抽油井杆管偏磨原因及防治措施

针对兴源油田杆管偏磨现状，主要借助抽油杆柱受力状况分析，较全面的分析了影响抽油机井杆管偏磨因素：原油含水、_T-作参数、沉没度以及原油结蜡，根据这些因素提出了一些合理有效的防治措施：优化抽汲参数、加强杆柱设计、确定合理沉没度等。     

华北油田油井腐蚀结垢原因分析与治理方法优选

油田进入高含水开发期,抽油杆、油管腐蚀结垢问题日益严重,影响油田的正常生产。分析了腐蚀结垢的原因,对油井腐蚀结垢治理方法进行了优选。采出水矿化度高是腐蚀结垢的共性原因,主要腐蚀因素包括Cl-、CO_2、H_2S、SRB(硫酸盐还原菌)等,主要结垢因素是钙镁盐及铁腐蚀产物的沉淀。化学加药抑制腐蚀结垢是相对经济有效的治理方式,咪唑啉类表面活性剂对抑制Cl-、CO_2、H2S腐蚀有良好效果,有机膦酸通过鳌合成垢金属离子,起到阻垢作用。通过室内试验筛选配方,缓蚀率≥75%,阻垢率≥85%。现场采用井口加药的方式,在65口油井进行了5年的连续试验,有效遏制了腐蚀结垢,油井检泵周期延长2~3倍,取得良好经济效益。     

直线电机驱动柱塞式潜油泵采油工艺及试验

针对延长油田采油厂有杆泵采油工艺存在的杆管偏磨严重、系统效率低、检泵修井周期短等问题，提出了直线电机驱动柱塞潜油泵采油工艺，并在南区采油厂进行了生产试验。试验结果证明，该工艺解决了杆管偏磨问题，提高了能源利用率，延长了检泵修井周期，是采油厂提高效益行之有效的采油工艺。     

红井子作业区腐蚀结垢机理及阻垢缓蚀剂研究

通过红井子作业区采油及集输系统的水样及结垢腐蚀产物分析、水质配伍性试验、腐蚀挂片试验等对采油及集输系统结垢、腐蚀问题产生的原因进行了分析。红井子作业区采油及集输系统腐蚀的原因为水质矿化度过高而引起的电化学腐蚀,结垢的主要原因为水质中的Ca~(2+)、Ba~(2+)、Sr~(2+)、SO_4~(2-)及重碳酸根离子形成CaCO_3、BaSO_4或_结垢。根据红井子作业区采油及集输系统腐蚀结垢机理,针对性开展了防垢防腐药剂研制,研制出新型缓蚀新型阻垢剂FHZJ。在模拟水样中,其加量为100mg/L时,可使20#钢片的腐蚀速率由0.082mm/a降至0.051mm/a;在Ba~(2+)离子浓度为650mg/L,SO_4~(2-)离子浓度为1250mg/L,其加量为50mg/L时,对硫酸钡的阻垢率达到100%,将新研制的阻垢缓蚀剂在红井子作业区采油及集输系统进行现场应用,压力上升仅为原阻垢剂的1/3,防垢防腐效果优良。     

陆梁油田抽油井井下防腐防垢技术

通过对陆梁油田各油井井下生产管柱的腐蚀结垢现状进行调查,研究了抽油井井下管柱腐蚀结垢的影响因素和室内防腐防垢药剂配方,从防腐防垢技术体系中优选出适合陆梁油田的药剂体系,编制了现场试验方案。通过现场试验优化建立了防腐防垢技术方案,确立了以HEDP阻垢剂和KL-601改进型缓蚀剂为主剂的防腐防垢体系,并用示踪剂示踪的方法对单井防腐防垢效果进行动态跟踪评价,优化了防护周期。现场试验和工业应用结果表明:陆梁油田现场应用井下防腐防垢工艺可以满足生产需要,而且大大延长了易腐蚀结垢井的平均检泵周期。     

抽油杆常见事故分析及防治对策

对抽油杆常见的断、脱、偏磨、腐蚀、偏磨加腐蚀等事故原因进行了详细分析,并切合实际提出了防断、防脱、防偏磨、防腐蚀的防治对策。其防治措施对实际生产有一定的借鉴作用。     

大斜度、大位移井尾管悬挂器操作方法

阐述了大斜度、大位移井的结构特点，分析了大斜度井、大位移井中尾管悬挂器的操作难点，介绍了在大料度井或大位移井中尾管悬挂器的操作力法（主要包括下悬挂器前的准备工作、悬挂器坐挂操作、悬挂器倒扣操作3个部分），并列举了该方法在，JXl—1-B2井的成功使用。     

西气东输三线电驱站冷却水系统设计与优化

针对大功率变频电驱压缩机的冷却问题,考虑风沙、水质、温度因素,对冷却水关键设备进行选型。针对冷却塔区工艺管网流程,考虑极端温度下冷却塔运行情况,提出管道串并联方法。改进西二线中冷却水泵房设备布置,为控制与辅助设备预留足够空间。总图布置方面,结合站场生产区内各单体位置,简化管路,优化冷却水功能区。水质方面,首次在西气东输工程采用软水器对冷却塔喷淋水进行去离子操作,避免盘管腐蚀结垢。针对冷却水系统外部管网,改进阀井排污、防冻、检修、降噪措施。针对工艺流程,提出电机与变频器流量分配优化方法。进行冷却水系统水力分析,模拟流体动态循环,计算水泵扬程、压力损失与最低点压力,保证水泵安全运行。     

剪切对聚丙烯酰胺酚醛树脂可动凝胶性能的影响

可动凝胶调驱是华北砂岩油藏的主要调驱措施之一,聚丙烯酰胺酚醛树脂交联可动凝胶是油田常用的可动凝胶体系。随油田分注井的增多,部分井需要利用井内分注管柱进行分层调驱,需要验证配水器和堵塞器剪切对凝胶的影响。根据调驱现场配制和注入过程,进行了搅拌不同时间、经过注入泵的柱塞、井口闸门等剪切对可动凝胶影响,以指导现场施工。试验结果表明,配液池搅拌时间和注入泵剪切对凝胶的交联性能影响较小,可动凝胶经搅拌和泵剪切凝胶黏度保持率在98%以上;井口闸门和分注管柱堵塞器的开启程度剪切对凝胶性能影响较大,当井口闸门开启度小或分注管柱中堵塞器开启程度较小、并产生较大的节流压差时,剪切对凝胶黏度影响较大,节流压差越大,剪切越严重,节流压差达12MPa,凝胶黏度保持率仅31%。因此,在注可动凝胶时井口闸门应开启到最大,利用分注管柱实施分层调驱时应捞出调驱目的层的堵塞器。     

用于改善聚驱效果的全过程调剖技术研究

通过室内研究和现场应用,论述了注聚前、注聚中和注聚后的不同阶段的驱替效果,将调剖技术与聚合物驱技术结合,能够显著改善聚合物驱的开发效果。调剖剂的成胶性、注入性、处理量、与地层和流体的配伍性等因素,是影响调剖效果的技术关键。     

胜坨油田沉砂底筛堵的改进研究

针对分注井长期注水导致沉砂底筛堵内部腐蚀结垢漏失,以及反复洗井导致沉砂底筛堵内部堵塞洗井不通的问题,找出了导致沉砂底筛堵失效的主要影响因素。通过对其内部小球、球座凡尔和弹簧支架进行材质和结构改进,并增加沉砂通道的面积,有效延长了分注井管柱寿命,提高了管柱可靠性。     

聚合物驱油体系与油藏配伍关系的一种优化设计新方法

传统聚合物尺寸与油藏配伍的表示方法反映的是聚合物单分子级别与孔喉的配伍,而实际聚合物驱油体系与油藏的配伍关系研究应体现聚合物聚集体与孔喉的配伍,并考虑体系在地层深部的可流动性。在对比分析国内外相关方法的基础上,通过理论计算及大量试验研究,建立了一套地层驱替压差条件下聚合物体系与油藏孔喉配伍关系的新方法,进而建立了聚合物驱油体系与油藏配伍关系图版。新方法考虑了聚合物体系尺寸在近井地带高压力梯度与地层深部低压力梯度条件下的差异,较为准确地建立了聚合物驱油体系与油藏的配伍关系,为矿场聚驱油藏选用合适的聚合物驱油体系提供重要依据与技术支持。     

海上油田不同开发阶段注水井防腐策略研究

注水管柱腐蚀穿孔会严重影响注水开发效果。由于水源变化,海上油田整个生命周期往往经历不同的注入阶段,腐蚀情况也不尽相同,因此有必要找出影响注水管柱腐蚀穿孔的主要因素,同时掌握这些因素在不同注入阶段的变化规律,有助于快速、准确地制定防腐策略。以渤海典型注水油田绥中36-1油田为研究对象,设计高温高压釜失重实验、电化学加速腐蚀实验探究影响注水井管柱腐蚀穿孔的主要因素。研究结果表明,垢下腐蚀是造成注水管柱穿孔的主要原因,表现为注入水结垢趋势较强时,CaCO3晶体之间掺杂有腐蚀产物,导致垢层缺乏致密性,形成了一些微小缝隙,在Cl-的作用下构成大阴极/小阳极的腐蚀电池,当电位差达到一定值时,形成穿孔。防腐策略方面,根据注入水结垢趋势以及所含Cl-对金属的腐蚀倾向划分不同的注入阶段,提出相对应的防腐措施。     

注水驱油过程中地层流体渗透各向同性时的压力分布

通过把渗流的偏微分方程变成其弱解积分形式,针对油田的某一井排油水井的分布情况,用有限元法计算了注水驱油过程中储层渗透各向同性时的油、水井稳态压力分布和瞬态压力分布。结果表明,在注水加压驱油时,压力有一个逐渐变化的过程,最后达到新的稳定压力平衡状态,并揭示了地层流体的非稳态渗流是稳态渗流的特例。     

江苏油田W2断块防垢防腐复合技术的应用

介绍了油井结垢腐蚀的原因及防治措施,针对江苏油田油井及输油管道结垢腐蚀现状,对防垢剂和防腐剂进行了复配试验研究.通过室内匹配性试验、静态防垢率试验、防垢动力学(结垢诱导期)试验和电化学试验,对不同防垢剂防腐剂进行了评价,筛选出复配效果较好的防垢剂和防腐剂进行现场试验.现场应用结果表明,管道平均腐蚀速率降低,油井结垢腐蚀现象明显减少,延长了集输管道的使用寿命.     

文23气田气井结垢及动态除垢技术研究

阐述了文23气田气井垢物形成机理，对地层水结垢趋势进行了预测。地层水矿化度过高，且随开发程度不断深入，储层压力不断下降，产出水大量蒸发以及水溶中酸性气体逸出是导致该气田结垢严重的主要原因。结垢预测结果表明，文108井与文109井产出水在井底条件下碳酸钙与硫酸钙饱和指数远大于1，结垢趋势强。所结垢物类型包含水溶性垢物氯化钠以及难溶性垢物，其中难溶性垢物中，CaCO3占76．03％、CaSO4占6．58％、Fe2CO3占2．3％以及泥质15．09％。针对文23气田现场情况，研制了PDPT-1清垢剂，并结合动态除垢工艺技术对文108井进行了现场除垢试验。PDPT-1清垢剂为自行研制的螯合剂与有机酸、缓蚀剂、渗透剂、防膨剂以及助排剂复配而成，对碳酸钙、硫酸钙以及现场混合型垢物具有较强溶解、剥落、碎化、分散作用，90℃时溶解能力分别达到165．4、80．5与174．2g／L，且对井下管材腐蚀较弱，90℃时仅为0．0034mm／a。经除垢作业后该井油压明显上升，产气量增加30％以上。     

CaCO3结垢趋势预测在张天渠油田中的应用

张天渠油田是套损的多发地区,盐池采油厂82%的套损井都在该地区。以张天渠油田为研究对象,对其腐蚀环境进行了分析,研究了影响油田水中CaCO3垢的结垢因素,并应用饱和度指数预测方法对张天渠延2油田的7口井的结垢趋势进行了计算。计算结果表明,由饱和度指数预测方法计算结垢指数得出的结构结论与实际情况之间的误差很小,满足了工程的需要,说明该方法适合于该地区的CaCO3结垢趋势的预测。     

热采防砂筛管冲蚀试验研究与应用

针对海上热采井打捞筛管出现的穿孔与腐蚀现象,为探求热采筛管损坏因素及机理,在热采高温井底环境下,利用自主研制的冲蚀试验装置,运用冲蚀试验方法,模拟不同阶段井底温度、压力、流量和含砂量等因素,分别对不同筛管基管材质与过滤材料进行冲蚀试验。通过对筛管试验前后微观及形貌分析,得到高温热采井底环境下筛管冲蚀因素影响规律及损伤机理,并提出筛管材质优选、防蚀及结构改进措施。改进后筛管防砂成功率达100%,有效生产时间超过1000d,经受了2轮次热采考验,达到了延长防砂有效期的目的,为热采井增产奠定了基础。     

深水气田新型乙二醇再生工艺方法

在深水气田开发过程中,传统的乙二醇再生工艺没有脱盐除杂质过程,导致再生装置出现严重的腐蚀结垢问题。介绍了一种国外广泛应用的新型乙二醇再生工艺方法:将含盐乙二醇溶液在真空下蒸发,得到无盐的乙二醇贫液。该工艺极大地缓解了腐蚀结垢问题,但由于高温、负压、氯离子等因素的影响,新型乙二醇再生装置的腐蚀结垢问题依然存在。由此,指出腐蚀抑制剂的正确选用是解决腐蚀结垢的首要因素,提出了防腐剂的选用原则。乙二醇再生装置腐蚀问题的解决,不仅可以延长管道及设备的使用寿命,而且促进新型乙二醇再生工艺在国内广泛应用。     

渤海油田厚油层聚合物驱波及规律数模研究

为了提高渤海油田厚油层水驱转聚合物驱(以下简称"聚驱")开发效果,开展了聚驱波及规律研究,力图定量获得聚驱提高厚油层波及效率的幅度。以渤海A油田为基础建立了油藏模型以开展数值模拟研究,研究了转聚驱的时机、注入聚合物段塞大小、渗透率变异系数和储层有效厚度等因素对海上油田厚油层聚驱波及系数的影响。结果表明:1注聚后波及系数(与水驱相比)明显提高,聚驱的波及系数比水驱的高0.2~0.3;2注聚段塞越大,波及系数越高,但从0.3PV以后增加注入聚合物段塞的大小对提高聚驱波及系数贡献幅度减小,建议经济合理的注聚段塞为0.3~0.4PV;3在含水率较低时进行转聚驱能够很快地、明显地提高波及系数,表明早期注聚较好;4随着渗透率变异系数的增大,水驱的波及系数降低。当变异系数较大时,聚驱可以提高波及系数;5储层有效厚度大,波及系数略低。厚度增大水驱和聚驱的波及系数都降低,但聚驱提高波及系数的效果明显好于水驱。研究建议早期注聚(含水率40%左右开始),注聚段塞以0.3~0.4PV为宜,可选择非均质性严重、预计水驱效果差的油层优先注聚。