采油工艺

采油工艺（共10篇）

采油工艺 篇1

引言

自喷举升方式在油层自然能量充足的情况下应用普遍, 这种方式最为简单, 能使生产井获得很大的经济效益.但目前我们的油气田大部分已经处于中后期, 在此时期内.油层能量已经衰竭, 没能够再进行有效地举升.气举采油方式作为自喷采油后的一项有效的举升方式, 能有效地提高采油经济效益.气举采油是依靠从地面注入高压气体, 然后注入气和油层流出流体在井筒内有效的混合, 利用气体的膨胀, 使井筒内的混合液密度降低, 从而将流入到井内的流体有效的举升到地面的一种举升方式。这是一种老式的常规的一项气举举升方式。近些年, 气举采油有了新的发展, 出现了很多在传统气举举升的方式的基础上形成了的新的气举方式, 现在我就一些新型的气举采油工艺技术进行了比较系统的介绍。

1 柱塞气举举升技术

柱塞气举采油技术是一种比较新型的采油工艺技术, 他的新的发展是我们的石油行业发展的一项里程碑, 这种技术能大大的提高石油举升效率。柱塞气举采油的举升机理是在关井时期的时间段内通过储存在柱塞下方的天然气能量, 这些能量能使柱塞下方的的压力回复, 经过一段时间, 当开井时就会在柱塞下产生一定的压差, 这些压差将会成为举升原油的动力, 这种方式和传统的气举举升相比具有一定的优势, 柱塞气举举升技术是传统举升技术的发展和完善, 这种技术能够避免传统气举采油时的一些不足, 能够减少油流在上升的过程中的由于气液密度差异而引起的液体滑脱损失, 这种滑脱损失能够降低气体举升的效率.另外柱塞气举举升通过柱塞的上下滑动能够有效地清除油蜡, 这也有利于举升效益的提高, 柱塞气举举升技术的柱塞采油系统构造也比较简单, 投资较低.由于在关井时期天然气在柱塞下方的聚集, 使柱塞下方的压力值升高.同时利用有效压力差使柱塞上下移动, 另外柱塞能把气液有效地隔离开来, 这显然能有效地降低液体的滑脱损失。柱塞的有效上移, 能推动柱塞上的液体向上移动, 最终液体被有效地举升到井外。接着柱塞依靠它的自身的重力作用使柱塞滑动到井筒中, 在柱塞下落的过程中会有效地清洗井筒中的在油井举升过程中的油蜡。这种举升方式也有一定的使用限制, 柱塞举升技术一般利用在油气比比较高的油层 (一般气液比在251以上) , 有充足能量的, 存在液的和间喷的生产井。但是这种技术相比传统气举具有很大的优势, 柱塞气举举生技术投积资少, 维修简单和维修费用少.有利于气举效率的提升和综合经济效益的提高, 这种技术得到了油田相关人员的一致好评。

2 喷射气举采油技术

喷射气举采油技术和柱塞采油系统一样也是一种比较新型的采油技术, 这种采油技术充分有效地利用了普通气举采油技术和射流泵采油技术的优势, 从而使举升效率得到了有效地提高, 普通气举采油技术和射流泵采油技术已经得到大家普遍的认可.虽然人们在利用的他们的过程中也认识到他们有些缺陷, 但是相比之下, 他们还是一种比较经济有效地举升方式。人们认识到这种情况以后就通过了些许年的研究和实验使这种新型的喷射气举采油技术发展起来了, 喷射气举采油技术是在气举举升技术的基础上新兴起来的, 喷射气举举升技术通过改变了气举举升采油系统, 在油井最下面的气举阀部位安装了射流泵, 同时也可以在气举阀以上的部位再安装一个或多个射流泵.喷射气举举升技术利用注入的气体作为动力的来源, 射流泵能够有效地降低井底压差, 从而使生产压差增加, 同时还可以在井底改变流体的状态形成乳状流或雾流, 这种流型虽然加大了流体间的摩擦力, 但是它也能够有效地降低液体的滑脱损失, 能够增加采油效率, 增加产能。喷射气举采油技术应用范围较广, 他可以用在温度较高的生产井, 出沙井, 深井, 斜井, 大位移井等等。现今喷射采油技术已经在国内外得到了应用.喷射采油有很多形式.比如标准喷射气举, 气举喷射气举, 多级喷射气举等等, 这些不同的气举技术适合不同的油层, 所以当我们在不同的环境和地层条件下我们应该认真仔细的思考, 从而最终选择一种最适合油井生产的方式, 从而使生产井的产能在现今的生产水平下达到最高。

3 定流量气举采油技术

作为一种新型采油技术的定流量采油技术有着很大的现实使用价值, 定流量采油技术主要应用定流量气举阀和定流量气举柱来完成的油气的有效举升, 定流量气举阀在定流量气举装置中起着最为重要的作用, 此种气举阀依靠压力差进行有效地控制, 在进行举升的过程中, 气举阀是控制在开关上, 依靠油管上的压差来进行关闭.所谓的定流量是指在气举阀被打开的过程中, 通过的气体流量只与进口的压力有关。这种定流量气举阀结构和调试都比较简单, 在使用的过程中可以比较简便的调试参数, 进行参数优选, 并且便于维修.这种优点能够增加他的使用寿命.定流量气举采油技术有着极其广泛的使用范围, 他的完善和成熟有着非常重要的现实的意义。

4 结束语

随着我们在生产过程中遇到的问题越来越多, 这给我们的采油技术的提高提供了机遇和挑战。为了增加产能, 提高效益, 各种各样的有着实践经验的新型采油技术不断出现, 上述几种比较新型的采油技术目前有着广泛应用, 还有其他很多不同的新型采油技术在不断地发展和完善中, 相信我们的采油技术会有着更为广阔的发展空间。

参考文献

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采油工艺 篇2

选择题

1、井控设计的目的是满足施工过程中对井下压力的控制，防止（B）以及井喷失控事故的发生。

A、井漏

B、井涌井喷

C、井口装置

D、压力下降

2、井控设计内容主要包括合理的井场布置，符合采油采气要求和井控要求的井口装置，时候油气层特性的（A），合理的压井液密度以及确保井控安全的工艺与施工措施。

A、压井液类型

B、清水

C、钻井液

D、卤水

3、最大允许关井套压应是井口装置额度工作压力，套管抗内压强度的（A）和地层破裂压力所允许的关井套压值中的最小值。

A、80%

B、60%

C、75%

D、90%

4、采油采气井井口设计的只要内容有油井清蜡、（B）、气举诱喷、生产测试，更换光杆及密封器等施工。

A、排液

B、洗井

C、测压

D、压井

5、压井是将具有一定性能和数量的液体泵入井内，使液柱压力平衡（C）的过程。

A、井底压力

B、环空压力

C、地层压力

D、油管压力

6、压井液安全附加值中，油井为（A）。

A、0.05-0.10g/cm3

B、0.07-0.15g/cm3

C、0.05-0.15g/cm3

D、0.07-0.10g/cm37、压井液准备量一般为井筒容积的（C）倍。

A、3倍

B、2.5倍

C、1.5-2倍

D、4倍

8、压井液安全附加值中，气井为（B）。

A、0.05-0.10g/cm3

B、0.07-0.15g/cm3

C、0.05-0.15g/cm3

D、0.07-0.10g/cm39、井口设备压力等级的选择应以（D）或注水压力为依据。

A、井底压力

B、环空压力

C、破裂压力

D、地层压力

10、井控设计中应急计划与预案的内容是：人员安全、（）、恢复控制。

A、防治污染

B、生产能力

C、物资供应

D、领导要求

A11、井下作业地质设计的主要内容是：新井投产作业、（C）、风险提示、其他状况。

A、井身结构

B、井内状况

C、开发井作业

D、压力数据

12、井下作业工程设计是保证（A）顺利实施，实现各项作业施工目的的具体措施和方法。

A、地质设计

B、施工工序

C、措施要求

D、施工参数

13、根据地质设计确定入井液的类型、（A）、数量及压井要求。

A.性能

B.质量

C.密度

D.配伍性

14、自喷井原油从油层流到地面计量站一般都需要经过（A）、垂直管流、嘴流和水平管流４个流动过程。

A、渗流

B、单相流

C、两相流

D、雾流

15、发生井喷、井喷失控或H2S泄漏事故，事故单位应立即上报并启动预案。Ⅰ级和Ⅱ级井喷事故应在（A）小时内报至总部应急指挥中心办公室和办公厅总值班室，并同时报地方政府相关部门；Ⅲ级井喷事故应及时上报总部进行应急预警。

A、2

B、4

C、12

D、1416、工程设计原则应符合安全、（C）与健康体系要求，体现“以人为本、安全第一”的原则。

A、安全

B、环保

C、环境

17、川东北含硫天然气井钻井液密度安全附加值 0.07  g/cm3～（B）g/cm3，含硫化氢天然气井尽可能取安全附加值的上限。

A、0.1

B、0.15

C、0.218、人工举升方式分为（C）和抽油法。

A、抽吸

B、引喷

C、气举法

D、机械法

19、抽油法采油的井，整个油管内液流为原油的（B）流动。

A、油气两相

B、单相

C、混合相

D、油、气、水相

20、在关井条件下，气体保持原有压力滑脱上升时，井口压力和井底压力都将（C）。

A、减小

B、不变

C、增加

21、在开井条件下，气体在井内滑脱上升时，体积会逐渐（C）。

A、减小

B、不变

C、增加

22、在关井条件下，当气体到达井口（或井内液柱顶部）时，井口和井底压力为（A）。

A、最高

B、最小

C、不变

23、关井下，由于天然气在井内上升而不能膨胀，井口压力不断（B）。A、下降

B、上升

C、不变

24、油管压力法是通过（D）间隔放出一定量的井液，保持天然气一定的膨胀量，直到到达井口。

A、套管闸门

B、油管闸门

C、总闸门

D、节流阀

25、顶部压井法是从井口注入至井液置换气体，以降低井口压力，保持井底压力（C）。A、减小

B、增加

C、不变

26、（B）是指从关井油管压力表及关井套管压力表记录到的超过平衡地层压力的关井压力值。

A、封闭压力

B、圈闭压力

C、井底压力

D、静液压力

27、检查圈闭压力的方法是通过节流管汇，从环空放出少量井液，每次放出（A）。

A、40－80Ｌ

B、40－60Ｌ

C、50－80Ｌ

D、50－60Ｌ

28、“Ｕ”形管的原理是井底有一个（C）平衡点。

A、密度

B、重量

C、压力

D、强度

29、常规压井是以“Ｕ”形管原理为依据，利用地面节流阀产生的（A）和井内液柱压力所形成的井底压力来平衡地层压力。

A、回压

B、压力

C、油压

D、套压

30、作用在地层上的（B）大于地层压力，防止地层流体进入井内。

A、静液柱压力

B、井底压力

C、油压

D、套

31井底常压法是一种保持（A）不变而排至井内受侵井液的方法。

A、井底压力

B、地层压力

C、静液柱压力

D、井口压力

32、井底常压法压井是控制（B）最合适的办法。

A、井喷

B、井涌

C、溢流

D、井漏

33、进入井内的地层流体可能是气体、油或（C）。

A.清水

B.卤水

C.盐水

D.污水

34、气体溢流的密度为（A）ｇ／ｃｍ３。

A、0.12－0.36

B、0.36－0.60

C、0.60－1.07

D、1.07－1.35、气油或气水混合物溢流密度为（B）ｇ／ｃｍ３。

A、0.12－0.36

B、0.36－0.60

C、0.60－1.07

D、1.07－1.236、油水或油水混合物溢流密度为（C）ｇ／ｃｍ３。

A、0.12－0.36

B、0.36－0.60

C、0.60－1.07

D、1.07－1.237、盐水溢流密度为（D）ｇ／ｃｍ３

A、0.12－0.36

B、0.36－0.60

C、0.60－1.07

D、1.07－1.238、测静压时，油井需关井（A）天，恢复压力。

A、３－７

B、５

C、３－５

D、５－７

39、静压值在２４小时内上升不超过（B）MPa为合格。

A、0.2

B、0.1

C、0.5

D、1.0

40压井的方法有灌注法、（C）、压回法三种。

A、司钻法

B、工程师法

C、循环法

D、循环加重法

41、正循环压井适用于（A）和产量较大的油井。

A、低压

B、高压

C、稠油

D、井漏

42、反循环压井有排除溢流时间短，地面溢流量小，较高的（B）局限在管柱内部等优点。

A、密度

B、压力

C、质量

D、性能

43、灌注法用在（A）不高，工作简单，时间短的的施工工作中。

A、压力

B、溢流量

C、性能

D、密度

44、压井液中固相杂质含量（B）０．１％，黏度适中，进出口压井液性能一致。

A、大于

B、小于

C、等于

45、司钻法是先用原密度钻井液排除溢流，再用（C）压井的方法。

A、盐水

B、清水

C、压井液

D、污水

46、循环压井液过程中不得停泵，排量不得低于（B）m3／min，最高泵压不得高于油层吸水启动压力。

A、0.3

B、0.5

C、0.7

D、1.047、压井过程中始终保持井底压力大于或等于（C），并保持稳定。

A、地层压力

B、静压

C、油压

D、油压

48、井控设备的功用是（B）、及早发现溢流，迅速控制井喷、处理复制情况。

A、安全生产保障

B、预防井喷

C、控制井涌

D、控制火灾

49、井下管串通常由（B）、筛管、管鞋及附件组成。

A、套管

B、油管

C、抽油杆

D、尾管

50、井口设备通常由套管头、（D）、采油采气树组成。

A、套管闸门

B、油管闸门

C、总闸门

D、油管头

51、有（A）原因导致井喷？

A、井下原因和地面装置出现问题都能导致井喷

B、井下原因和地面分离器出现问题都能导致井喷

C、地层原因和地面装置出现问题都能导致井喷

52、井喷的危害有说法不正确的有（C）？

A、打乱全局性的正常工作程序，影响安全生产

B、使井喷事故复杂化、恶性化

C、不易引起火灾；

53、井控管理制度的内容说法不正确的有（C）?

A、井控分级管理制度。

B、井控工作责任制度。

C、非专业检验维修机构管理制度

54、压力值应在压力表量程读数的（D）范围内。

A、20％－80％

B、20％－70％

C、30％－80％

D、30％－70％

55、采油井口装置采用（C）密封试压。

A、空气

B、氮气

C、水

D、ＣＯ２

56、关井时最高地面井口压力ps＝pp－10－３ρｇＨ中pp表示是（B）。

A、井口压力

B、地层压力

C、井液柱压力

D、井底压力

57、关井最大套管压力不能超过套管抗内压强度的（C）。

A、60％

B、70％

C、80％

D、90％

58、流体进入油管后的流动称为（D）。

A、渗流

B、垂直管流

C、嘴流

D、水平管流

59、流体在油管中上升称为（B）。

A、渗流

B、垂直管流

C、嘴流

D、水平管流

60、浅井和小井眼所压井液准备量为井筒容积的（B）倍。

A、２

B、３－４

C、２－３

D、２－４

61、防喷器的额定工作压力是指（A）

A、防喷器在井口工作是所能承受的最大井口压力。

B、防喷器壳体所能承受的最大压力

C、开关防喷器的油压

D、以上都错

判断题

1、（A）井位确定后，要清楚应遵守的法律、法规和标准规定。

A、对

B、错

2、（A）采油采气井井口设计原则是：⑴保护油气层。⑵成本与安全。⑶保护环境。

A、对

B、错

3、（B）压井的关键是正确确定井底压力，选择性能合适的压井液。

A、对

B、错

4、（A）压井液准备量一般为井筒容积的1.5－2倍。A、对

B、错

5、（B）井控设计中应急计划与预案时，主要考虑三个方面：人员安全，生产能力和恢复控制。

A、对

B、错

6、（A）井下作业地质设计是根据油田开发的需要，结婚油田综合调整方案要求，针对油、气、水井油藏地质因素编制的。

A、对

B、错

7、（B）根据地质设计确定不同工况下的最大允许开井压力。

A、对

B、错

8、（A）采油井可分为自喷采油井和非自喷采油井两种。

A、对

B、错

9、（B）自喷采油是指在油层能量不足时维持油井正常自喷或者只能将石油举升到井口某一高度时，通过地面向井内补充能量，举油出井的生产方式。

A、对

B、错

10、（B）自喷井中原油从油层流到地面计量站一般要经过地层、渗流、嘴流和水平管流四个流到过程。

A、对

B、错

11、（A）自喷井中流体在油管中上升称为垂直管流。

A、对

B、错

12、（A）气体是可压缩的流体，其体积取决于压力的大小。

A、对

B、错

13、（B）起钻前要充分循环钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.05g/cm3.A、对

B、错

14、（A）静液压力的大小与液体的密度和垂直高度有关。

A、对

B、错

15、（A）钻遇异常高压地层，随井深增加，机械钻速加快。

A、对

B、错

16、（A）地层破裂压力实验仅适用于砂、页岩为主的地层，对于石灰岩、白云岩地层不适用。

A、对

B、错

17、（B）钻头离井底愈近，对压井工作就愈不利

A、对

B、错

18、（A）钻井液受油气侵后，密度下降，粘度、切力升高。

A、对

B、错

19、（A）井控规定中要求：进入设计油气层前100米开始坐岗。

A、对

B、错

20、（A）开井条件下，气体在井内滑脱上升过程中，气体体积逐渐增加。

A、对

B、错

21、（B）仅仅由于气侵，井底静液压力的减小是非常大。

A、对

B、错

22、（B）压井方法为一次压井法和二次压井法，他们都称为工程师压井法。

A、对

B、错

23、（B）井涌的控制位于成功的打法是保持井底压力小于地层压力。

A、对

B、错

24、（A）正循环压井适用于低压和产量较大的油井。

A、对

B、错

25、（A）反循环压井适用于压力高，产量大的油气井。

A、对

B、错

26、（B）反循环压井时，时间短，上返速度快，携砂能力强。

A、对

B、错

27、（A）压回法压井适用于含硫化氢的井。

A、对

B、错

28、（A）井口设备是采油采气生产的安全保障。

A、对

B、错

29、（B）采油井口装置试压稳压15min，压降小于0.5MPa为合格。

A、对

B、错

30、（A）采油井管理工作要做到“四个及时”，及时发现问题，及时分析原因，及时采取措施，及时观察效果。

A、对

B、错

31、（A）天然气井的“高产”是指天然气的无阻产量在100×104m3/d以上。

A、对

B、错

井控装备

选择题

1、长停井应保持井口装置完整，并建立巡检、报告制度；“三高”油气井应根据停产原因和停产（C），采取可靠的井控措施。

A、原因

B、空间

C、时间

2、封隔器最主要的井控作用是封隔住（A），防止环空井喷。

A、油管外套管内的环形空间

B、油套管外的环形空间

3、废弃井封堵施工作业应有施工设计，并按程序进行审批。作业前应进行（B），压稳后方可进行其他作业。

A、压力

B、压井

C、压力表

4、采油井口、注水井口试验介质为（A）； 采气井口试压介质为氮气或空气。

A、清水

B、自来水

C、蒸馏水

5、采油树主要由套管四通、套管阀门、油管四通、生产阀门、总阀门、（C）、油压表、节流器、阀门、油管挂等组成。

A.、压力表

B、油压表

C、套压表

6、高压含硫化氢天然气井应使用双四通、放喷管线应不少于四条，并向互为大于（）夹角的两个方向接出；两条放喷管线方向一致时，管线之间应保持大于（）m的距离。（C）

A、45°、0.2

B、60°、0.3

C、90°、0.37、井控装置试压应同时进行低、高压密封试验。低压试验压力为（A）。

A.、1.4

MPa～2.1

Mpa

B、1.5

MPa～2.0

Mpa

C、1.0

MPa～2.1

Mpa8、据压力级别，法兰分为（C）。

A、环形和盲板法兰

B、盲板和扇形法兰

C、6B和6BX型

9、井下防喷器主要包括井下安全阀和地面控制系统。是完井生产管柱的要组成部分，一般要求下在井下（C）m左右。

A、50

B、100

C、150

D、50010、管柱内防喷工具的额定工作压力应不（A）井口防喷器额定工作压力。

A、小于

B、大于

C、等于

11、地面井口安全阀的关闭是借助(B)实现的。

A、系统提供的液压

B、弹簧力

C、井口压力

12、二级井控的主要内容是（C）

A、关井和等技术措施

B、关井和压井

C、关井和不压井强行起下钻

13、各种闸阀刺漏时的井控管理是（A）？

A.、当油井外总闸阀出现刺漏时，可采用专用设备进行更换，防止井喷事故，启动应急预案，逐级上报，并做好人员撤离，疏散及警戒工作。

B、当油井外总闸阀出现刺漏时，可采用专用设备进行更换，防止井喷事故，启动应急预案，并做好人员撤离，疏散及警戒工作。

C、当油井外总闸阀出现刺漏时，可采用专用设备进行更换，防止井喷事故，启动应急预案，逐级上报。

14、有杆泵生产过程中井口失控的处理以下说法正确的有（A）？

A、首先切断采油设备电源，打死抽油机刹车。

B、关闭盘根盒胶皮闸阀，不能拧紧光杆密封装置。

C、打开计量间干线闸阀，打开单井放空闸阀。

15、暂关井的井控管理说法正确的是（B）？

A、井口闸门

B、定期检查

C、修理管理

16、型号为Ｙ111－115封隔器中Ｙ表示（B）类型封隔器。

A、自封式

B、压缩式

C、扩张式

D、锲入式

17、Ｙ211－114型封隔器中２表示（B）

A、尾管

B、单项卡瓦

C、无支撑

D、双向卡瓦

18、型号为2SFZ18－35防喷器中2SFZ表示（B）防喷器。

A、手动单闸板

B、手动双闸板

C、液压单闸板

D、液压双闸板

19、防喷盒是密封抽油井的井口（D）或进行井下测试作业时的密封测试工具的井口装置。

A、套管

B、油管

C、抽油杆

D、光杆

20、防喷管是进行（A）、清蜡作业时装在井口、防止流体外溢的装置。

A、测试

B、试油

C、射孔

D、调配

21、井控设备系指实施油气井压力控制所需要的一整套（A）、仪器、仪表和专用工具。

A、装置

B、装备

C、设施

D、设备

22、封隔器有各种型号，同时也

编号。如Y211-114-120/15中，114，120，15分别代表（D）

A、外径、扭矩、压力

B、内径、温度、压力

C、扭矩、外径、压力

D、外径、温度、压力

23、中石化井控管理规定中的“三高”，其中高压是指地层压力达（B）MPa以上。

A、100

B、70

C、50

D、20024、天然气井的“高产”是指天然气的无阻产量在（C）×104m3/d以上。

A、200

B、150

C、100

D、7025、用于“三高”油气井的井控设备，累计时间不宜超过（D）。

A、13年

B、3年

C、15年

D、7年

26、油井正常生产时，井口不得有渗漏现象，换盘根时必须关闭（D）。

A、生产闸门

B、回压闸门

C、套管闸门

D、胶皮闸门

27、防喷器的额定工作压力是指（A）

A、防喷器在井口工作时所能承受的最大井口压力；

B、防喷器壳体所能承受的最大压力；

C、开关防喷器的油压。

D、以上皆错28、井控设备主要包括井口设备、（C）、处理设备和其它连接部件。

A、气动设备

B、液压设备

C、控制设备

D、钻井设备

29、采油树按结构可分为分体式采油树和（B）采油树。

A、组合式；

B、整体式；

C、焊接式。

D、以上皆错

30、套管头按本体连接形式可分为卡箍式、（B）套管头。

A、螺纹式；

B、法兰式；

C、焊接式。

D、以上皆错

31、油管头主要由（A）和油管悬挂器组成。

A、油管头四通；

B、套管四通；

C、闸阀。

D、以上皆错

32、施工时拆卸的采油树部件要清洗干净，放到（B）干净处妥善保管。

A、钻台上

B、井口附近

C、材料房

D、值班房

33、完井井口装置分套管头、（A）及采油树三部分。连接方式有丝扣、法兰和卡箍三种。

A、油管头

B、防喷器

C、自封封井器

D、底法兰

34、井下管串通常由油管、筛管管鞋及附件等组成。对于高压、含硫气井，井下管串中还有井下封隔器和（A）等附件。

A、井下安全阀

B、箭形止回阀

C、球形止回阀

D、碟形止回阀

35、放喷管线是进行放喷的通道。放喷管线应接出井场，放喷口处于井场（B）方向。

A、上风

B、下风

C、侧风

D、无所谓

36、（A）是对井下安全阀、地面安全阀、翼阀、节流阀等进行远程操控的装置。

A、地面控制盘

B、远程控制台

C、司钻控制台

D、辅助控制

37、采油采气树是由井口主干管柱、阀门、油嘴以及压力表等组成的用于油气井流体控制并为流程管线提供油气入口的井口设备总成的总称，包括（A）上法兰以上的所有设备。

A、油管头

B、套管头

C、总阀门

D、油套接箍

38、测量油压的压力表安装在采油树油嘴前与油管连通的位置上。测得的油压高，说明油井的供液能力（B）。

A、弱

B、强

C、适中

D、不好

39、回压反映从油井到计量站之间地面管线中的流动阻力。若测得的回压（A），说明油黏度高或因油中含蜡较多，蜡析出附着在管壁上，阻碍了油的流动。

A、高

B、低

C、中

D、为040、使用压力表时，应注意量程是否合适。一般情况下应使压力值在压力表量程读数的（A）范围内。

A、10%～90%

B、15%～85%

C、20%～80%

D、30%～70%

D41、背压阀是单流阀的一种，安装在(A)悬挂器中。在拆卸防喷器或安装、拆卸采油树时，安装或取出背压阀以密封油管内孔。在对主阀进行维修更换时，也可采用背压阀密封油管内孔。

A、油管

B、钻杆

C、套管

D、抽油杆

42、从结构上看，6B型法兰有整体式、螺纹式、（A）等。

A、焊颈式

B、卡箍式

C、载丝

D、卡瓦

43、(A)是用于采油过程中发生井喷后快速安装井口、控制井喷的专用设备。

A、油气井抢喷装置

B、套管头

C、油管挂

D、法兰

44、防喷器的公称通径是指（B）。

A、防喷器的外径

B、能通过防喷器的最大管柱外径

C、防喷器胶芯的最大外径

D、油缸的直径

45、液压闸板防喷器手动锁紧后的开井操作顺序是（A）。

A、先手动解锁再液压开井

B、不用手动解锁可以直接液压开井

C、可以解锁后手动开井

D、直接手动开井

46、防喷管中必须组合（B），用于释放防喷管内压力。

A、放空短节

B、安全阀

C、节流阀

D、闸板阀

47、防喷管串高度超过（B）m时应加固定绷绳。

A、2

B、3

C、4

D、548、井下安全阀按控制方式分（D）液压控制和井下流体自动控制两类。

A、管柱内

B、空中

C、井下

D、地面

49、保持井下安全阀常开的控制压力=安全阀地面常压下完全打开的控制压力+井口关井压力+附加值（C）MPa

A、8.5～10.5

B、9.5～14

C、10.5～14

D、14～2150、采气井（A）安装于气井井口与地面场站设备或输气管线之间。

A、安全截断阀

B、井下安全阀

C、胶皮闸门

D、射孔闸门

51、控制功能的实现：当感测压力超出设定范围时，由高压（或低压）导阀打开液控单向阀，使地面安全阀的液压油泄回油箱，地面安全阀在（D）和弹簧作用力下关闭井口，截断气源，防止事故的蔓延及发生。

A、地面油压

B、地面套压

C、回压

D、井压

52、出砂气井应采取防砂、控砂措施，并制定（A）、油嘴等节流装置冲蚀情况检查检测制度。

A、针型阀

B、平板阀

C、楔形阀

D、单流阀

判断题

1、（A）压力表定期检查，发现问题及时更换，对压力稳定，表指针必须在其量程的1/3～2/3之间，压力波动较大，量程必须在1/3～1/2之间。

A、对

B、错

2、（A）自喷采油期和机械采油初期，油层能量较充足，这是采油井控的重点时期。

A、对

B、错

3、（A）抽油机井井口装置比自喷井井口装置简单，最基本部分有套管三通、油管三通和光杆密封盒等部件组成。

A、对

B、错

4、（A）液压防喷器实施手动关井后，为了封井可靠，仍需手动锁紧。

A、对

B、错

5、（A）套管头位于整个采油树的最下端，把井内各层套管连接起来，使各层套管的环形空间密封不漏。

A、对

B、错

6、（A）对于高压、含硫化氢气井，井下管串除常规的之外，还应包括井下封隔器和井下安全阀等附件。

A、对

B、错

7、（A）闸阀在使用过程中，要处于全开或全关位置。

A、对

B、错

8、（B）手动锁紧闸板是逆转锁紧轴到位后再回旋1/2—1/4圈。

A、对

B、错

9、（B）手动锁紧装置既能用于关闭闸板也能用于打开闸板。

A、对

B、错

10、（B）手动锁紧装置既能用于关闭闸板也能用于打开闸板。

A、对

B、错

11、（A）R

与

RX

型密封垫环在6B

型法兰连接中不可以互换。

A、对

浅谈油田机械采油工艺技术 篇3

【摘 要】随着人类对地层能量资源的不断开采，地层能量资源已经逐渐衰竭加之其综合含水持续上升，大量油田因其自喷井能量不够而转为使用机械采油方式开采，目前这种开采方式已变成最主要的采油方式之一。随着机械采油渐渐被发现的独一无二的技术优势，而逐渐被应用于老油田的开采上。伴随着不断升级的勘探技术，油田的机械采油技术也在逐步发展和完善。此文将分析机械采油工艺并结合石油开采的实际提出了目前常见的工艺技术，望以此与各位同仁共同进步。

【关键词】油田 机械采油 工艺技术

【中图分类号】TE35 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0247-01

随着我国对石油需求量的不断升高和石油地下的储油量的不断减少，传统采油工艺的改善和采油技术的创新最为关键。相比较自喷井模式，机械采油工艺已经向前迈进了一大步。不同的油田根据其自身所处环境的不同，可选择适合于其自身的采油工艺技术。

1、机械采油工艺介绍

1.1概念及分类。有些油田因自身能量不足使其自喷井不能够自喷，通过外界机械补充机械能将井中的油送出井口并采到地面的方法就叫做机械采油。按照装置的不同，机械采油可以分为有杆泵机械采油和无杆泵机械采油两种。那这两种采油方式又有什么区别呢？利用地面的机械动力设备带动抽油杆和深井泵将原油采到地面的方法就是有杆泵机械采油；而无杆泵机械采油就是指在没有抽油杆帮助带动深井泵就能将原油举升出井口并将油采到地面的方法，现今石油行业无杆泵的种类繁多，如有电动潜油离心泵、螺杆泵、射流泵以及游梁式抽烟机、深井泵水力活塞泵等多种设备，而游梁式抽烟机深井泵设备因为其经久耐用、使用方便、结构合理、适用范围广等特点，而得到了最广泛的应用。

1.2发展趋势：①抽油机的发展趋势：经过多年的发展，使得抽油机的标准化、通用化和系列化程度日益在提高，自动化以及节能型的控制系统也得到了广泛应用。②抽油泵的发展趋势：因为杆抽油泵具有操作简单、工艺成熟、结构简单等特点，所以杆抽油泵是我国采用的最主要的采油设备。抽油泵主要的发展特点有以下几点：它在向使用寿命长、高效的方面发展；在向更广的尺寸范围方向发展；这样的话可以满足更多、不同油井的需求。③抽油杆的发展趋势：现在国内、外已经研制出了多种抽油杆，例如玻璃杆抽油杆、超高强度的抽油杆、椭圆截面型连续的抽油杆、碳纤维的抽油杆、金属塑料复合型喷涂防腐的抽油杆等等，这些都是为了充分提高抽油杆的应用范围和使用寿命。此类抽油杆不仅满足了斜井采油大泵、小泵深抽、强采大泵强采等各种需求，而且具有耗能少、强度高、防腐能力强、抗疲劳强度高、操作方便等各种优点，取得的发展空间很广阔。

1.3发展方向：①为了解决个别井的特殊状况，还应开发、研制特殊泵。②扩大使用方式的适应性和拓宽适用范围以适应更多的腐蚀性井和斜井。③实施对油井的监控，以及对其效率的评估④抽油杆要继续向新兴工艺、高强度、连续杆、新材料、抗腐蚀、抗磨损的发展方向迈进。

2、防砂式稠油泵采油的工艺

2.1结构：是由泵筒、环空沉砂结构和抽稠结构等组成。其特点是泵筒是一个整体的缸筒，是由扶正和双通接头固定在泵外套的中间，便于装卸；利用反馈长柱塞使得泵在下行过程中产生下行的压力，这是在抽稠结构设计上的反馈利用。解决了因油稠而造成的光杆不易下行的问题；在环空沉积砂结构的设计上，它由外套与泵筒所形成的环空和泵下部所连接的尘砂尾连通，组成一个通道，沉砂管的底部接着丝堵，形成泵下沉砂的口袋，减少了泵在停抽或工作中造成砂卡和砂堵的可能性。

2.2螺杆泵采油工艺介绍

2.2.1地面驱动系统：由皮带轮、电控箱、电机、机架、减速器、光杆密封器和大四通等部分组成。

2.2.2泵的井下部分是由抽油杆、接头、导向头、转子、定子、油管、尾管等部分组成。

2.2.3螺杆采油泵的优点：一是连续均匀的吸液和排液，不易析出溶解气，阀体不在泵内，不会存在形成气锁的可能。二只有少量的运动部件，没有复杂流道和阀体，降低了水里的损失，可达七成以上的泵效。三是有均匀的流量输出而且容易调节。四是适应油田的范围比较广泛，适合高含蜡原油和抽稠油。

2.2.4螺杆泵工作原理：由地面驱动装置和螺杆泵由井下螺杆泵两部分组成。电机通过电控箱供给的电流，通过皮带的运动将机械能传给减速箱上的输入轴。在通过输出轴经过卡瓦将旋转的动力传给抽油杆和转子旋转。井下螺杆泵是由定子和转子组成，在它们之间形成一个个密闭的空腔，当转子在定子内运动时，空腔就会从其中的一端向另一端转移，这样液体就可以通过泵的提送到达地面。

2.3适用范围：一是开采液沙的含量必须不大于2.5%；二是油井内的温度最大值不得超过为150℃。三是油井泵的排量必须大于油井的供液能力，沉没度不得低于200mm，设计泵的深度不得大于1200m.

3、堵水调剖技术工艺

3.1概念：堵水与产液剖面：因为油井所处地层的不同环境，每个部分的产油量含水率都是不一样的，每个油井的产液剖面也不是均匀的。为了改善产液的剖面，进行的封堵高产水层，就被称作堵水。堵水的成功与否是建立在找水成功率的基础上的。注水井的地层性质也是不易均匀地，不同部分的吸水量也一定是不同的，吸水量的不同可以在吸收剖面上反应，为了提高注入水的波及系数而封堵吸水能力比较强的高渗透层的行为就叫做调剖。

3.2发展趋势：从历年以来的堵水调剖的经验效果来看，堵水调剖的工艺技术其发展潜力还是比较大的。但它也不是无止境的，也有一定额数的限制：①堵剂用量和堵水的轮次是不能够永无止境的增加的。所用堵剂的用量直接影响到开采成本的多少，而且堵水调剖的使用次数是会直接影响到堵水调剖的效果的。②堵水调剖的工艺所能提升的也仅仅只是导入水的波及系数，并不是吸油的效率。因此它的的发展尤其要注意以下两点：①通过多次开采成果结合的技术在解决油机理上的额度，克服其机理的有效方法之一就是让堵水和驱油交换进行。②开发新型的化学剂使成本降低，如油田生产中含油的污泥、苛性制碱法的苛化泥、造纸业的污水等物质。

4、结束语

以上介绍的两种机械采油工艺是最为普遍的，除此之外还有有杆泵采油技术，水力喷射技术等。虽然在这些普遍的工艺技术当中，存在很多共同之处，比如对其技术参数的要求是相似的，对其技术指标和标准也是相同的，但是在其核心要求上还是存在差异，所以我们在并用时还是需要作出一定的分析。机械采油工艺技术在技术逐步完善的同时，也慢慢的在向全面化、信息化的方向发展，技术的使用范围也不再仅仅限制于维持油井的正常生产，也将延伸到恢复停产后的生产上。

参考文献

[1] 张波，周世德，张亚利，周善兴. 机械采油效率影响因素研究 [J].中国设备工程. 2012（01）

[2] 郭庆云. 螺杆泵采油技术的研究 [J]. 中国石油和化工标准与质量. 2012（16）

负压采油工艺的研究 篇4

关键词：负压效用,负压采油,工艺,采油主要装置

前些年, 负压采油工艺在国内还属一种新的采油工艺。但随着科学技术的进步, 负压采油已广泛的应用于各大油气采集企业中。负压采油工艺主要为了提高一些低压、低产抽油井产量而采取的一项采油工艺技术措施。它主要是使用一套特殊的管柱和井下工具使抽油泵的吸入端在抽油过程中产生负压效应, 改善井底的生产状态, 以有利于原油的聚集和采出。从实质上讲, 负压采油的主要是通过设法增大油井压差而形成负压效用, 这一点已为事实证明。但是负压采油工艺的原理以及突出的优点是什么?主要装置有什么?本文试从研究负压采油工艺方面做一分析。

1 负压效用以及负压采油原理

1.1 抽油井负压形成的机理

负压效应是液体受到外界张力作用断开而产生的一种亚稳不平衡物理现象。在液压系统中, 这种负压不平衡效应是普遍存在的。在常规的抽油井采油过程中, 液体系统是敞开的, 所以在井底及泵阀附近存在一定量的气体和机械杂质, 在油、套管环形空间也有混合的液柱和气柱, 这种结构的流体对阀附近的流体系统起着显著的缓冲作用比较明显, 因而此时不一定能够产生负压。相反, 混合的液柱、气柱不能参与、波及阀附近流体的变化时, 当固定阀突然升高, 井腔内流体便大量涌进泵腔, 流速迅速变大, 于是, 井底压力瞬时大幅度下降, 流体的连续性被破坏, 便产生了负压效应。

1.2 负压采油的工作原理

因为负压采油工艺可以提高油气的产量, 所以, 此工艺主要针对那些低能量, 低产能, 低含水井的开采。负压采油的实质是采用一定的技术或使用特定的装置在泵吸入口处形成负压区。具体过程是:抽油杆带动抽油泵活塞上行导致泵内压力急剧下降, 固定凡尔在地层压力作用下突然打开, 此时, 处于高压下的液体瞬时泄压, 井腔内相对不流动的液体流涌入泵腔.流速急速增大, 使得井底压力瞬时大幅度降低.流体的连续性被破坏, 油井内生产压差增大, 从而实现油井增产。

2 负压采油工艺优点

2.1采用负压采油工艺能够使抽油井井底产生负压效应, 增加油井产量, 提高泵的效用。

2.2与常规的有杆泵采油工艺相比, 负压采油工艺仅增加了一套中等价格的负压采油装置, 而作业施工方面却基本上与正常的油井检泵相同, 施工作业费用增加的不多, 但采油效率却提高不少, 固而此工艺经济效益较好。

2.3油井生产需要正常稳定, 负压采油工艺理论明确, 无大的风险性。采油装置性能可靠, 适用性较广。此工艺拓宽了有杆泵采油的范围。

2.4负压采油工艺易于推广, 具有很大的增产潜力。

2.5由于井底产生负压, 相当于增大了生产压差, 从而可以改善射油层的渗透率和孔井段的渗透性, 使地层能向井内强烈地排油。

2.6由于负压采油工艺改变了油气分离的状态, 气体对抽油泵工作的影响被大大减弱, 可延长泵的使用寿命, 从而提高了抽油泵的充满系数和泵效, 增加油井的产量。

2.7在采油的过程中可冲洗射孔井段, 起到净化作用。此外, 应用负压采油工艺还可以改善抽油机井内的洗井状况, 提高洗井效率, 防止油层的污染。

2.8在吸入端, 抽油泵在抽油过程中会产生负压效应, 这能够改善井底的生产状态, 以有利于原油的聚集和采出。

总之, 负压采油工艺的经济效益是明显的, 所以是一种比较有希望推广的采油工艺措施。

3 负压采油装置主要部件和功用

负压采油装置隔离了油、套管环形空间内因液体敞开所产生的液柱和气柱, 封闭了环形空间阀以下的流体, 使下方的套管内腔和地层构成一个封闭的液压系统。若在油井射孔井段之上某一位置下入一套负压采油装置, 以保证抽油泵的吸入端在抽油过程中能产生负压效应。

3.1 装置主要部件

3.1.1 封隔器

封隔器是封闭油、套环形空间的主要工具。封隔器在井下的密封性能的好坏, 将直接决定负压产生的效果。251和271两种卡瓦式封隔器及丢手封隔器是在目前负压采油工艺中应用较为普遍的。

3.1.2 伸缩管

由于抽油泵的下端负压采油装置是由封隔器卡于套管内壁坐封来密封油套管环形空间的, 因而在油井正常生产中.在负压采油的管柱中就会有部分油管受压而处于弯曲状态。这会造成抽油杆偏磨等现象, 严重地影响抽油泵正常工作。因此使用伸缩管防止管柱受压弯曲, 保证井内的管柱能够在自然状态下生产。

3.1.3 分流阀

分流阀是一种能使负压采油井能够进行正常的洗井、加药等作业施工的组合阀, 专门为负压采油工艺设计、研制。它主要由上接头、下接头、洗井阀和底阀组合而成的。此阀既可以保证抽油泵正常工作时底端能够产生负压效应, 使油井正常生产, 同时还能改善抽油井的热洗状况, 防止洗井时洗井液对油层产生回压及污染油层等现象, 增强洗井的效果, 提高抽油井洗井的效率。

3.1.4 密封脱接体

密封脱接体是使封隔器在井下遏阻或受卡而能够自动解脱, 将管柱和抽油泵等顺利地从井内提出的一种安全装置。其工作要求是:当油井正常进行生产工作时, 能够保证井内呈密封状态, 使抽油泵底端产生负效应;修井作业时, 当上提管柱的负荷达到一定值时, 密封脱接体会自动脱开, 使井内封隔器以上的管柱能顺利起出。

3.2 负压采油管柱结构的应用与改进

常规负压抽油工艺是在油层顶部仅坐一封隔器。密封油套环形空间, 虽然结构简单, 但却因管柱蠕动导致封隔器有效期短, 不能清洗管柱和抽油泵, 因此, 对采油工艺管柱进行改造, 不断完善和发展该工艺技术, 满足采油井需要, 是势在必行的。根据负压抽油工艺的增产机理及工作特点, 对工艺管柱逐步进行发展和完善。由原来单一的负压工艺管柱, 改进成既能保证形成一定的负压值, 又能保持较长有效期.还能做到清洗管柱及泵负压工艺管柱。在改进设计过程中, 还要遵循工作可靠, 施工简便, 费用低等基本原则。

4 负压采油井的设计

为了确保抽油泵在理想的状态下工作, 并使负压采油井的生产达到最佳状态, 就要对负压采油井进行合理的设计和选择。

4.1 设计的基本原则

4.1.1根据抽油井的情况, 按已编制好的计算机程序严格地进行优化设计, 以选择最佳的采油装置和泵的下入深度。

4.1.2根据负压采油装置的下入深度等因素确定封隔器的坐封位置。

4.1.3根据负压采油管柱的抗拉强度, 确定负压采油装置的安全负荷, 即密封脱接体的脱断拉力。

5 结语

综上所述, 地产低能的油井, 由于负压效用, 负压采油管柱在深井泵入口处周围产生负压, 从而增大生产压差。若能合理的运用负压采油工艺, 便可以提高油井的产量, 可以达到增产目的。为了合理的利用油气资源, 我们应该科学的设计负压采油井, 并加大对负压采油工艺的推广力度, 以达到能源利用率的最大化。

参考文献

[1]孙明朗.压效应在油田生产中的应用, 《石油钻采工艺》1988年第4期

[2]油田用分隔器及井下工具手册编写组, 《油田用分隔器及井下工具手册》, 石油工业出版社, 1981年

采油工艺 篇5

关键词：电伴热采油 空心杆热线伴热 油管电加热 高凝油

中图分类号：TE35文献标识码：A文章编号：1674-098X（2012）09（b）-0101-01

东胜堡油田是高凝油油田，其生产的高凝油含蜡量超过30%，凝固点一般在42℃以上，最高67℃。高凝油由于重烃含量高，具有特殊的流变性，原油粘度对温度相当敏感。它的温度在析蜡点以下呈非牛顿流体，接近凝固点或在凝固点以下时出屈服值，成为屈服塑性流体，在温度低于凝固点以下时，将有大量固体蜡晶析出，造成剪切应力随温度降低而成直线急剧上升，造成井筒举升十分困难，因此，开采高凝油的技术关键是保证它从井筒到地面至炼油厂全过程中要有较好的流动性，否则就会出现凝管问题。开发初期以闭式热水循环伴热采油工艺为主，随着油田综合含水的不断上升，闭式热水循环采油工艺暴露出的问题也越来越突出，主要表现在两个方面：一是油井动液面和产液剖面无法录取，二是采油成本居高不下。由于这两方面的原因，后期逐步转为空心杆热线伴热和油管电加热采油工艺为主。空心杆热线伴热和油管电加热采油都属于电伴热采油工艺。近些年经过研究和改进，电伴热采油工艺日臻成熟，在保证高凝油井正常生产的情况下，大幅度降低了采油成本。

1 东胜堡油田高凝油井生產概况

东胜堡油田共有高凝油井980多口，开井720多口，平均日产液22.2t，日产油3.7t。620多口高凝油生产井中，空心杆热线伴热井有330口，油管电加热井80多口。

2 电伴热采油工艺的应用

2.1 空心杆热线伴热采油工艺

2.1.1 工作原理

该工艺主要由变扣接头、回路短接、空心抽油杆、空心光杆、光杆密封器、整体电缆、井口热线三通、地面控制柜和变压器组成。空心抽油杆内的电缆是单相，三相交流电经过控制柜的调整，变成两相交流电，与空心抽油杆内的电缆相连，通过空心抽油杆底部的回路短接与空心抽油杆构成回路，在电缆线和杆体上形成集肤效应使空心抽油杆发热。加热油管内的液体，使其顺利流至地面。

2.1.2 现场应用情况

1995年东胜堡油田与盘锦华孚公司合作研制开发出空心杆热线伴热采油工艺，9月3日在静35-67井开始试验应用，使该井成功的维持了正常生产。试验表明，空心杆热线伴热采油工艺适合于高凝油井的生产。

2.1.3 技术优缺点

该工艺对低产液、低含水油井加热效果较好；该工艺利用空心抽油杆做热源体，不受液面限制，能够较好的解除油卡和蜡卡现象。但也有一定的局限性，主要表现在：一次性投资大；耗电量大、运行成本高；加热电缆存在老化、击穿等现象，使用寿命短，一般为2-3年，维护及更新费用高。

2.2 油管电加热采油工艺

2.2.1 技术原理

当工频交流电流通过铁磁性钢管材料时，由于集肤效应的作用，使钢管的有效过电截面积减少，交流阻抗显著增大而发热。本系统用油管做热源体，将电能转化为热能，直接加热油管内的液体，使其顺利流到地面，进行转换。

2.2.2 现场应用情况

经过对其他油田油管电加热技术应用的调研、分析和反复论证，2002年开始，东胜堡油田进行了油管电加热采油工艺试验。2002年3月1日在静67-149井首次试验应用，取得了较好的应用效果。2003年开始推广应用，到2005年油管电加热总井数达到210口，年产油量29.6万t，占油田总产量的35.1%。在推广应用过程中，技术人员积极进行技术革新和改进，先后对绝缘短节、接触器、高压电缆密封器等进行了多次改进，取得了多项专利成果，完善了相关配套技术，使油管电加热采油工艺成为东胜堡油田一项主要的生产工艺。

2.2.3 工艺优缺点

与空心杆热线伴热井相比，油管电加热井在平均免修期、抽油机悬点载荷，尤其是在投资和运行费用方面有着较大的优势。

（1）节约投资和运行费用。一次性投资油管电加热井比空心杆热线伴热井节约近2万元；年运行费用油管电加热井比空心杆热线伴热井节约也近2万元。

（2）平均免修期长。经过统计分析，平均免修期油管电加热井比空心杆热线伴热井长30天左右。

（3）降低了抽油机的悬点载荷。经过对相关油井示功图测试对比，采用油管电加热比采用空心杆热线伴热抽油机悬点载荷可降低1.5t左右，利于油井深抽。

与空心杆热线伴热相比，其缺点是送电热效率稍低，由于空心杆热线伴热井是抽油杆发热，所以在油井卡井时空心杆热线伴热井更容易解开。

3 电伴热油井送电功率的确定

油井送电功率的确定是根据油井的井口出液温度变化、产液量变化、生产电流变化和油井生产载荷变化来制定的。在生产中多数油井的送电功率参照油井的井口出液温度进行调整。对含水低产液量低的油井，适当提高送电功率，可以提高防蜡效果；对于产量高的重点油井，或者生产情况比较特殊的油井也确定相应的送电功率。除参照油井的井口出液温度外，生产中确定送电功率的其它几种方法如下：

（1）电流法：依据生产中每天测试的生产电流变化，画出电流波动曲线，当电流变化量超过一定范围5～8A时，结合其它生产参数的变化来断是否需要提高送电功率。

（2）产量波动法：每口油井的产液量每天都是在变化的，可以根据每月的产量作出波动曲线，油井管内结蜡时，产量会持续走低，当产量低于正常值较多时，结合其它生产参数的变化判断是否需要提高送电功率。

（3）示功图测试法：油井温度低结蜡时，示功图上会表现出载荷增加，结蜡较多的表现出波纹肥大曲线。这种情况下要提高送电功率。

（4）综合法：通常情况下，送电功率的制定多数是综合以上三种方法来确定的。送电功率的大小是以根据实际生产情况适当调整的。

4 结语

（1）电伴热采油工艺能够满足大部分高凝油井生产的需要。

（2）空心杆热线伴热和油管电加热两种电伴热采油工艺各有其优缺点。

（3）油井的生产情况不同，所需的电伴热功率也不同，应根据实际情况判断，并根据生产条件的变化随时进行调整。

参考文献

[1]孟庆学，王玉臣.高凝油及其开采技术[J].石油科技论坛，2006.

[2]焦雪峰，金维鸽.高凝油油藏开采技术现状研究分析[J].内蒙古石油化工，2009.

采油工艺综合研究的讨论 篇6

随着综合研究工作的不断完善, 综合研究目前已经具有了系统性, 为采油工作提供了一定的保障。在石油工业中, 采油工艺的优劣将会直接影响到采油的效率与质量。对于采油工艺综合研究进行探索, 能够适应我国新油田与已开发油田的调整, 为我国油田的生产提供一定的参考。

一、开展采油工艺综合研究工作的目的

从本质上来看, 采油工艺的综合研究属于分析应用的技术的一部分, 其主要是以采油工艺为主, 对油气开采工作的计划方案以及技术设备等进行分析, 最终得出科学的方案。

1. 为采油工作进行准备

综合研究工作主要是对于工作计划以及工艺方案等进行研究, 第一、能够推动工艺方案的调整完善以及各方案的优化选择, 以此保证最终的技术方案具有一定的实用性与可行性, 保证采油工作开展的高效性;第二、推动技术设备的选用对于此项采油工作实际情况与需求的适应性, 并有效的为采油工作开展配备科学合理的技术指标, 协调人员队伍;第三、还要针对上述各项工作为采油工作的开展制定详细的工作计划, 保证采油工作能够顺利进行[1]。

2. 提高采油效率

研究人员通过上述各个方面进行优化后, 最终完善工艺流程, 使工艺流程保持通畅性, 提升采油的工作效率。在优化工艺流程的指导下, 各个部分都应当做好自身所负责的工作, 配合其他部门的工作, 以免在采油过程中出现劳动重合或者人员浪费等情况, 以此提升管理水平, 帮助采油工作团队在最短的时间内提升采油的综合效益。

二、采油工艺综合研究的任务

1. 科学的规划采油工艺

科学的规划采油工艺, 并制定后期的工作部署是采油工艺综合研究工作的内容。这一工作通常涉及的范围较广, 一般包括工作预算、技术的配置与装备的配置、推广工艺涉及到技术与范围以及需要提升准备的技术内容与物质内容等[2]。另外, 制定采油工艺规划还应当充分的研究相关政策与上级部分的技术要求等。

2. 为开发新油田制定采油工艺

在我国, 油田投产之前, 相关工作人员应当按照油藏探测的结果来制定出多种工艺方案。为了能够有效的开发油藏资源, 工作人员应当对相关方案进行优选, 这一工作也是采用工作综合研究工作任务的一部分。

3. 为投产油田制定综合工艺方案

当投产油田进入中后期开发阶段时, 会出现含水量以及产层矛盾等问题, 此时单纯的依靠工艺挖掘已经无法有效的解决问题, 必须依靠采油工艺综合研究来按照油藏开发的实际情况, 结合现场的技术工艺技能水平等对油田进行综合分析, 制定出有效的综合挖掘方案。

三、采油工艺综合研究的内容

采油工作综合研究一般是结合了当前工艺的技术, 从整体层面上把握油藏的采油工艺, 科学的分析采油工艺的方法。

1. 油井的现状评价

工作人员一般会按照对于新井试油试验以及对于老井资料层面与生产史层面的把握, 对于完井的方式以及开采形式等进行全方位的评价, 总结出优势与缺点, 为新的开发策略提供一定的依据。

2. 新井完井技术

采油工作队结合新的开发开发方案以及采油工艺方面的内容, 针对新井的井身结构、套管的程序以及完井的方法等进行研究, 并对于固井质量提出新的检测方式与技术要求, 选择最佳射孔方案, 设定射孔参数[3]。

3. 修井的技术

修井技术一般是采油工艺综合研究工作中的关键内容, 要结合当地的环境来预测未来开采涉及的内容与相关工作, 并提出切实可行的质量要求, 并计算所需的修井人员队伍数量与设备数量。

4. 采油金属

采油的工艺综合研究内容的核心主要是采油技术的研究, 要针对采用注采压力的系统进行有效的动态分析与评价, 对于自喷管柱进行选型, 并科学的预测油井自喷的生产期。

5. 增产技术

结合油井实际, 研究增产的方式, 计算出相关的工艺参数, 并设置所需的设备, 分析措施以及规模以及施工的工艺, 为采油工作提供一定的帮助。

6. 生产测试技术与试井技术

采油工艺综合研究能够针对实际情况提出开发过程、生产测试过程中的工作内容, 还有设备以及配套队伍等。

7. 注水技术

采油工艺综合研究还能够有效的实现优选水管柱, 实现对于注水压力的预测, 准确的分析吸水的能力, 并制定出相应的水质标准, 合理的制定出相关的技术要求以及工艺需求。

8. 技术经济分析

除了上述工作外, 采油工艺综合研究还能够结合计划措施工作量, 科学的制定出工艺措施的维护费用、设备利用率以及科研费用等, 有效的保证各项规定能够顺利完成, 并实现利润最大化以及盈利资本的最大化, 优化整个施工方案, 保证施工方案的可行性, 有效的提升采油效率。

结语

综上所述, 油田开采企业组织开展对于采油工艺的综合研究工作, 是采油工作各项目标顺利完成的基本保证, 因此采油企业应当加强对于此项工作的重视程度, 促进研究人员做好研究工作, 更好的为采油工作提供技术指导, 保证采油工作能够顺利进行, 实现利益的最大化。

摘要：采油工艺综合研究属于一项非常重要的分析应用技术, 有效的满足了我国当前新油田不断投产以及已开发油田的适应调整。采油共有综合研究工作的开展一般涉及到的方面较为广泛, 因此需要对采油工艺进行全面的优化, 并提出最为科学的实施计划与方案。文章主要针对采油工艺综合研究的任务进行分析, 并讨论采油工艺方案的研制程序, 为采油工作提供一定的参考。

关键词：采油工艺,综合研究,提高管理水平

参考文献

[1]李之燕, 陈美华, 冈丽荣, 吴国会, 王成芳, 王阿丽.液流深部转向调驱技术在高含水油田的应用[J].石油钻采工艺.2009, 11 (S1) :23-25.

[2]郭吉民, 张胜利, 郭磊, 谢巍, 曾令兵, 刘凤彩.优化抽油机井系统设计技术的应用与展望[J].石油钻采工艺.2010, 43 (S1) :63-65.

采油工艺综合研究的探讨 篇7

一、采油工艺综合研究方面的主要任务

1. 制定一系列采油工艺的方案可以加强新油田方面的建设

处于当前的社会情况下, 尽管说中国大地所有的油田开采方面有着一定程度上的提升与发展, 不过和除了中国以外的那些发达国家的技术水平是相差甚远的, 所以说, 对于新油田开采方面的技术水平的提高是至关重要的。中国大地所有的油田在投入资产前提下, 第一步需要做的就是一定要对含油的地域有一个深程度的探视和检测, 第二步需要做的就是由和采油工程相关工作的员工一定要依据第一步所探测出来的结果有一个在工艺方案方面的制定。另一方面, 这个方面所涉及的内容同时也是整个采油工艺综合研究过程中起到一个至关重要的部分。

2. 运用科学技术对采油工艺进行合理的规划使得采油工艺得到综合发展

日常采油工程中, 经过用科学技术对采油工艺进行合理的规划这个过程, 从而使得采油工程的后面的工作有着一定程度上合理的制定, 同时也是采油工艺综合研究的探讨整个工作中一项至关重要的部分。对于此项工作而言, 采油工艺综合研究的探讨一定程度上包括了在许多方面的内容, 其实最为主要的就是一定拥有技术方面和装备方面的配备;全新型的采油工艺包含到的技术水平以及广大的范围;很少的时间内去克服困难的重要的技术;工作方面的数量的提前预算等等。

二、采油工艺综合研究方面的研究目的

根据以上的介绍的那些内容, 大家肯定会非常快捷而且准确的了解到采油工艺综合研究是一项至关重要的工作, 那么采油工艺综合研究的重要性不说大家都知道了吧。采油工艺综合研究的目的一般情况下所包含的方面主要有:

具体的油田方面的工艺技术的选择

针对真实存在的油田的工艺方面的技术进行一次全面而且有效的选择, 在一定程度上对采油工艺综合研究的适应性以及科学性有着一种提高的作用。另一方面, 针对与采油工艺综合研究息息相关的技术方面的指标存在着一项既科学又严格的制定方法, 同时也是针对采油工程中所有员工的分配做到非常具有合理性以及非常具有针对性。除了这一方面以外, 采油工艺综合研究还需要与现实生活中的情况做一系列的结合工作, 从而才可以很好的制定出全新型的实施计划, 使得这个实施计划对于采油工艺综合研究而言是非常具有适应性的, 从而为了采油工艺综合研究有关系的科技水平的研究以及采油工程中采油部分的组织和生产方面的工作有着一定行的指导作用。

三、采油工艺综合研究方面的主要内容

处于日常采油工程中采油工艺综合研究所包含的环节其实有好多个, 首先, 采油工艺综合研究需要做的工作就是一定要针对现实情况下的采油工艺方面的技术水平做一系列的结合工作, 其次, 采油工艺综合研究所需要做的工作就是在现有的基础上针对所含油区域的采油工艺有一个统筹兼顾的做法, 从而使得采油工艺得到一系列的在科学方面的分析和优化。通常情况下, 采油工艺综合研究主要由以下几项内容组成:

1. 现实采油工程中油井状况的评价:

在日常采油工程中, 经过针对新油井所做的一系列的试油方面的实验和针对老油井的资料方面做一系列研究和总结, 从而使得无论是新油井还是老油井在现实社会中的状况得以一个非常全面的评价。只有这样做, 才能够对新油井的采油工程做一个具有非常权威性的现实采油工艺的依据。

2. 现实采油工程中修井方面的技术:

现实采油工程中, 针对修井这项重要的技术而言, 修井技术其实是采油工艺综合研究的整个过程中起着至关重要的作用。在针对修井技术开展一系列的工作的时候, 必须要要与含油区域的实际性的地下环境做一个充分结合的工作, 其次就是要做到合理的利用当前科学技术来预测与优化和设计方面的联系紧密的工作, 同时还需要对于修井技术做一个针对性非常强而且非常有效的质量方面的要求。

3. 现实采油工程中采油方面的金属:

针对采油工艺综合研究整个过程而言, 其实采油工艺综合研究最为重要的而且最为核心的内容则是对于采油技术方面的权威性的研究工作。对于这个重要的核心内容而言, 其实需要做的工作就是使用一些与现实采油工程中采油方面的金属相关性强的工作, 从而使得油井自喷的技术得以科学性的应用。

结束语

对于一个油田开采方面的企业组织做一个采油工艺综合研究的探讨工作, 其实是对整个采油工程中的各种各样的伟大目标得以非常顺利的完成的至关重要的保证。所以, 一家采油企业的存在与发展, 必须要对采油工艺综合研究有一个非常重视的态度, 同时还要在一定程度上去观察采油工艺综合研究人员的工作效率, 以及监视采油工艺综合研究人员可以更好的去针对采油工艺综合研究做出一系列的研究性的目的和任务, 同时在采油工艺综合研究的内容方面的完善工作也是非常有必要的去做的。只有这样对待整个采油工艺综合研究过程, 才可以对于采油工程中所有的工作有一个效率非常之高的指导作用。

参考文献

[1]赵德宝.有关采油工艺管理的探讨[J].中国石油和化工标准语质量.2011.

[2]朱磊.标准化在采油工程方案设计中的指导作用及应用[C].第十二届石油工业标准化学术论坛论文集.2009.

排砂采油工艺的运用 篇8

我国东部地区油区的油藏大多是疏松的砂岩油藏, 这种油藏埋藏较浅, 由于疏松的特性而极易出沙。传统的机械防砂工艺都或多或少的影响了近井部分的油层, 降低了近井油层的渗透度, 从而缩减了油井的产量。排砂采油工艺是最新的科学成就, 不仅不会造成油井的再次堵塞, 还能起到减少堵塞的作用, 极大程度上缓解先前由于不当使用机械防砂工艺或化学防砂工艺所造成的恶果, 减少对地层的伤害。

2 排砂采油工艺的结构分析

排砂采油装置主要是由井口装置、井下双管管柱排砂采油装置和水力喷射泵三部分组成的, 装置的简易图如下:

2.1 井口装置

排砂采油工艺需要安装其专用的井口装置, 这种井口装置不仅要连接井筒内部的动力液管, 还要连接油套的环形空间, 使得井口装置可以在油井作业的时候起到平衡油井内压力的作用。

2.2 井下双管管柱排砂采油装置

井下双管管柱排砂采油装置是由动力液管、油管锚、混合液管等装置组成的, 它分为同心管柱和平行管柱两大类。同心管柱主要适用于小型的套管, 它的混合液管和动力液管同心位于井筒内。平行管柱主要适用于大型的套管, 混合液管和动力液管平行位于井筒内。

2.3 水力喷射泵

水力喷射泵可以测取液面, 监督井内压力的变化。这一技术的发明克服了传统上的水利射流泵所必备的利用油管传送动力液、利用油套的环形空间传送混合液的缺点, 使监测液面变成可能。新式的水力喷射泵主要由密封环、喷嘴、扩散管、喉管、工作腔、尾管等部分组成。

3 排砂采油工艺的原理、特点和适用范围

3.1 排砂采油工艺的原理

排砂采油工艺的工作原理是以高压水为动力液, 动力液可以驱动井下的排砂采油装置, 通过动力液与采出液之间能量的转换以达到排砂采油的目的。动力液到喷嘴口时由高压喷头变为高速喷头, 喷射液可以将地层中的流体物质与地层砂汇集于汇集室内并吸入喉管, 这些物质在喉管内混合成混合液, 动力液赋予地层中的流体物质以动力, 因此混合液将由速度头变为压力头, 并将地层中的流体物质, 如水、砂、地层油等物质排至地面。投泵时, 动力液就由投泵的四通处经过混合液管把喷嘴等物带到井下的固定位置;而起泵时, 动力液就经由油、套的环形空间流入井底, 把水力喷射泵需要更换的部分经由混合液管带到投泵的四通处进行检修。

3.2 排砂采油工艺的特点

新式的排砂采油工艺与传统的水力喷射泵采油工艺相比有其独特的特性, 有着无可比拟的优越性。

3.2.1 排砂采油工艺排砂、携砂能力更强。

当地层中的流体物质被举升的时候, 由于排砂采油工艺装置的特殊性, 导致地层中的流体物质自进入尾管后便在井筒内大幅提升沉降速度, 甚至是砂子沉降速度的两倍之多, 因此, 可以有效地阻止地层砂的下降。

3.2.2 排砂采油装置的井壁没有遮挡物。

油层的近井地区的流砂和阻塞物伴随着地层中流体物质一起涌入井筒内, 从而疏通油层和炮眼的阻塞情况, 有效地恢复地层本身的渗透性, 甚至可以提升地层的渗透性, 大幅提高油井的总产量。

3.2.3 排砂采油工艺的液流稳定性强。

排砂采油工艺没有类似传统油泵采出液般的脉冲, 因此具有更加稳定的地下压力场, 有效地减少了地层的出砂数量。

3.2.4 排砂采油装置无运行件。

检查排砂采油装置的时候不需要像以前一样耗费大量的人力物力, 只需更换密封环、喷嘴和喉管即可, 降低了施工的难度与危险性, 维护更加方便简单, 维修的费用低廉。

3.2.5 排砂采油装置不会形成埋砂油层。

排砂采油装置的尾管下降到油层的中下部分, 可以使全部的地层出砂随采出液排至地面。

3.2.6

排砂采油装置在井下没有放置封隔器, 因此可以随时录取动液面、套压等动态资料, 便于地面上的工作人员监督井下作业, 及时分析、应对状况。而传统的水力喷射泵采油工艺则放置有封隔器, 因而无法进行上述监督行为。

3.2.7 排砂采油工艺对油层毫无污染, 更减少了阻塞性伤害。

排砂采油工艺采用动力液作为起泵动力, 大大方便了工作人员调整参数, 使得施工变的简单而可靠, 运行费用低, 免修期长, 综合性经济效益明显。

3.3 排砂采油工艺的适用范围

3.3.1 排砂采油工艺适应于各种出砂类的油藏, 但是对于油层中胶结物较少, 出砂极为严重, 地层砂类似于流砂性质的油井和地层亏空比较严重, 上层的覆盖层破坏较为严重的油井就必须进行油层填充。油层填充可以对地层的上覆盖层进行有效地支撑, 填充的沙砾直径可以扩大至足以让地层的粉细砂流出的程度, 最后使用排砂采油工艺进行排砂采油。

3.3.2 对于那些经受机械防砂严重损坏的油井, 也可以采用排砂采油工艺进行采油, 但是需先将防砂管柱取出。

3.3.3 排砂采油工艺一般适用于一百三十九毫米及其以上的套管完井, 包括斜井和直井, 该井井深应在两千米以内, 无破裂、错断、变形现象。

3.3.4 该工艺也适用于常规稠度的稠油油井、高含蜡的油井和偏磨井。

4 排砂采油工艺的应用前景及需要注意的问题

4.1 排砂采油工艺的应用前景

4.1.1 排砂采油工艺施工工艺相对简单, 只需要工作人员在清扫井筒后依次放入尾管、“三液”转换器、油管锚、混合液管、动力液管和井下水泵组等部件, 最后安装上排砂采油工艺所专用的井口装置, 然后就可以投入使用了。排砂采油工艺所用的混合液、动力液都可以反复多次使用, 投产一次费用相对较低。井下的水力喷射泵并不需要更换作业, 大大延长了油井的免修时间, 减少了维护所消耗的费用。

4.1.2 使用排砂采油工艺之后油井的日产油量和日产液量是传统采油工艺的十二倍, 具有很强大的生产潜力, 外加适用范围广, 可以迅速提高生产力。

4.1.3 基于排砂采油工艺的优势, 笔者可以预见排砂采油工艺完全能够以较小的投入带来丰厚的经济效益。排砂采油工艺与传统的采油工艺相比, 一次性的投产费用至少可以降低二十万元, 而维护费用更是低至三万元左右, 不到传统采油工艺的十分之一。

4.2 排砂采油工艺在应用中需要注意的问题

4.2.1 动力液管阻塞问题。

排砂采油工艺中的动力液是由油田污水组成的, 水质极差。因此, 泵筒和动力液管柱很容易因结垢而阻塞, 从而影响井下作业。在实际操作中, 有部分油井已经有结垢现象产生, 这些结垢现象主要出现在动力液与地层产液交汇的地方。

4.2.2 混合液管阻塞问题。

由于混合液管中携带有大量的地层砂, 如果供水系统出现问题, 动力液的来源突然被切断, 砂子就会下沉, 极易造成使用同心管的排砂采油装置中的混合液管阻塞。因此, 在动力液停止供给之前, 工作人员必须先清洗井筒内部的砂子, 清洗完毕之后再停止供水并处理问题, 这一点在生产初期尤为重要。

4.2.3 地面砂子阻塞问题。

随着排砂采油工艺的不断应用, 油田集输系统也容易形成砂子堆积问题, 给集输系统的管理带来了困难。因此, 当排砂采油工艺在一片地区广为应用时, 应当适当增加地面上的排砂装置, 以确保油田中的集输系统可以正常运行。

5 结语

排砂采油工艺可以以对油田最小的伤害带来最高的经济效益, 在应用这一工艺之前应当先对油藏进行深入分析, 观察其是否能够适用, 并确定最佳的设计构想。

参考文献

[1]胡连印.沈秀通.胡国元.出砂油井携砂生产技术[J].石油钻采工艺.1999.21.

[2]张卫东.疏松砂岩储层粒度分形分布研究及应用[J].石油钻探技术.2003.31.

水下采油树下放工艺分析 篇9

关键词：水下采油树,结构对比,下放工艺,受力分析

0 引言

水下采油树主要有四种形式:干式、湿式、干/湿式和嵌入式。目前应用较为广泛的主要是水下湿式采油树和水下干式采油树, 无论从经济性还是技术性考虑, 在我国南海深水采油都应采用水下湿式采油树[1]。水下湿式采油树根据生产主阀、生产翼阀和井下安全阀的安装位置的不同可分为立式采油树和卧式采油树。水下湿式采油树安装在水下井口头上方时, 下部通过采油树连接器固定在高压井口头上, 其下放工艺非常繁琐, 受力异常复杂;目前国内对水下采油树系统研究较少。对于深海钻井问题, 目前国内研究的主要是深水钻井隔水管的有限元力学特性分析[2], 和深水钻井的水下井口的稳定性分析[3]。为了保证水下采油树实际下放过程的可靠性与精确性, 有必要进行水下采油树的下放工艺研究及受力分析。

1 水下湿式采油树下放工艺分析

1.1 水下湿式采油树结构对比分析

目前国际市场上应用广泛的水下采油树的制造商主要有Cooper Cameron (美国) 、GE Oil&Gas Vetco Gray (美国) 、FMC Technologies (美国) 、Dril-Quip (美国) 、AkerSolutions (挪威) 等。各公司设计的常规水下湿式采油树主要由导向架、导向柱、采油树本体、采油树帽和油管挂以及ROV和各种阀门等组成[4]。目前常用的改进型的采油树不再使用导向柱, 下放过程就不必再使用锁链, 因此可以避免下放过程中由于水深过深导致锁链绞在一起。

目前常用的水下湿式采油树的示意图如图1所示。

通过对比分析上述采油树结构示意图和参考国外的成熟的水下采油树产品, 可得出水下采油树结构对比如表1。

1.2 立式采油树和卧式采油树下放工艺对比

水下采油树下放前, 控制系统需要对各种阀门进行复杂的压力测试, 以防止泄漏, 下放到海底部时, 采油树连接器密封连接到井口头, 需要ROV复杂的控制操作保证采油树的正常工作。简单来说, 常规水下卧式采油树系统完全下放分为三步:采油树的下放、油管挂的下放和采油树帽的下放。实际操作过程中油管挂和采油树帽是同时下放。

在实际的下放过程中, 采油树利用钻柱下放, 首先利用防喷器处理系统, 从甲板上提升采油树, 移动到井口上方;钻柱下方连接双臂导向架的中心短节, 短节下方装配采油树下放工具;通过钻盘, 双臂导向架定位的采油树下放工具插入装配到采油树, 下放采油树穿过受溅带, 到达20 m水深, 使用ROV进行采油树各种阀门和管线的操作, 使得采油树能够正常工作。缓慢下放采油树直到大约到井口头上方3 m, 记录钻柱和采油树的重量, 利用ROV进行采油树功能测试, 最终将采油树缓慢下放到井口头上, 直到采油树连接器完全座落在井口头上。放下套管的总量以证实连接器完全插入, 确保连接器已经被锁紧, ROV功能测试确保采油树正常的工作。水下采油树下放到井口头上方时的结构模型如图2所示。

参考FMC和Vetco公司的立式采油树和卧式采油树结构对比以及下放过程, 得到水下湿式采油树在完井过程中的下放工艺对比, 如表2所示。

由表2可得, 立式采油树和卧式采油树下放过程中的主要区别为:

1) BOP的下放和回收的区别。下放卧式采油树时在初钻井后就要下放BOP。与下放立式采油树相比, 下放卧式采油树需要增加一次BOP的下放和回收。

2) 油管挂的下放顺序和安装位置不同。立式采油树在下放之前需要先将油管挂下放安装固定在井口头上, 而卧式采油树在下放采油树后将油管挂坐落于水下卧式采油树本体内部的肩部。

3) 采油树帽的下放顺序不同。立式采油树其采油树帽主要作为非承压采油树帽, 最后下放。而卧式采油树其采油树帽分为内部采油树帽和外部采油树帽 (防腐帽) 。内部采油树帽作为承压件, 下入采油树后才能提起防喷器。

2 下放过程的受力分析

深水环境下水下采油树下放过程受力复杂, 主要受到钻柱和水下采油树下放工具的重力及作用于钻柱上部的波浪力和作用于采油树的海流力等力的作用。参考目前应用广泛的卧式采油树的下放过程, 进行下放过程的受力分析。

2.1 水下采油树下放过程的轴向受力分析

水下采油树下放过程中, 钻柱轴向受力为钻柱自身的重力和采油树下放工具及采油树的重力之和, 将其可简化为集中载荷P和自重作用下的等直杆, 如图3所示。

钻柱伸长为

式中:E为钻柱用钢弹性模量;L为钻柱长度;γ为钻柱单位体积的重量;A为钻柱截面面积。垂直方向的力为P+γL=P+P1, 其中P为水下采油树的重力和浮力之和。

2.2 影响水下采油树下放的海洋环境因素

1) 波浪力。波浪对钻柱的作用载荷属于小尺度单独直立桩柱上作用的波浪力[5]。由莫里森 (Morison) 方程得钻柱单位长度波浪力为

式中:fr为钻柱单位长度上承受的波浪力;ρ为海水密度, kg/m3;CD为阻力系数, 取值范围0.3~1.2;D为钻柱直径, mm;v为海浪运动在钻柱处产生的垂直于钻柱的水质点的速

度, m/s, CM为惯性力系数, 取值范围0.93~2.30;为海浪运动在钻柱处产生的垂直于钻柱的水质点的加速度。

2) 海流力。单位长度上的海流力为

式中:vc为海流的速度, m/s。

海流的流速随海水深度而变化[6]:

式中, ut为水面的潮流速度, m/s。

当波流共同作用时, 以修改形式的莫里森 (Morison) 方程计算作用于钻柱上波流联合作用力[7]为

2.3 水下采油树下放各个阶段受力分析

假设水下采油树下放到1 000 m水深的井口头上, 在下放过程中, 水下采油树主要分为三个阶段:

1) 水下采油树穿过浪花飞溅区到20 m左右的水深, 部署ROV工作状态, 到达离井口头上方3 m左右的水深, 进行采油树功能测试。在此状态, 水平方向主要受到作用在钻柱上的波浪力和海流力, 竖直方向主要受到重力作用。

当采油树悬挂于井口头上方3 m时, 可将钻柱看做为悬臂梁, 不考虑作用于采油树及采油树下放工具上的波浪和海流力, 可得钻柱的挠度方程为

作用于水下采油树及下放工具上的波浪力由费劳德-可雷洛夫力和绕射力组成:

式中:FK为费劳德-可雷洛夫力, ;Fd为绕射力, 。其中:ρ为海水密度, V为采油树的体积, vc为波速, L为水深, k为波数, α为波压强与水平轴线间的夹角, θ=kx-ωt。

2) 水下采油树坐落在井口头上时, 水平方向受到波浪力和海流力, 以及采油树连接器对采油树的横向反力;轴向方向采油树受到钻柱的重力和井口头台肩的支撑力作用。坐落在井口头上的采油树系统受力示意图如图4所示。

在钻柱上取微元段, 通过受力平衡并结合反力和弯矩之间的微分关系可以得到水下采油树坐落在井口上的钻柱的挠曲微分方程:

式中:R (x) 为采油树连接器的内径, m;F (x) 为轴向力, k N;g (x, y) 为单位面积上采油树连接器的反作用力, k Pa;m (x) 为单位长度上的外载荷, k N;EI (x) 为钻柱的抗弯刚度, k N·m2。

3 结论

1) 对水下立式采油树和卧式采油树进行了结构分析与下放工艺对比分析, 明确了两种水下采油树的结构区别特性, 理清了两种水下采油树下放工艺的不同, 其区别主要体现在油管挂系统安装位置及BOP的下放时间上。

2) 对水下采油树下放过程进行了受力分析, 着重对卧式水下采油树的下放过程进行了定性的受力分析, 得出了不同阶段水下采油树的受力状态方程, 为水下采油树的安全、精确下放提供了一定理论基础。

参考文献

[1]方华灿.对我国深海油田开发工程中几个问题的浅见[J].中国海洋平台, 2006, 21 (3) :1-8.

[2]李中, 杨进, 曹式敬, 等.深海水域钻井隔水管力学特性分析[J].石油钻采工艺, 2007, 29 (1) :19-21.

[3]苏堪华, 管志川, 苏义脑.深水钻井水下井口力学稳定性分析[J].石油钻采工艺, 2008, 30 (6) :1-4.

[4]Voss R, Moore T.Subsea Tree Installation, Lessons Learned on a West Africa Development OTC 15371, 2003.

[5]方华灿.海洋石油钻采装备与结构[M].北京:石油工业出版社, 1990.

[6]威尔逊.海洋结构动力学[M].杨国金, 郭毅, 唐钦满, 等, 译.北京:石油工业出版社, 1991.

闭式注冷水循环采油工艺研究 篇10

1 闭式注冷水循环模型的建立

首先下φ114mm油管, 然后在φ114mm油管中下入φ73mm油管, 两油管环空下封隔器密封, φ114mm油管底部加装单向阀, 生产时冷水从油管环空注入, 经筛管进入内采油管柱, 冷却产液, 然后随产液一起采出, 管柱模型见图1。

假设:

1.1 井筒内径向为一维稳态导热, 地层内为非稳态导热。

1.2 生产过程中, 已知井底产液温度, 以此为条件计算井筒温度分布及注冷水量。

1.3 取向下为正方向, 建立井筒传热模型。

根据能量守恒定律及混合式热流体循环的物理现象, 可写出其能量平衡方程。

式中:

kl1, kl3分别为油管内外流体间、环空流体与地层间的传热系数, W/ (m∙oC)

W1为产液水当量, WoC。

W2为注入冷水当量, WoC。

t为注入水温度, oC。

θ为产出的混合物 (其中包括注入水) 的温度, oC。

2闭式冷水循环计算分析1330m800m

设定条件, 井深1330m, 泵深800m, 地面温度29℃, 井底原油温度220℃, 产液量2t/h, 计算井筒温度分布。

联立方程 (1) (2) , 解方程得:

应用边界条件, 当l=0时, 已知注水温度29oC,

联立以上各式, 得出计算方程如下:

联立 (9) (10) 两式, 可得生产过程中沿管柱产液及注入水的温度变化情况, 见表1、表2。

结合井筒温度分布规律, 由混合流体能量守恒, 得:

假设, 混合后流体平均温度为120oC (适合螺杆泵生产温度) 。

可得, 产液量为2 t h时 (不包括注入水量) , 需注入29oC冷水2.3 t。

3 现场应用效果

2013年5月在辽河油田S-1026井开展现场试验, 该井完成注汽量1160t, 投产初期日产液58.7t/d, 日注水量65t/d, 井口产液温度109.7℃, 采用的普通橡胶定子螺杆泵正常生产, 满足举升设计要求。

摘要：本文主要针对稠油热采注蒸汽井生产初期存在的产液高温难题, 通过技术分析及攻关, 设计和研制了一套闭式注冷水循环采油工艺, 以有效冷却油井产液, 满足螺杆泵等不耐高温设备生产要求。同时也可有效避免对油井的污染。

关键词：注冷水,闭式循环,稠油注蒸汽

参考文献

[1]万仁溥.采油工程手册.石油工业出版社.2000, P448-454.