×10⁴ m³/d时,就能够基本满足同站高压井气举排水采气工艺要求,气举气量大于1×10⁴ m³/d时,气举效果良好,有效地提高了低压弱喷气井的利用率和开井时率,维持了弱喷气井的平稳生产。     

川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺

四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。     

油田站外单管集油辅助工艺对比

为了解决部分油井无法单管输送的问题,采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析,同时结合各油田单管集输设计经验,得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限,而对于达不到技术界限的油井,可以通过辅助措施实现单管集油,通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点,最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施,为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。     

利用产出剖面分析合采产出效果

井口压力控制对气田多层合采效果影响较大,利用生产测井中的产出剖面可以动态监测生产井的生产状况,这在大牛地气田连续几年的生产监控中起到了很大的作用。以D1-2-48井为例,在对其历年产出剖面处理分析的基础上,利用井底静压平均参数公式推导了井口静压迭代公式,估算出该井的合理井口压力。综合研究结果表明:井口压力控制对于合采井的井底低产气层的影响较大,当井口压力过大时其产能受到限制;利用井底静压平均参数计算公式得到的井口静压和利用产出剖面计算得到的井底压力与实测结果较为吻合;下一步可对工区合采井进行复查,计算最大井口压力,为调整生产压力、实现多层稳产提供依据。     

苏里格气田水平井地面工艺适应性分析

苏里格气田从2008年开始规模化开展水平井技术攻关试验效果明显。相对直井、定向井而言,水平井具有井口回压高、气流温度高、单井产量高、以及气体流速快的特点。以"井下节流"为主的"中低压集气工艺"模式能否适应苏里格气田水平井开发的需要,关系着水平井能否平稳有序生产。井下节流与井口加热节流方式的选择,井间串接进站与单井进站方式的选择,都与水平井的产量、地层出砂的程度、距离集气站的远近有关。无论采用哪种生产方式,都应该具体计算、具体分析,以确保水平井能够稳定生产。     

运用套压控制油管管柱漏失方法研究

老178块海上生产平台A井投产后液量下降明显,对井口憋压数据分析认为该井存在管柱漏失现象,综合考虑海上油井作业成本,拟采用憋油井套压法维持该井较高水平生产。通过现场憋压生产试验,确定将油井套压控制在3.4MPa时,能较好的控制漏失,且能保持较高沉没度,油井在液量14.5t/d的水平正常进行。     

抽油机井自控式套管气回收装置

为了有效收集低套压抽油机井的套管气,研制了一种自控式套管气回收装置。该装置排液缸连接生产阀门,气缸通过进气管连接套管阀,两缸活塞通过连杆连接,利用抽油机井上下冲程时井口压力变化实现气缸强制吸入套管气。上冲程时排液缸压力上升,活塞右行,气缸容积增大,压力降低,完成套管气吸入;下冲程时井口压力下降,在集油管线压力下使气缸活塞左行,气缸内套管气进入排液管,如此往复循环,整个工作过程不需要额外动力,可以将套压低至0.1 MPa的油井套管气有效回收。现场应用22口井,平均日回收天然气1 352 m3,有效提高了天然气资源利用率。     

靖边气田上、下古气藏合采地面集输工艺

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,为保证靖边气田稳产规模,研究试验了上、下古气藏气合采地面集输工艺,工艺主要采用了井下节流、单井中低压串接、井口不注醇、集气站大压比增压等技术。通过采用该工艺,技术难度大幅度降低,实现了中低压集气,降低了地面系统运行压力,同时地面投资大幅降低。该工艺技术的试验及实施,为苏东南20×108 m3/a上古气藏天然气,10×108 m3/a下古气藏天然气规划及靖边气田稳产提供了一种新思路及技术支持。     

油水井验窜技术研究

针对目前油水井夹层验窜工艺精度不高,特别是井口溢流量大或无溢流的井无法准确判断夹层窜槽情况的技术现状,通过在现场研究应用高精度层间夹层验窜工艺和层内夹层验窜管柱,将采油工艺和高精度测试仪器紧密结合起来,大大减小了井口压力和溢流变化量的测量误差,达到了提高油水井验窜工艺精度的目的。     

轮南桑解油田稠油化学降黏新工艺

轮南、桑解油田部分储层原油沥青质含量高,生产过程中沥青质析出,造成井筒举升困难及地面集输管线超压,导致油井无法正常生产.为了解决上述问题,通过室内研究与现场试验,研发了一种耐高温、抗高矿化度的水溶性稠油降黏剂JN-1,并设计了3种针对不同油井管柱、原油物性特征的药剂加注工艺.该稠油化学降黏工艺解决了高温、高矿化度条件下...