井口结构

井口结构（精选9篇）

井口结构 篇1

一、前言

地下储气井 (以下简称储气井) 是指以储存压缩气体为目的的地下立式管状承压设备, 其结构如图1所示。制造工艺为:先采用和石油钻井相类似工艺在地下打出裸眼井, 然后将井筒下入裸眼井内, 井筒由多根井管依靠接箍通过螺纹连接而成, 螺纹之间填充专用密封脂, 井筒和裸眼井之间的环形空间内注入水泥浆, 水泥浆固化后对井筒起固定和防腐作用。储气井主要用于汽车加气、天然气调峰和工业储气等, 其工作压力为25MPa, 属于三类高压容器。

与常规压力容器相比较, 储气井从结构、材料到制造工艺均有一定的特殊性, 需对储气井进行定期检验。

二、储气井井口结构改造的目的

重庆燃气集团现有在役CNG加气站共7座, 均建于2008年以前, 如须进行周期检测, 需将现有储气井井口的螺纹封头 (图2) 改成法兰封头 (图3) 。储气井口改造工作涉及CNG加气站及社会安全。为了不影响车辆加气, 公司按照市CNG协会统筹进度计划实施各个CNG加气站储气井改造。

三、井口改造案例

1.改造井的技术参数

储气井总容积12m3;数量6口 (高、中、低) ;井筒 (钢管) 直径、壁厚、钢级为177.8mm×10.36mm、N80Q;井间距1.65~3.75m;设计压力27.5MPa;

工作压力25MPa;强度试验37.5MPa (清水) ;气密性试验压力25MPa (天然气) 。

2.施工工序 (图4)

3.储气井基础加固

目前我国储气井发生的事故主要有泄漏、井筒上浮或下沉等事故。储气井基础加固的目的一是防止井筒上浮或下沉时导致管路拉裂;二是防止由于井下泄漏时产生的上顶力将井筒冲出地面, 引发事故。

(1) 基本要求

(1) CNG加气站停产施工。

a.对运营储气井做好消防安全及防护工作, 设置隔离带。

b.停止加气, 将井压降至10MPa以下, 并由施工单位对储气井工艺管道、阀件等处进行检漏并确认无泄漏。

c.将储气井天然气放空系统进一步排空, 直到压力表显示微正压。

d.拆卸井口封头时, 应将井内压力降为零, 并用清水置换, 排尽井中余气。

e.改造后的井口投入运营后, 按以上相同程序进行下一组井的改造施工。

(2) 根据中国特种设备检测院对在用储气井改造要求, 7″储气井井筒 (套管) 钢筋混凝土基础加固不得低于20m3。

(2) 储气井井口装置基础加固施工操作

(1) 挖坑。加固施工前, 须掌握汇分布及走向, 防止施工中造成储气井管汇的损伤。

(2) 挖坑规格。长4.8m×宽5.25m×深2m (管沟深度以下) , 加固池实际挖土方量大于50m3, 加固池边缘的最小距离≥0.75m。

a.对于φ177.8mm×10.36mm规格的储气井, 开挖深度≥1.8m, 加固池混凝土量≥20m3。

b.储气井在加固池内不居中的情况下, 加固池深度应增加, 混凝土用量应比正常情况下增多, 钢筋布置加密。

(3) 钢筋选用不低于2级 (HRB335) 级别的螺纹钢, 直径不小于φ18mm。横竖连接捆扎可靠, 禁止用焊接连接。

(4) 抱箍钢板的壁厚≥10±0.5mm。

(5) 钢筋网格两层, 钢筋交叉处用扎丝捆绑连接。

(6) 安装钢制抱箍及制作钢筋网架:安装与储气井套管管径相同的钢制抱箍, 抱箍在套管0~300mm与0~1 700mmm高度位置上分别卡平;现场预制与坑孔同一规格的钢筋网架平铺在钢制抱箍上固定。钢筋网架的材料应用φ18mm螺纹钢, 密度为200mm×200mm编织捆扎而成。

(7) 抱箍与钢筋的连接采用Q235以上钢级, 厚度≥10±0.5mm, 开有两个φ20mm通孔, 抱箍与钢筋进行连接。

(8) 混凝土浇注:混凝土标号为C25, 浇注过程中须用振动棒振动, 夯实, 混凝土养护期为7天。

4.改造施工

(1) 拆卸螺纹连接封头

(1) 合理拆卸, 严格按从外到内的顺序进行。

(2) 对于使用时间较长的套管, 拆卸时应均匀用力, 严防野蛮操作损伤丝扣。

(3) 若需要更换排污管, 拆卸时要做到轻放、慢升, 防止掉入井中。

(4) 拆卸完后清洗检查, 保证安装部位光洁无异物。

(5) 清洗完成后检查井口部件, 如有故障及时告知业主进行更换, 保证安装部位丝扣无损伤。

(6) 用切割方式对接箍进行折卸。

(2) 安装法兰式井口装置

(1) 安装前检验各零部件尺寸符合安装要求, 表面光洁、无损伤。

(2) 安装法兰式封头时, 按岗位分工, 作好劳动组织工作。

(3) 带好护丝, 密封脂必须抹均匀。

(4) 扶正后卡好液压大钳, 严防错扣。N80Q钢级套管 (φ177.8mm×10.36mm) 的紧扣扭矩值控制在最佳扭矩8 000~9 000N·m扭紧, 扭紧后外露丝扣不得超过2扣。

(3) 安装“防爆外加强固定装置”

“防爆外加强固定装置”规格为33mm×3mm×2 100mm, 将该装置连杆有丝扣部分与法兰式封头固定, 并将另一无扣端与钢筋网底边钩固牢实。

(4) 安装井口附件

新井口装置安装完成后, 再安装井口附件 (进、出气口管道组成件、井口阀件、压力表、表前截止阀) 。

(5) 强度试验

(1) 试验压力:37.5MPa。

(2) 试验介质:洁净水。

(3) 试验程序:

a.关闭排气管、排污管;打开进气阀、表阀。

b.按《固定式压力容器安全技术监察规程》要求, 缓慢升至设计压力27.5MPa, 稳压10min、无泄漏后, 升压至试验压力37.5MPa, 稳压4h, 无泄漏、无异常声响后, 卸压至设计压力27.5MPa, 稳压10min进行检查, 检查期间压力应当保持不变。

c.合格标准:无渗漏;无可见的变形;试验过程中无异常的响声。

(6) 严密性试验

严密性试验压力为额定工作压力 (即25MPa) , 稳压24h无渗漏为合格 (注:对因温度影响而产生的压降, ΔP≤1%为合格) 。

(1) 试验步骤:

a.启动加气站压缩机, 缓慢打压至25MPa, 关闭井口所有进、排气阀, 稳压4h检漏;检查所有的井口连接短节、阀门、仪表及排污阀, 此项工作为严密性试验前的检漏, 检漏时间应大于4h, 如发现储气井某处有漏气, 应卸压堵漏。检漏工作完成后, 再进行排液。

b.排液时压力应控制在0~5MPa, 适当打开排污阀, 开阀不宜过大过猛, 排完井内液体后, 以无明显水雾为宜, 排液时应与加气站前端系统的再生系统同时工作, 以保证井口为干燥清洁气体。

c.试验程序。试验时先缓慢升压至规定试验压力25MPa的10%, 保压10min, 并对连接部位进行初次检查, 无泄漏继续升压到规定试验压力的50%, 保压20min, 无异常现象后, 按规定试验压力的10%逐级升压、保压10min, 直到试验压力, 气体温度恒定后, 观察24h, 压降≤1%为合格。

(2) 严密性试验合格后应对储气井井筒内进行干燥, 无游离水为合格。

摘要：对在用CNG储气井井口结构形式由螺纹封头改为法兰连接的施工方法进行了全面阐述。

关键词：CNG储气井,井口结构,改造

参考文献

[1]TS G R0004-2009, 固定式压力容器安全技术监察规程[S].

[2]GB 50156-2012, 汽车加油加气站设计与施工规范[S].

[3]SY/T 6535-2002, 高压气地下储气井[S].

井口结构 篇2

青蛙跳出井口以后，它大吃一惊，原来世界真像小鸟说的那样大。天无边无际，一眼看不到边。一群大雁从头顶上飞过，更远处，飞机在天上飞，像是一只老鹰。公路上的汽车来来往往，爷爷奶奶们在公园里散步，公园里盛开着美丽的鲜花。

青蛙跳进河里，开开心心的游来游去，它从来没有这样开心过，从此青蛙在小河里快乐的生活。

井口结构 篇3

1 井口偏磨原因

最常见的游梁式抽油机井, 光杆由驴头带动, 穿过井口装置做往复运动。运动过程涉及到的三大部件中任何一个产生偏差, 均会导致光杆与密封器发生偏磨。这三大部件可分解为抽油机、井口装置和抽油杆柱。

1) 抽油机。抽油机驴头与井口的对中度是影响井口偏磨的最主要因素。根据柴英等的调查, 抽油机从制造、安装和维护等过程中存在多个环节影响对中度, 基本上不可能实现抽油机悬点与井口始终保持对中。2) 井口装置。井口装置对偏磨的影响来自于其自身的偏斜, 如修井时采油树被拉歪、表层地层运移使套管变形、井口偏斜等。由于光杆密封器一般是刚性连接在采油树上的, 井口偏斜后光杆运动时必然与密封器发生偏磨。3) 抽油杆柱。由于井身轨迹等原因, 抽油杆不会正好居中于油管中心, 而是在某些井段贴在管壁上运动。光杆被密封器强制局中于井口油管中心, 下部抽油杆会对光杆产生沿井口径向的拉力, 会导致光杆下部偏斜, 不过由于杆柱长度较长, 油管内径小, 由此造成的影响很小。

2 偏磨运动状态

理想的光杆运动状态是:井口轴线、光杆轴线、抽油机悬点垂线三线合一, 光杆只沿其轴线运动。在发生偏磨的油井中, 这三条线要么发生偏移, 要么发生偏转, 或者既偏移又偏转, 导致光杆运动时发生弯曲, 偏磨密封装置。

通过对井口偏磨原因的分析, 可以得出偏磨井光杆、井口和悬点垂线之间的位置关系及相对运动状态有以下三种情况。

1) 驴头与井口不对中。该情况下井口和光杆的轴线重合, 而悬点垂线与井口轴线有一水平偏移量。如图1 (示意图, 有所夸大) 中左侧所示, BD为偏移量。当悬绳器带动光杆运动时, 光杆露出井口部分就会发生弯曲, 使密封器单侧受力集中。

若将光杆密封器移除, 露出井口三通上接箍平面 (BD所在水平面) , 毛辫子是驴头圆弧面的切线, 井下杆柱和光杆由于受拉成一直线。分析可知, 如果没有密封器的束缚, 在井下载荷和驴头牵引力的作用下, 光杆在往复运动时, 其轴线会和毛辫子轴线重合, 与驴头圆弧面相切。该切线与竖直方向存在变化的夹角 (∠B’A’C’≠∠BAC) , 与三通上接箍平面的交点会在水平面上随往复运动发生偏移 (E点偏移到E’点) 。2) 油井井口偏斜。该情况下采油树与井下油套管轴线有一夹角, 悬点垂线正好通过油套管轴线。如图1中 (示意图, 有所夸大) 中右侧所示, AB段为未偏油套管轴线, BC段为偏转后井口轴线, ABEF为光杆轴线、悬点垂线。按照情况 (1) 的分析方法, 去掉光杆密封器的束缚, 则光杆会沿竖直方向做无偏斜运动, 其与偏斜后的井口三通上接箍平面的交点固定, 接箍平面相对水平面有一倾角。3) 井口偏斜、驴头不对中。即前两种情况的叠加。此时采油树轴线与油套管轴线有夹角, 悬点垂线与油套管轴线有水平偏移。该情况下, 光杆的运动状态综合了前两种的特征, 其轴线与毛辫子轴线重合, 与驴头圆弧面相切, 与竖直方向存在变化的夹角, 与三通上接箍平面的交点在水平方面内移动, 三通上接箍平面与水平面有一倾角。

3 光杆密封器调偏结构设计

通过对偏磨运动状态的分析可以看出, 光杆密封器的调偏机构不但要能适应光杆运动过程中偏角的变化 (能调斜) , 还要具备适应光杆与井口横切面交点偏移的能力 (能调偏) 。

通过调研, 现有光杆密封器已有可实现调偏和调斜功能的设计, 但只能定期手动调节, 而可实现随动功能的密封器其调偏机构的密封部分易磨损失效。为此在调偏结构中引入了波纹管。最终设计的结构 (图2) 由万向球头、球座、波纹管、底座等组成。球头结构可自由偏转, 上部连接光杆密封部分后, 能适应光杆运动时的偏角变化, 同时球座可沿底座内孔顶平面滑动, 实现上部球头结构的平移。波纹管连接并密封球头和底座, 可随球头的转动和水平滑移自行弯曲、偏斜, 免去了球座上的轴向密封, 提高了密封可靠性。

(1) 球头 (2) 压帽 (3) 球座 (4) 波纹管 (5) 底座

4 结语

通过调查井口偏磨原因, 分析偏磨井光杆与井口相对运动规律, 总结出了光杆密封器调偏结构的功能需求, 以此为指导设计了光杆密封器的调偏结构, 对于调偏式光杆密封器的设计具有一定的参考价值。

参考文献

[1]柴英, 宋强, 靳玉虎等.浅谈影响抽油机驴头与井口对中的因素及解决方法[J].应用技术, 2010.

[2]岳桂杰, 龙昌明, 张林俊等.抽油井光杆调偏防喷密封器的应用[J].石油矿场机械, 2006.

[3]陈容新, 陈景世, 孟向军.抽油井口随动对中光杆密封器[J].石油工程建设, 2000.

[4]张立勇.可调偏调斜井口光杆密封器的研制[J].石油机械, 2001.

井口管理制度 篇4

1、井口的安全管理责任由井口信号工负责，一切入井人员要听从信号工的统一指挥。

2、入井人员要在井口5m以外等罐，依次乘罐上下井，严禁在井口拥挤、抢罐或打闹。

3、进入人员必须佩戴好安全帽、胶鞋等劳保用品。

4、严禁人、物混装上下井罐笼，严禁超载，规定每罐每次乘人不得超过9人。

5、火工品材料必须单独上下井，有专人看管，上下井要避开上下班时间，并且炸药和雷管分开下放。

6、井筒运输长器材时，必须与绞车司机联系好，专罐上下，并要用棕绳或铁丝绑扎牢固，不得超出罐笼边缘。

7、必须保持封口盘清洁，材料堆放必须在离井口5m以外。闲杂人员不得靠近井口，5m范围内不得有杂物和碎石，不得向井口棚丢任何物品，预留的管（洞）口要封严盖好，其余孔、洞口必须封严，不得随意打开。

8、井筒提升严格按信号规定操作，不得违章操作，信号工必须严格遵守现场交按班制度。

井口智能间歇抽油技术研究 篇5

关键词：智能间歇,钢丝绳,抽子,节能降耗

1 前言

在油田生产中, 常规抽油机举升方式存在一次性投资大、能耗高、系统效率低等实际问题, 该技术同常规抽油机举升方式相比, 取消了抽油机、抽油杆和地面拖动装置等常规抽油设备, 系统效率有较大提高, 节能效果显著。

2 系统组成及原理

2.1 系统组成

井口智能间歇抽油举升工艺主要由钢丝卷筒、排绳器、电动机、滑轮、井口支架等井口装置及自动化智能装置组成。 (如图1所示) 。

1-机架;2-电控柜;3-刹车装置;4-钢丝滚筒;5-深度传感器;6-传动链条;7-电动机;8-圆面钢丝;9-排绳座;10-排绳丝杠;11-下限位滑轮;12-上限位滑轮;13-导轴;14-丝杠座;15-排绳支架;16-滑轮;17-重力传感器;18-数据发射器;19-防盗报警器;20-井口支架;21-斜拉筋;22-直拉筋;23-抽子。

2.2 技术原理

地面自动化智能装置通过钢丝绳带动提捞抽子做上下往复运动, 当抽油时电机反转, 抽子带着钢丝下行, 当抽子到达液体液面时, 重力传感器感应到重力变化, 深度传感器感应出液面高度, 此时抽子继续下行, 当抽子到达设置深度时, 电机正转抽子上行, 当抽子抽油上行至所设定的深度时, 电路控制箱内的控制系统指挥电机停止转动, 制动器制动使钢丝不再继续上行, 根据液面恢复速度确定抽子停止时间, 等液面恢复一定高度后, 电路控制箱内的控制系统指挥开启制动器, 同时使电机反转, 抽子带动钢丝向下运动, 当抽子到达液面时继续下行到设置深度, 电机正转抽子上行抽油;根据每次测得的液面深度的变化, 电路控制箱内的控制系统自动增加或减少抽子停止时间, 从而提高抽油效率。

3 技术配套可行性研究

3.1 钢丝绳结构设计

针对普通钢丝绳复合层容易破损漏油进行技术改进。一是研制填充钢丝绳粘胶和外层复合层材料配方;二是在钢丝绳编织加工时, 采用边编织边注胶工艺, 使钢丝绳内部空隙全部被胶体填充;三是钢丝绳外层复合层采用新型耐磨材料。

(a) 普通复合钢丝绳结构; (b) 钢丝缠棉绳复合技术; (c) 全密封多层全复合钢丝绳

最早应用的钢丝绳采用的是图2 (a) 形式是六股复合材料的钢丝绳, 在现场试验过程中发现有漏水的现象, 并且冬天材料脆、易断, 针对这一问题我们对钢丝绳做了改进, 采用钢丝缠棉绳复合技术, 解决了易断的脆性, 但发现复合钢丝绳的复合材料与钢丝绳之间有大量的缝隙吸水膨胀, 且棉线材料不适合, 当井底压力大, 一旦复合钢丝绳出现一点问题, 就会导致钢丝绳漏水, 致使钢丝绳密封不严, 出现“灌肠”、胶料剥离的现象。经过不断的试验与改进, 采取特殊的生产工艺, 在生产单根、单股及整根钢丝的时候均复合材料, 将钢丝绳的缝隙完全填满, 并在外层多层编网复合高强度光滑材料, 有效的提高了钢丝绳的使用寿命, 同时使井口的密封性能更为可靠。

3.2 提捞抽子结构工艺设计

提捞抽子是智能抽油装置的重要工作部件, 主要由上接头、球、球座、接头、中心管、背帽、压帽、胶筒、弹性块、隔环、下接头等组成。为了解决提捞抽子密封效果和胶筒使用寿命之间的矛盾, 先后使用普通橡胶胶筒、牛筋胶筒、弹力布胶筒、金属环胶筒, 从结构上及材料上进行改进, 目前所采用的胶筒材料为聚氨酯树脂材料, 采用金属环结构, 较大程度延长了提捞抽子的使用寿命。

3.3 油管结构工艺设计

针对普通油管连接结构, 存在两根油管接箍对接处缝隙大, 抽子胶筒磨损严重、易卡, 胶筒和钢丝绳寿命低等问题, 对油管结构进行了工艺技术设计与改进。一是增加油管丝扣长度, 由53mm增加到60mm, 普通油管上紧管扣后, 油管内部管扣缝隙长度一般为10-20mm, 通过加长管扣和特殊工艺加工, 使上扣后管扣缝隙缩小到3-5mm;二是采用特制加工的油管和接箍, 消除两油管接箍对接处间隙, 将原来的锥扣连接改造为标准螺纹连接, 增加o型圈密封, 这样可以保证使丝扣能够上到位, 两油管对接接触面是平面, 消除两根油管之间的缝隙。试验后抽吸过程中载荷变化平稳, 没有出现卡抽子和钢丝绳拉坏的现象, 提高了抽子胶筒和钢丝绳的寿命。

3.4 排绳换向系统结构设计

电机通过钢丝绳在滚筒上的缠绕来牵引提捞抽子上下运动, 将原油提升至地面进入生产管线。由于牵引距离长, 而滚筒的直径和宽度都较小, 所以钢丝绳在滚筒上要缠绕好几层。为了避免钢丝绳在滚筒上出现乱绳现象发生, 需要一种排绳换向系统, 以使钢丝绳在滚筒上缠绕时实现有序排列, 以达到安全生产。针对电磁离合器排绳方式, 容易丢转, 难以控制问题, 采用链条进行机械传动方式, 避免丢转、排绳不齐问题。

4 现场试验及效果分析

2007年现场试验2口井, 与原抽油机举升方式相比, 平均单井日节电56.22kWh, 综合节电率达到67.02%, 平均无故障运行时间达到372d。

5 结论

5.1 井口智能间歇抽油技术与抽油机举升方式相比, 具有一次性投资少、泵效高、能耗低、系统效率高等技术优势。

5.2 井口智能间歇抽油装置由于改变了原抽油机运行模式, 可根据液面深度、液面恢复速度的变化自动设定合理的间抽时间, 实现了智能间歇抽油。

5.3 用涂有复合材料的钢丝带替抽油杆, 没有抽油杆、抽油泵、负荷减小、无偏磨现象, 维修方便。

5.4 由于实现自动计量, 减少了计量设备资金投入, 同时实现自动探测、存储数据, 减免了测试工作量。该技术成功研究与应用, 为油田探索出一条全新、高效的举升方式, 特别是在外围低产、低渗透油田高含水开发期, 有着十分重要的意义和广阔的。

参考文献

[1]张琪, 《采油工程原理与设计》, [M].山东:石油大学出版社, 2001:135-141.

[2]陈涛平, 胡靖邦, 《石油工程》, [M].北京:石油工业出版社, 2002:439-452.

采油井口密封装置的研制 篇6

密封问题对于采油井口影响颇大, 造成影响井口密封的因素, 一是盘根盒扶正装置不合理, 二是盘根盒压盖更换过程中损伤光杆严重。据有关资料统计, 目前我国有杆抽油井占机械采油井总数的90%以上, 而有杆抽油井中其井口密封装置的98%以上均采用常规光杆密封装置。由于结构上的缺陷, 常规光杆密封装置在现场应用中暴露出许多缺陷, 密封圈的失效率较高, 采油工作时率低。

一、常规井口密封装置的缺陷

1、常规式井口密封装置

常规式井口密封装置主要存在以下缺陷: (1) 密封圈的形状不合理, 抗挤压、抗磨损的能力较差, 其密封效果不甚理想。 (2) 密封圈的材质一般采用丁腈橡胶, 耐热性较差, 弹性补偿性能不好, 易老化, 其工作性能不理想。 (3) 密封圈安装和拆卸不方便。 (4) 光杆上下往复运动时对井口中心产生一定的随机性和定向性偏摆, 由于没有调偏调斜机构, 导致光杆对密封装置中的盘根产生偏磨, 使盘根早期受损, 降低了盘根的使用寿命。 (5) 没有防喷机构, 在出现井喷时, 没有有效的应对措施, 会导致原油损失和环境污染。

2、改良型井口密封装置一

改良型井口密封装置结构如图1所示。该装置主要存在以下缺陷: (1) 密封圈的形状不合理, 密封效果不理想。 (2) 密封圈的材质选用不合理, 工作性能不理想。 (3) 密封圈安装和拆卸不方便。 (4) 密封盒采用圆柱形, 密封圈在光杆周围分布不均, 受挤压偏磨, 降低其使用寿命。 (5) 没有调偏调斜机构, 降低密封装置的使用寿命。 (6) 防喷系统结构复杂, 操作麻烦, 也不利于密封装置向简便化方向发展。

密封装置结构简图

3、改良型井口密封装置二

改良型井口密封装置结构如图2所示。该密封装置主要存在以下缺陷: (1) 密封圈的材质选用不合理, 工作性能不理想。 (2) 锥形密封圈的综合性能提高不大, 而且还对密封腔的内部结构提出了新的要求, 加工成本提高。 (3) 该密封装置没有设计具有一定间隙的衬套, 密封圈本身的锥形设计使其受力相对于矩形增大, 密封圈下端很容易被挤出。 (4) 没有调偏调斜机构, 降低密封装置的使用寿命。

二、新型井口密封装置的研制

1、结构及特点

新型井口密封装置主要由底座、本体、密封圈、压套、压盖、手柄、连接体、盒体等组成, 结构如图3所示。角度调偏斜机构用来实现密封装置的角度调偏斜, 消除偏磨, 底座下部通过卡箍直接与井口连接, 底座上部与连接体下部球面接触, 二者通过外端法兰上的螺栓联接。防喷机构用来实现防喷功能, 通过手柄旋紧密封腔挤压密封圈来控制井喷, 其上部通过螺纹与密封盒连接。密封盒是密封装置的主体, 压紧螺旋缠绕在光杆上的盘根实现密封功能, 通过螺纹其上端连接盘根盒, 下端连接防喷机构。盘根盒用来存储盘根, 为密封盒提供盘根, 盒中的盘根与密封盒中的密封盘根为同一个盘根。

2、工作原理

(1) 密封原理:

压盖通过下压套来压紧密封盘根, 盘根产生轴向和径向变形, 紧贴光杆和密封腔内壁表面, 间隙被填塞而达到密封的目的。另外在密封装置正常工作时, 多级密封盘根间形成多级液环, 环中充满润滑剂, 既起到较好的自润滑作用, 又起到一定的液体自封作用, 进一步加强密封。

(2) 角度调偏斜原理:

密封装置中的底座上部与连接体下部球面接触, 外端法兰上的联接螺栓也采用球形垫圈, 在光杆上下往复运动中, 通过调整螺栓和螺母, 依靠光杆偏磨面的侧向力角度调偏斜机构可以自行调整, 实现密封装置在一定范围内进行角度调偏斜。

三、现场应用

新型井口密封装置的技术参数为:适应光杆直径25mm、28mm、32mm、38mm;设计工作压力0~2.5MPa;盘根规格11mm×17mm (普通传动V带) ;调偏角度-5°~5°;安装高度466mm;最大旋转半径206mm;与井口连接形式为卡箍。

现场操作说明: (1) 密封盘根受损后, 只需旋转上层手柄, 通过上压套来压紧密封盘根, 即可恢复密封盒的密封功能。 (2) 密封盘根失效后, 应开启防喷机构, 打开密封盒, 更换盘根, 然后关闭密封盒。 (3) 更换盘根或出现井喷时, 须旋转手柄, 通过下压套来压紧防喷密封圈, 实现密封。 (4) 为避免盘根受挤压磨损, 通过旋松角度调偏斜机构法兰上的螺栓, 依靠光杆偏磨面的侧向力该机构自行调整, 达到调整同轴心的目的, 然后旋紧螺栓即可。

摘要：为解决常规光杆密封装置在现场应用中暴露出许多缺陷, 本文探讨了一种适合于油田有杆抽油设备中的井口光杆密封的新型采油井口密封装置, 分析了目前常用的三种井口密封装置的结构, 工作原理, 以及现场应用中存在的缺陷, 研制了一种新型采油井口密封装置, 具有一定的参考价值。

井口自动加注装置应用效果分析 篇7

1. 太阳能电池板:

多晶硅太阳能电池板, 利用太阳光热能量转化成为电能量, 而实现光电转换, 太阳能利用效率在14%左右, 太阳能板表面采用有机玻璃制造, 可承受暴雨, 冰雹, 强风沙等恶劣天气对其的影响。

2. 蓄电池:

本系统使用:铅酸电池:495X185X300 mm X2块, 单块电池电压12V, 容量150AH, 充满电后可供500w电机运转5小时左右。

3. 逆变器:

将24V直流电转换为220V交流电, 设计装机容量1000W, 启动瞬间峰值功率可达2000W, 完全可启动更大功率用电设备。其具有过压关断、欠压关断、欠压报警、过温保护、过流保护、短路保护、自动恢复、工作指示和故障指示等功能。

4. 系统控制器:

本设备系统控制所包含有:太阳能充电控制器, 时间控制器, 远程控制器。

5. 微型电动试压泵:

DSY-10MPa是一台往复式柱塞泵, 是在引进日本、台湾的先进技术的基础上, 研制生产的DSY微型产品。体积小, 重量轻, 移动方便, 易于更换, 发热量小, 噪音小, 节能, 方便灵活, 功能完备完全适用于能源不足, 交通不便的地方使用。

6. 药液水箱:

本水箱是采用了2mm厚的304#不锈钢材质生产制造的, 防锈防腐能力极强, 外部安装有液位计可清楚直观的看到箱内液位, 水箱里面安装有水位无液体关断开关控制器, 箱顶部预留有加注进口孔方便注液, 外部预留有足够的间隙方便今后放入保温材料之用。防止在冬季水箱内部药液结冰。

二、控制原理

首先, 由太阳能电池板接受太阳光热能量, 将太阳能转化为电能量, 实现光电转换, 太阳能利用率在14%左右, 同时将电能储存在串联的两块高能蓄电池内, 充满电后可供500w电机运转10小时左右, 为保证电池使用温度, 防止天气炎热、寒冷对电池产生影响, 必须将电池深埋于地下2米左右。然后, 通过逆变器将24v直流电转化为220v交流电, 从而给整套设备供电。其次, 通过设定时钟控制器, 给接触器反馈信号, 控制电源开关的连接状态, 与此同时, 远程控制器同样可以控制接触器的相关动作, 它利用GSM网络信号以手机短信的方式对泵机进行启动和停止控制。一般情况下, 远程控制接收器设定为常开状态, 由时钟控制器的反馈信号控制接触器的开关动作, 只有当收到短信提示时, 可对接触器进行开关控制。

三、应用效果分析

1. 实验阶段

本次试验选井苏东45-68井, 该井于2009年6月投产, 生产层位盒8上+山1, 投产前套压21.5MPa, 试气无阻流量1.85万方/天, 初期配1.0万方/天。截止2010年10月20日, 累计产气量372.3869×104m3。该井采用井下节流工艺生产, 节流器下深2080m, 投产初期生产较为平稳。2010年6月该井生产时套压异常上升趋势, 气量下降至0.5万方/天, 判断该井积液, 通过泡排措施后套压降至7.8MPa。且该井冬季频繁冻堵, 影响生产。

(1) 自动加注泡排剂试验

苏东45-68井, 需持续泡排才能缓解积液趋势, 11月对该井加装井口自动加注装置, 从套压缓冲器处增加三通连接加注管线, 利用时钟控制器设置, 对该井每日加注泡排剂10分钟, 每次加注量30L, 连续加注3天, 该井套压持续下降, 日均气量上升0.1517万方, 试验效果明显。

试验效果评价:

该井在试验过程中运行平稳, 泡排无需关井, 无需人员井口操作, 泡排效率高、采气时率高, 产量明显增加。

试验过程中设备运转稳定, 操作性强, 通过时间控制器设定, 定时加注持续3天, 结合远程控制器不定期加注2次, 设备运转效果良好。

(2) 自动加注甲醇试验

(1) 、试验准备:将苏东45-68井设备药液水箱介质更换成甲醇;将设备加注端连接至管压压力表考克处 (该井为航天阀) 。

(2) 、自动加注:发现油压异常升高时利用手机发送短信开启设备自动加注甲醇;压力下降至正常结果时发送短信关闭设备。

(3) 、效果分析:冬季生产中通过远程控制器接收短信自动启、停设备10次, 完成解堵5次, 设备运转稳定、操作有效。

(4) 、效果评价:自动加注装置远程控制系统运行稳定, 使解堵工作及时、有效;罐存量1000L, 冬季解堵甲醇消耗较大, 且无液位远传, 需频繁补充。

效果对比:1、解堵过程相比人工解堵及时、有效、省时省力;

2、解堵效果相比滴定罐可节约甲醇用量;

四、设备运行效果评价

1、设备在试验过程中, 运行平稳, 故障次数少, 维护率低, 可靠性强, 达到了理想的运行效果;

2、设备控制系统运行效果较好:远程控制系统及时间控制系统均能有效控制, 准确度及灵敏度高, 故障率低, 能够实现设备自动加注的智能控制;

3、该设备在试验阶段运行时间短, 操作次数少, 其太阳能板在特殊天气运行效果, 蓄电池性能及控制系统的稳定性有待于进一步评价。

五、经济评价

本次试验, 在综合考虑了实验设备开发、运输、安装等费用的情况下, 总投入金额为17万元左右。通过本次井口自动加注装置的试验, 苏东45-68井日均增产1517方, 对于该井, 自动加注装置若能连续使用4个月即可收回成本, 另一方面, 苏东45-68井作为往年冬季易堵井, 在当年的冬季生产过程中, 由于投运自动加注装置进行远程控制加注甲醇, 从而减少了对于该井的冬季解堵频次, 降低了解堵过程中人力、物力的投入。但该设备压力等级仅为10MPa, 应用中具有一定的局限性。

综上所述, 该设备具备推广性与现场应用性。

摘要：本文围绕井口自动加注装置在现场的应用, 详细阐述了设备构成, 控制原理, 通过夏季自动加注泡排剂开展排水采气及冬季自动加注甲醇实现快速解堵实验, 评价该设备的适用性及推广性。

井口防盗装置的研究及应用 篇8

关键词：井口防盗,防盗锁,防盗丝堵,资料录取,准确安全

一、引言

由于原油价格的居高不下, 大量的低含水油井成为盗油分子的目标, 而且油田上应用的采油树大多数都不防盗, 使得盗油分子在井口盗油更加猖獗, 有的断块成为了油区综合治理的重灾区, 综合治理的难度非常大。

二、防盗装置改进前的状况

目前, 现场应用的油井采油树正常生产时, 在油嘴套的最外端安装有丝堵, 而且为了检测管线压力和取油样, 在立导管上安装有压力表阀门和取样阀门, 录取压力和取样都非常方便, 油嘴套处的丝堵也很方便于油管试压、处理管线等工作的进行, 但是这些装置也成为盗油分子盗油的便利途径。虽然加强了巡线、巡井的力度, 但不法分子仍然在压力表阀门、取样阀门、油嘴套的丝堵处盗油, 使原油产量损失惨重。万般无奈之下, 只能将取样阀门、压力表阀门、油嘴套丝堵处全部封死。采取这项措施之后, 收到了一定的效果, 但是封死压力表阀门、取样阀门、油嘴套丝堵后, 造成无法正常录取压力、取样和进行油管试压、处理管线等工作, 给工作带来诸多不便, 无法录取准确的资料, 就很难对油井井况进行合理的分析, 无法诊断油井的井况, 使工作一度陷入了被动的局面。为了改变这种被动的局面, 在反复论证和实验的基础上, 我们研制了油井采油树测压、取样、防盗装置。

三、防盗装置的结构原理

油井采油树测压、取样、防盗装置是由外工作筒、底座、弹簧、钢球、球座、防盗锁、丝堵、密封圈、测压取样管组成。外工作筒左端加工有外螺纹, 内圆加工有一个凸台, 凸台孔内加工有螺纹。右端外圆孔内加工有螺纹和锁槽。底座为筒状, 左端加工有外螺纹与外工作筒相连接, 右端加工有内螺纹与球座相连接, 底座内有弹簧和钢球, 钢球与球座接触, 密封不漏。测压取样管与球座相连接。锁为圆柱形中间设有锁芯, 圆柱形锁的横向处加工有通孔, 通孔里安装有圆柱形锁牙, 并能安装在外工作筒内的锁槽处。测压取样管为一圆管, 一端加工有环形密封圈, 密封圈后有丝扣并与球座相连接。测压取样管上还安装有压力表阀门和取样阀门。球座为两端分别加工有内、外螺纹, 中心为通孔的圆柱体, 外螺纹与底座相连接, 内螺纹与测压取样管相连接。

四、防盗装置现场应用说明及效果分析

1、现场使用说明

本装置是为了解决现有油井采油树测压、取样、防盗等问题。把加工好的油井采油树测压、取样、防盗装置的外工作筒与油嘴套丝扣连接好并焊死, 当油井需要测压取样时, 用专用工具把防盗丝堵卸下, 再用钥匙打开并取下防盗锁, 然后拧上测压取样管, 使之顶开钢球, 测压力时打开压力表阀门, 取样时打开取样阀门, 这样就可以进行录取压力和取样工作。

当录取完资料后, 卸下测压取样管, 锁好防盗锁, 上好丝堵, 就可以进行正常采油生产, 由于防盗锁和防盗丝堵的作用, 使不法分子无法偷盗原油, 起到了防盗的目的, 而且在通管线时, 只需卸下丝堵, 打开防盗锁, 接好处理管线的车即可处理管线, 不需要卸丝堵放压, 减少了原油损失和环境污染。

2、改进后的效果分析

使用油井采油树测压、取样、防盗装置后, 使油井井口盗油严重的混乱局面有了明显的改观, 取代了油井采油树的取样阀门、压力表阀门。录取压力、取样及油井试压、处理管线等操作都在油嘴套处进行。防盗锁和防盗丝堵的使用, 有效的解决了盗油的问题。使用该装置后, 油井的日收油量明显提高, 输差也由未使用前的14.1%降低到使用后的12.3%, 见到了明显的经济效益。

由于防盗丝堵和防盗锁的双重防盗作用, 在上述7口井上应用以来, 没有发生井口盗油的现象;

由于单流阀位于管线的中部, 有油流通过, 使取样的准确率大大提高;

如果单流阀、防盗锁损坏可单独卸下更换, 降低成本;

五、取得的经济效益

稠油井口防喷装置的应用 篇9

1更换盘根时, 密封盘根直接承压的影响

(1) 更换下级盘根时, 井口无控操作, 存在安全隐患 (稀油井井口有胶皮闸阀) , 地层压力稍有变化就会发生井喷。

(2) 更换下级盘根时需要井口放空, 造成大量原油落地, 即浪费又污染, 还会增加劳动强度和工作时间。

2井口偏磨对生产的影响

(1) 光杆偏磨, 强度受损, 影响光杆寿命。

(2) 盘根偏磨, 造成井口泄漏。

(3) 缩短密封周期, 增加维护成本。

3注汽时, 承受高温、高压的薄弱部件为盘根。

4井口安装误差和井斜影响, 导致偏磨。

5同时, 盘根密封受具体条件的影响甚大。

二、新型防喷装置的应用

本设计包括通过螺栓连接安装在采油井口座上的盘根盒底座, 盘根盒底座中心孔的下部内通过螺纹连接着一根密封套管, 光杆从密封套管中穿过, 光杆与密封套管之间呈滑动配合, 密封套管的下端伸至采油井口座下方的油管内。本实用新型能实现带泵注汽时金属硬密封控制井喷, 耐高温高压, 安全环保节能;实现抽油井光杆强制扶正, 提高上级橡胶盘根密封周期;防止因井偏引起的光杆磨损破坏以及光杆卡子对密封光杆的损伤;实现硬密封工艺, 密封外套与喷焊光杆组成的摩擦副, 在1.5MPa压力下, 漏失量仅有1m L;上级盘根作为辅助密封措施应用, 延长维护密封周期3~10倍。

1由金属密封件取代盘根, 承担高温、高压。密封内体、密封外体为全金属结构, 外表面特殊处理, 耐磨、防腐, 硬度高达HRC70, 光洁度达到镜面水平。

2正常抽油时, 密封件不接触, 避免偏磨。

3产品结构介绍

三、工作原理

1需要带泵注汽或更换盘根盒盘根时, 上提光杆, 密封内体进入密封外体, 此时注汽压力由内、外体金属件承担, 利用金属间隙密封。

2需要更换盘根盒下级盘根时, 上提光杆, 内体进入外体, 此时油井油压由内、外体金属件承担, 更换盘根。

3正常抽油时, 打开放汽接头, 下放光杆一定距离, 内、外体完全脱开, 并保持一定距离, 实现正常抽油。

四、性能介绍

1常温漏失量数据

配合间隙在0.1mm, 不进行锥体密封时, 10MPa漏失量为:0.35升/分钟;15MPa漏失量为:0.5升/分钟;20MPa漏失量为:0.7升/分钟。

2线性热膨胀数据

温度每升高100℃时, 防喷外体与内体间隙缩小0.015mm, 在300℃情况下, 间隙缩小0.035mm~0.045mm。

五、优点

1实现带泵注汽防喷, 耐高温高压, 安全环保节能。

2在更换盘根时防喷, 保证安全、有控操作。

3注汽转抽时不动油管柱, 及时转抽, 充分发挥注汽效果。

4省时省力。

摘要：在稠油开发 (生产、注汽) 过程中, 井口盘根盒与光杆接触缝隙处受蒸汽高温、高压的影响, 经常产生井口刺漏, 使油井无法控制 (稠油井无胶皮阀门控制机构) , 直接造成井喷现象, 不仅影响油田安全生产, 而且造成环境污染。为此, 风城油田作业区大面积推广应用了注汽防喷装置, 即在稠油生产、注汽过程中, 一旦发生井喷 (无控制) 现象, 将抽油机井光杆上提与井口防喷装置配合, 即可达到对油井泄漏进行控制密封的目的。

关键词：防喷,注采,光杆密封器

参考文献

[1]戴玉良, 汤红革, 戚元久, 等.稠油热采两用泵井口防喷器的应用[J].中国设备工程, 2015 (04) :59-59.