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。     

双管井大修工艺技术研究

对循环洗压井、井口拆装、化学切割点选择、井下管柱打捞、双管封隔器套铣打捞等制定了多种作业方案，认真筛选打捞工具，成功完成了3口双管井的大修作业，其中2口井捞出原井全部生产管柱，实现了双管改单管分采生产，1口井实现了双管改单管电泵举升合采生产。目前，2口井日产油量超过300m3，男一口井由于地面改造等原因暂未开井。这3口井作业从井口拆装、化学切割点选择、井下管柱打捞、双管封隔器套铣打捞等过程中对工具的灵活运用和方法的选择都是非常值得借鉴的。这不仅填补了渤海地区双管井大修作业技术空白，也为以后的作业提供了宝贵经验，提高了油田的经济效益和社会效益。     

老油田高含水期经济开发决策技术研究

老油田开发进入高含水后期,水油比急剧上升,开发成本逐年增加。在低油价形势下,部分油田开发单元生产经营抗风险能力急剧变低,部分油井甚至出现亏损性生产。为了确保油田开发获得较好的经济效益,从成本构成入手,理清成本的可控因素与节点,按照经济平衡原理构建了油田"四线五区"经济开发评价指标体系,综合考虑油田开发实际生产情况,创建了扶停、措施增产等不同生产方式与挖潜方式的经济极限图版,实现了不同类型措施经济效益的量化评价,从而形成了一套老油田高含水期经济开发决策技术,为进一步提高油藏开发经济效益提供了有力的技术支撑。     

憋压法判断潜油电泵正反转的应用研究

针对塔河油田潜油电泵入井未标定相序，部分油井不易通过倒相序对比油压法判断电泵正反转，造成电泵反转发生的弊端，从电泵特性出发，结合憋压变化曲线分析，推导出不同条件下电泵正转的理论公式，并进行现场应用。结果表明，憋压法能够准确判断电泵正反转，降低电泵启停次数，确保电泵平稳运行，同时，该方法操作简单，数据可靠，具有较好的推广应用价值。     

海上稠油油田电加热改善原油流动性技术研究

针对海上稠油油田水平井开发过程中存在的流体进泵难、泵效低、举升难度大等问题,以改善稠油井井筒流体流动性为目标,结合现有电加热技术,研发了一种水平井全井段电加热工艺,水平段采用大功率电缆加热,井筒段辅以小功率电缆伴热。根据能量守恒定律,建立了电泵井全井段电加热井筒流体温度计算模型,并对电加热后井筒流体流动性改善效果进行了评价。E油田A01井实例计算表明,采用全井段电加热工艺后,泵吸入口温度由53.7℃提高到68.4℃,泵吸入口流体黏度由624.3mPa·s降低至325.2mPa·s,井口温度由42℃提高到63℃,油井产量增加了15.4%。全井段电加热工艺可以有效改善井筒流体流动性,提高电泵举升效率,更好地释放油井产能,提高油田开发效益。     

小套管井环空液面监测技术研究

小套管抽油井由于井下管柱在悬挂器以下存在变径位置，常规液面测试仪器难以测试准确的液面位置。为此，针对井下管柱特点，研究出小套管生产井环空液面测试技术。测试采用回声原理，气体压差瞬时击发产生声波，用压电陶瓷传感器接收回声波的反射，提高了回声监测灵敏度。从高精度回声接收器、优选压差声波幅度、提高仪器抗干扰能力、提高曲线波形识别分析技术等4方面研究了环空液面新工艺。在测试曲线上可以清楚地区分井口波、悬挂器变径波和动液面波。2015年上半年开展小套管抽油井环空液面测试45井次，通过测试获得了抽油井生产时的动态资料。该项技术的开发应用能够准确判断抽油井工况、油井供液能力，对优选合理的工作制度、提高油田经营管理水平具有十分重要的意义。     

中原油田特殊分注井分层测试工艺技术的研究

针对中原油田特殊分层注水井：高压注水井、大斜度注水井以及4in套管注水井分层测试与调配的技术难题,针对性地开发研制了井口高压防喷密封装置、多电极电磁流量计、液力投捞推进装置、井下存储式一体化测试仪以及配套工具,形成了一套特殊注水井分层测试工艺技术,填补了中原油田注水井分层测试技术方面的空白,对完善油田动态监测手段,提高油田注水开发效果具有十分重要的意义。     

伊拉克孔隙型碳酸盐岩油藏产水特征及控水对策

伊拉克AH油田是一个以孔隙型为主、局部发育缝洞的碳酸盐岩背斜油藏,主要依靠天然能量和注水开发。结合油井生产动态分析,针对油井见水、含水高和油水关系复杂的特点,根据水油比曲线划分出6种典型产水类型,延伸了产水特征曲线的应用范围。研究表明,以孔隙型储层为主的碳酸盐岩油藏,储集空间类型是水驱开发的关键地质要素,局部受溶蚀塌陷作用的影响。通过储层分类表征,有针对性地制定稳油控水对策。     

温差式单井计量装置的应用

单井计量是油田开发和生产过程中的重要环节之一,目前大庆油田采用的翻斗量油等计量技术,投资较高。为了解决投资高的问题,同时提高计量的稳定性,研制了温差式单井计量装置。温差式单井计量装置工作原理是:通过测量流体流过计量装置的温升值ΔT,折合计算油井的产液量。装置由加热器、温度传感器和预处理电路等组成,并采用高精度温度变送器实现高精度温度差值ΔT的测量,同时对确定加热功率、优化装置结构、实现数据存取和后期回放等关键技术进行研究。现场应用试验表明:该装置不仅可以提高计量的稳定性和准确性,而且在降低投资的同时实现了在线监测与连续计量,应用前景广阔。     

C油田强边水重油油藏开发特征研究

由于在实际生产中,天然能量开发强边水重油油藏表现出不同于普通边水油藏及热采稠油油藏的开发规律。因此,利用油藏工程方法等手段对哥伦比亚C油田的开发特征进行深入分析研究。结果表明,水体能量是影响该类油藏开发特征的主要因素;油田中低含水期含水率上升快,高含水期是主要产油期;受原油重度影响,油井在生产过程中易发生含水率突升、产油量突降;随着含水率上升,油田的采液指数上升,高含水期可通过提液增加油井产量。     

海上稠油井电潜泵耗电量动态预测模型及应用

电潜泵在现场已得到广泛应用,有效地提高了采油效率。但电潜泵在运行过程中,由于电泵机组与油井生产参数匹配不合理,经常出现泵偏离高效区、不能在理想工况下工作的情况,对电潜泵耗电量预测带来了困难。因此,分析电潜泵耗电量的影响因素对电潜泵井优化设计和油田的节能降耗具有重要意义。根据现场实际生产数据和原油物性资料,分析电潜泵系统效率、产液量、流压和含水率等因素与电潜泵耗电量的关系,建立了一种考虑多影响因素的电潜泵耗电量动态预测模型。应用该模型对海上稠油井电潜泵耗电量进行预测,并与现场实际计量的电潜泵耗电量以及软件计算结果进行对比。结果表明,电潜泵耗电量动态预测模型考虑因素全面、应用方便、结果可靠,能够实时地计算电潜泵在运行过程中的耗电量,为电潜泵井的高效生产及生产管理措施优化等提供数据支持,可应用于海上稠油井电潜泵耗电量预测及新开发油田的快速评价。     

LC砂砾岩油藏出水类型及控水对策研究

LC油藏是我国西部新投入开发的砂砾岩油田，开发过程中出水现象普遍，已经成为制约产量的主要原因之一，油井控水是该油藏开发的技术难题之一。在油藏生产动态资料分析基础上，研究认为该油藏单井出水来源主要有4类，根据各种资料采用逐步排除法建立了出水来源多因素综合识别模式，利用该模式并结合生产数据开展了单井产水类型及变化特征研究，根据不同类型井的出水状况，通过深入分析出水机理和油藏出水分布规律，提出有效措施进行分类控水，现场应用取得良好效果。     

开发评价井分层地层测试工艺评价

目前国内海上探井进行地层测试时,会根据不同的地层条件选择下入不同的测试管柱,通过在钻台对测试管柱中的压控式井下工具进行操作,达到测试目的;一趟测试管柱只能实现一层的测试,对于已经下完生产管柱的多层合采井,在不动管柱的前提下无法采用现有的地层测试工艺来达到测试目的。采用一种可投捞式井下开关井工具完成了一口井4层的地层测试,取全取准了地质资料。以南海东部海域的一口开发评价井L-10a井为例,对采用可投捞式井下开关井工具实现地层测试的测试工艺进行了详细的阐述。     

基于BP神经网络的蜡沉积速率及清蜡周期预测方法

为应对XX油矿井筒结蜡对油井生产造成的严重危害,首先通过试验方法对原油基本物性以及析蜡特性进行分析,再运用SPSS大数据分析软件进行敏感性分析,发现油井产液量、含水量、生产气油比和生产时间是影响蜡沉积速率的地面生产特征,而剪切应力、原油黏度、径向温度梯度、蜡分布密度为其地下内在联系。将这4个内在影响因素作为输入参数,蜡沉积速率作为目标参数,使用SPSS Modeler软件建立神经网络模型。最终应用模型计算可以得到各油井的清蜡周期,针对蜡堵严重油井进行提前预判,采取相应清防蜡技术,降低结蜡对油田开发的不利影响,提高油井生产时率,这对油田的稳产具有重要的意义。     

井下钻压测量装置研制及应用

介绍了一种基于液压测试技术设计的井下钻压随钻测量装置,可实时测量井下钻压、井下环空压力等工程参数。对井下钻压获取方法及特点进行分析,对井下钻压测量装置的总体结构、原理、特点及工作性能指标进行简要介绍;最后对测量仪在试验井的实测数据进行分析,井下钻压测量装置请晰记录了接单根、开泵、停泵、起钻、通井、下钻、钻进等工况下的钻压和井下环空压力,所记录数据与录井数据和现场工况符合良好。     

海上油田套管损坏修复技术——以秦皇岛32-6油田F31井为例

秦皇岛32-6油田F31井生产过程中出砂严重,导致生产管柱被砂埋而无法正常生产,因此必须对F31井进行修井以恢复产能。在F31井取出防砂筛管和分层生产套管的套铣作业中,存在漏失严重、生产套管变形且有3个破损点的问题。针对F31井套管修复,技术上首次应用井下液压胀管技术和低密度加纤维的水泥浆体系,施工程序上采取替入法和平推法相结合的办法,成功修复并封堵了破损点。该井套管修复成功为海上油田作业积累了经验,同时为处理类似问题提供了范例。     

示功图监控诊断计量系统的建立与应用

示功图监控诊断计量系统的设计包括系统感知层、传输层、应用层,阐述了示功图诊断方法和计量方法。对胜利油田胜采九队36口抽油机井日产液量进行对比分析,示功图计量产液量比分离器计量产液量的准确性高。示功图监控诊断计量系统实现了单井工况诊断、井下技术状况、油井生产状况的多角度分析,节省了现场数据采集的用工量和测试工的用工量,降低了油田开发的劳动力成本,提升了油气生产现场的管理水平。     

苏桥油田低温管路混输试验研究

苏桥油田的原油通过在集输模拟试验装置上进行不同流量、不同含水、不同油气比和不同输送温度的投球清蜡试验中,找出了油、气、水混输的流动规律。即油气混合阻力系数“λ”与油气混合雷诺数“Re_(Lg)”之间关系。利用华北油气混输热力及水力计算公式计算出油井集输管路的热力和压力损失。计算结果表明:苏桥油田的集输管路采用泡沫塑料黄夹克保温防腐,埋地1米深,井口投球,单管低温不加热输送工艺流程较为合理。油井投产时井口最低温度达-26℃,计量站达-15℃,投产顺利,生产正常。苏桥油田实行低温不加热输送工艺流程,节约大量基建投资和能源,很有推广价值。     

低渗透裂缝性油田复合射孔注水技术研究

红岗北油田于2004年底投入开发,由于存在东西向天然微裂缝,造成东西向油井暴性水淹。对常用油层改造方法适用范围进行分析对比后,确定采用复合射孔技术,对注水层段进行改造。根据油层发育状况不同,采用变参数射孔技术,并且增加脉冲次数,从而提高油层渗透率;另外,通过控制注水压力在裂缝启动压力之下,确定东西向油井合理穿透率,进一步降低了注入水沿裂缝推进的机率。应用后东西向油井暴性水淹得到了有效控制,采收率提高5%左右。     

高含硫气井井口安全监测及截断系统研究

普光气田大湾采气区共有13口气井生产，气藏流压40～50MPa，关井压力35～37MPa，日产气量910×10^4m^3，气井H2S平均含量约15％，属于高含硫化氢气井，其安全生产尤为重要。大湾采气区各集气站井口安装有监测与截断装置，安装硫化氢探头、可燃气体探头、火焰探测器、工业电视监控仪等实现井口气体泄漏、火灾、压力异常等实时监测。井口监测系统将实时信息反馈到SCADA系统，在站控室和中控室人机界面进行显示，井口窭时信息参与SCADA系统的关断逻辑，达到关井要求时，可自动和远程关闭井下安全阀、地面安全阀，从而截断气源。该系统在普光气田大湾采气区投产后运行良好，为该采气区的安全生产提供了有力保障。