開井
- 月圓九龍山
外的龍112 間開井。今年，川西北氣礦錨定老井挖潛6000 萬立方米目標(biāo)，九龍山片區(qū)13 口間開井任務(wù)重、人手緊。還有10 個(gè)月就退休的老黨員李遠(yuǎn)福主動(dòng)頂班，一輪班就是45 天，堅(jiān)持“剜骨剔肉撈油水”，向老井要效益，通過生產(chǎn)措施優(yōu)化、關(guān)停井復(fù)產(chǎn)及間隙開井等方式，提高老氣田采收率，實(shí)現(xiàn)顆粒歸倉。大山深處的龍112 井已投產(chǎn)10 年，雖已失去自噴產(chǎn)能，但每次開井壓力衰減后總能很快恢復(fù)。進(jìn)入龍112 井，李遠(yuǎn)福忙著察看井口壓力參數(shù)：“油壓16 兆帕，復(fù)壓正常，符
中國石油石化 2023年21期2023-12-10
- 開井迎國慶
0-260 檢泵開井……”10 月1 日8 時(shí)，中國石油遼河油田錦州采油廠采油作業(yè)四區(qū)巡護(hù)三班采油16 號(hào)站副站長郎長軍進(jìn)行班前工作提示。正值祖國74 周年華誕，舉國一片歡騰。遙看生產(chǎn)現(xiàn)場，紅旗飄揚(yáng)，藍(lán)天白云，為國慶節(jié)開井增添了一抹別樣的顏 色。10 月1 日8 時(shí)30 分，郎長軍帶領(lǐng)石磊、呂洪軍，三人一同來到生產(chǎn)井錦45-030-260 現(xiàn)場。伴著初秋的陽光，三人在井場上忙碌起來，連工藝、調(diào)防沖距、倒流程，憑借著多年的一線工作經(jīng)驗(yàn)和彼此之間的默契，大家分
中國石油石化 2023年20期2023-11-30
- 天然氣井井口遠(yuǎn)程智能開關(guān)技術(shù)
）高壓天然氣井的開井作業(yè)需要長時(shí)間駐守，開井時(shí)間較長，且人工開井難以精確控制針閥開度[1]；（2）中、低壓天然氣井對(duì)間歇生產(chǎn)制度精準(zhǔn)執(zhí)行要求較高，及時(shí)開關(guān)井對(duì)氣井產(chǎn)能的發(fā)揮起著至關(guān)重要的作用，傳統(tǒng)人工開關(guān)井模式工作量大、人力成本較高、氣井管理效率低下[2]；（3）隨著低產(chǎn)低效井和間歇生產(chǎn)井逐年增多，開關(guān)井作業(yè)將會(huì)越來越頻繁[3]；（4）集氣站停產(chǎn)檢修期間需要大規(guī)模對(duì)氣井進(jìn)行開關(guān)井作業(yè)程序，繁重的開關(guān)井操作任務(wù)與作業(yè)區(qū)人力資源短缺形成制約氣田開發(fā)的矛盾之一。
石油化工應(yīng)用 2022年10期2022-12-16
- 低產(chǎn)液抽油機(jī)井間抽節(jié)能技術(shù)的應(yīng)用
長速度變緩，此時(shí)開井不影響產(chǎn)量，油井開井后，由于地層的供液能力小于抽油泵的抽汲能力，液面會(huì)迅速下降，液面下降到正常生產(chǎn)水平時(shí)，為最佳關(guān)井時(shí)間[2]。采用理論公式法確定關(guān)井時(shí)液面恢復(fù)速度和開井后液面恢復(fù)速度較為復(fù)雜，可操作不強(qiáng)，與實(shí)際會(huì)有偏差，所以為了確定合理的工作制度，找出開關(guān)井后液面的變化規(guī)律，應(yīng)從現(xiàn)場出發(fā)，開展連續(xù)液面測試現(xiàn)場試驗(yàn)，以確定合理的間抽制度[3]。2.2 現(xiàn)場試驗(yàn)為了確定某作業(yè)區(qū)所在油藏的液面上升規(guī)律，確定最佳液面開井時(shí)間，現(xiàn)場選取4 口井
石油石化節(jié)能 2022年5期2022-06-16
- 智能調(diào)節(jié)型針閥的研制及現(xiàn)場應(yīng)用
井同時(shí)需要關(guān)井和開井操作。采用傳統(tǒng)的派工作人員上井手動(dòng)操作調(diào)節(jié)針閥，來實(shí)現(xiàn)開、關(guān)井的作業(yè)方式，顯得尤為費(fèi)事，既耗費(fèi)人力、物力，又耗費(fèi)時(shí)間，不符合目前氣田數(shù)字化建設(shè)的需要，不便于井場后期遠(yuǎn)程調(diào)產(chǎn)和無人值守的數(shù)字化建設(shè)需求。因此，需要一種可以實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程高壓模擬人工開關(guān)井的設(shè)備，以減少時(shí)間、人員和物力的投入，方便氣田的數(shù)字化生產(chǎn)作業(yè)管理。1 整體結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)智能調(diào)節(jié)型針閥系統(tǒng)主要由智能井口管理單元、電動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)、可調(diào)節(jié)式針閥、太陽能供電系統(tǒng)組成。通過智能井口管理單元將
設(shè)備管理與維修 2022年2期2022-03-06
- 和平門的村民大會(huì)
——解決吃水問題的教學(xué)做
候，第一件事就是開井。西方有句諺語說，文明的高下，可以用水來量。這句話包含了不少的真理。我們站在教育的立場說：生活教育也可以用水來量。即以我們的五大目標(biāo)而論，沒有水便不能實(shí)現(xiàn)。今年大旱，格外覺得水為生活所必需，亦即教育所必需。沒有充分的水，那康健的體魄，勞動(dòng)的身手，科學(xué)的頭腦，藝術(shù)的興趣，改造社會(huì)的精神都不大好培養(yǎng)。所以，我主張鄉(xiāng)村學(xué)校第一件大事是提倡開井。有井的，提倡修井。和平門的井是學(xué)校開的，但是獻(xiàn)給全村公用。不久發(fā)現(xiàn)了兩個(gè)大問題：（一）每天出水二百擔(dān)
教學(xué)管理與教育研究 2022年14期2022-02-19
- 利用井口電動(dòng)針閥優(yōu)化串接井的生產(chǎn)制度探究
時(shí)間壓力恢復(fù)后再開井生產(chǎn)。針對(duì)油、套壓差在一段時(shí)間內(nèi)變化不明顯，但日產(chǎn)氣量在逐漸下降的氣井，可采取關(guān)井恢復(fù)壓力措施，經(jīng)過一段時(shí)間的恢復(fù)壓力，油壓和套壓逐漸持平，地層能量得到充分恢復(fù)，再開井生產(chǎn)，氣量較之前會(huì)有適量增加。1.2.2 等壓力生產(chǎn) 壓力近似的兩口串接井可以同時(shí)開井生產(chǎn)，增加日產(chǎn)氣量。如果有一組串接井的油壓、套壓壓力近似，則滿足同時(shí)開井生產(chǎn)的條件，兩口串接井的氣流匯聚到串接點(diǎn)，在地面管線中形成一股氣流，以相同的壓力輸送至集氣站，同時(shí)開井生產(chǎn)時(shí)不易產(chǎn)
石油化工應(yīng)用 2021年11期2021-12-27
- 蘇東氣田東一區(qū)氣井間歇措施制度優(yōu)化研究
，視為關(guān)井間隔。開井間隔是根據(jù)開井后產(chǎn)量下降至措施前的均值來確定。該井關(guān)井6 d 后油套壓持平，根據(jù)PKS 曲線每小時(shí)錄取一次壓力，關(guān)井1～4 d 壓恢速率分別為6.84 MPa/d、2.62 MPa/d、1.57 MPa/d、0.27 MPa/d，該井關(guān)井3 d 壓恢情況較好，暫定關(guān)井制度調(diào)整為關(guān)3 d。開井6 d 時(shí)產(chǎn)量下降趨勢停止，日產(chǎn)氣量穩(wěn)定于0.55×104m3左右，產(chǎn)量趨于穩(wěn)定的時(shí)間為開井第6 d，開井制度調(diào)整為開6 d。2.1.2 泡排劑對(duì)間
石油化工應(yīng)用 2021年11期2021-12-27
- 大港油田儲(chǔ)氣庫群正式采氣生產(chǎn)
、庫5-5井率先開井生產(chǎn)，正式向北京、天津、河北輸送天然氣，迎戰(zhàn)寒潮。作為京津冀地區(qū)工作氣量最大、見效最快的區(qū)域性調(diào)控氣源，大港油田儲(chǔ)氣庫群主要承擔(dān)著天然氣區(qū)域調(diào)峰、應(yīng)急供氣、戰(zhàn)略儲(chǔ)備等職能，目前已建成地下儲(chǔ)氣庫9座、在建儲(chǔ)氣庫2座，地下開井采氣2小時(shí)即可到達(dá)北京中心城區(qū)。其中，大張坨儲(chǔ)氣庫被譽(yù)為“中華第一儲(chǔ)氣庫”。投產(chǎn)至今，這個(gè)儲(chǔ)氣庫已安全平穩(wěn)運(yùn)行7 669天，21年來庫群累計(jì)注采氣量穩(wěn)居全國首位。為更好地應(yīng)對(duì)保供高峰期，大港油田優(yōu)化增產(chǎn)措施、科學(xué)提升調(diào)
天然氣工業(yè) 2021年11期2021-12-09
- 基于OLGA的水下采油樹開啟分析
，直觀準(zhǔn)確地反映開井過程中管道內(nèi)流體運(yùn)行參數(shù)，指導(dǎo)水下采油樹安全開啟。1 氣田概況南海某氣田有4口井，最大關(guān)井壓力為27.73 MPa，環(huán)境溫度為17.2 ℃，采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)行開發(fā)，井流物通過跨接管接入水下生產(chǎn)管匯，經(jīng)由油氣混輸海底管道回接到中心平臺(tái)，利用平臺(tái)上的設(shè)施進(jìn)行處理。水下采油樹油嘴下游出油管線的設(shè)計(jì)低溫為-35 ℃，海底軟管的設(shè)計(jì)低溫-15 ℃。2 充壓分析水下生產(chǎn)系統(tǒng)和海管調(diào)試完成之后，啟動(dòng)水下井口。由于井口壓力和油嘴下游壓力相差較大，會(huì)產(chǎn)
鹽科學(xué)與化工 2021年11期2021-11-22
- 叢式井場抽油機(jī)井群錯(cuò)峰開井間抽運(yùn)行調(diào)度優(yōu)化
叢式井群實(shí)現(xiàn)錯(cuò)峰開井調(diào)度。叢式井群錯(cuò)峰調(diào)度是大規(guī)模調(diào)度優(yōu)化問題，這類問題最有效的解決方法是運(yùn)用數(shù)學(xué)規(guī)劃方法建立數(shù)學(xué)模型。Gao Xiaoyong等[9]同時(shí)考慮井的運(yùn)行和流量保證的綜合計(jì)劃問題,提出了一種多周期混合整數(shù)非線性規(guī)劃(MINLP)模型，以最大程度地降低總運(yùn)營成本。Zhang Zhiwei等[10]針對(duì)大規(guī)模單拉井群拉運(yùn)生產(chǎn)調(diào)度優(yōu)化問題，使用離散時(shí)間表示法，建立了混合整數(shù)線性規(guī)劃(MILP)模型使運(yùn)輸成本最小化。Liang Yongtu等[11]
- 川西氣田PZ6-4D井卡鉆事故處理及分析
11日10:20開井循環(huán)觀察，排量17L/s，液面平穩(wěn)，停泵出口不斷流；至20:00關(guān)井循環(huán)，雙節(jié)流排后效，排量14L/s↑26L/s，ρ出2.16~2.18g/cm3，ρ入2.19~2.20g/cm3，全烴55%~90%，火焰高度5~7m，其后緩慢熄滅；至22:50開井觀察，停泵后出口斷流，下鉆至井深5400m。3月11日22:50~12日11:00關(guān)井循環(huán)排后效，出口返漿時(shí)點(diǎn)火成功，橘黃色火焰高10m，伴隨火焰噴出液體，逐級(jí)提排量至12L/s，全烴68
西部探礦工程 2021年10期2021-09-29
- 長關(guān)井綜合治理效果分析
04t;通過直接開井及壓裂、拔堵、堵水等措施治理開井39口，開井后平均單井日產(chǎn)液7.3t，日產(chǎn)油0.8t，綜合含水80.7%，目前日產(chǎn)液12.9t，日產(chǎn)油0.6t，綜合含水91.7%，累積恢復(fù)產(chǎn)油5.31×104t;通過提撈開井治理8口，累積恢復(fù)產(chǎn)油1.17×104t。2.2治理效果分析在治理效果分析過程中采用水驅(qū)規(guī)律曲線法對(duì)長關(guān)井進(jìn)行了計(jì)算，通過預(yù)測長關(guān)井剩余可采儲(chǔ)量，與已治理的長關(guān)井開井效果對(duì)比，總結(jié)出普遍規(guī)律，為下一步提出治理方案提供可靠參考。（1）
油氣·石油與天然氣科學(xué) 2021年3期2021-09-10
- 排采連續(xù)性對(duì)煤層氣開采的影響
象不可避免，重新開井后如何排采、制定合理的排采制度是提高產(chǎn)量的關(guān)鍵。通過對(duì)煤層氣生產(chǎn)階段理論進(jìn)行分析，結(jié)合關(guān)井前后礦場數(shù)據(jù)，同時(shí)借助數(shù)值模擬方法，對(duì)關(guān)井過程中儲(chǔ)層參數(shù)變化進(jìn)行了研究。結(jié)果表明，關(guān)井明顯改變儲(chǔ)層物性參數(shù)，造成井筒附近煤層含水飽和度增加，井底壓力升高，同時(shí)引起近井地帶自由氣重新吸附，降低氣體滲流能力。因此，重新開井后快速排水有助于溝通氣體滲流通道，提高氣體流動(dòng)能力，增加產(chǎn)氣量。煤層氣； 關(guān)井； 排采連續(xù)性； 快速排采； 快速壓降煤層氣是重要的非
遼寧石油化工大學(xué)學(xué)報(bào) 2021年4期2021-08-16
- 低滲油田周期采油技術(shù)研究
逐步上升，現(xiàn)油井開井170 口，單井日產(chǎn)油1.1 t，綜合含水71.7%，地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度0.84%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度5.52%。目前油藏面臨主要矛盾：一是儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，吸水不均，注水單向突進(jìn)，導(dǎo)致長6 層水淹井逐年增多；二是低產(chǎn)低效井多，平面采液矛盾突出，受制于產(chǎn)建區(qū)注水不見效等原因，現(xiàn)有低產(chǎn)低效井44 口，占開井數(shù)25.9%。2 周期采油原理2.1 改善儲(chǔ)層滲流能力，提升低產(chǎn)井開發(fā)效果，建立驅(qū)替系統(tǒng)周期采油改善平面非均質(zhì)油層水驅(qū)油效果的機(jī)理是壓力場周
石油化工應(yīng)用 2021年6期2021-07-19
- 過渡帶低效高耗轉(zhuǎn)油站優(yōu)化調(diào)整措施分析
1.2.1 油井開井率低，產(chǎn)液量低X 轉(zhuǎn)油站轄油井106 口，自2013 年以來，該站開井數(shù)均小于40 口，開井率長期保持在35%以下。受開井率低影響，該站產(chǎn)液量及產(chǎn)油量均維持在較低水平。目前，X 轉(zhuǎn)油站正常開井27 口，間抽井3口，提撈井2 口；關(guān)井74 口，其中高含水臨時(shí)關(guān)井6 口，長關(guān)井68 口。30 口生產(chǎn)油井單井平均日產(chǎn)液23.5 t，日產(chǎn)油 0.97 t。1.2.2 站庫運(yùn)行負(fù)荷較低由于X 轉(zhuǎn)油站開井數(shù)較少，產(chǎn)液量長期保持在較低水平，因此站內(nèi)主
石油石化節(jié)能 2021年7期2021-07-19
- 深水采油樹初始啟動(dòng)低溫分析
壓力，在此條件下開井時(shí)，由于J-T節(jié)流效應(yīng)會(huì)在油嘴下游形成低溫，超過設(shè)備最低設(shè)計(jì)溫度(-29 ℃)，影響設(shè)備的安全投產(chǎn)。深水項(xiàng)目初始投產(chǎn)前一般在油嘴下游預(yù)充一定壓力，降低油嘴前后壓差，從而提高油嘴下游啟動(dòng)低溫，避免設(shè)備因低溫發(fā)生損壞。跨接管、水下管匯、海底管道等設(shè)備最低設(shè)計(jì)溫度也要考慮初始啟動(dòng)低溫的影響，根據(jù)此設(shè)計(jì)工況確定設(shè)備最低設(shè)計(jì)溫度，為材料選型提供依據(jù)。2 深水采油樹初始啟動(dòng)低溫分析2.1 初始啟動(dòng)油嘴下游預(yù)充壓力核算該南海項(xiàng)目水深1 500 m，水
鹽科學(xué)與化工 2021年5期2021-06-17
- 新型氣井智能間歇生產(chǎn)控制裝置及其應(yīng)用
的針形調(diào)節(jié)閥減壓開井，壓力越高，需要開井時(shí)間越長，且易導(dǎo)致管線凍堵，大大降低了間歇控制的效率。智能間歇控制裝置是一種針對(duì)中高壓低產(chǎn)氣井遠(yuǎn)程間歇生產(chǎn)及高壓開井而研發(fā)的新產(chǎn)品。涵蓋緊急截?cái)嘌b置的所有功能，在此基礎(chǔ)上，通過跟蹤井口運(yùn)行壓力的變化，進(jìn)行智能調(diào)節(jié)、遠(yuǎn)程操作開關(guān)等功能，實(shí)現(xiàn)油壓大于等于5MPa 井的遠(yuǎn)程間歇生產(chǎn)及高壓開井功能。經(jīng)過現(xiàn)場試驗(yàn)，整套系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定，功能滿足整個(gè)氣井的全生命周期的生產(chǎn)管理要求，顯著降低了氣田操作成本。2 智能間歇控制裝置結(jié)構(gòu)原理
科技創(chuàng)新與應(yīng)用 2021年2期2021-01-12
- 鹽穴儲(chǔ)氣庫建槽階段工況變化對(duì)氣水界面的影響
：首先，準(zhǔn)確采集開井前和開井后井下壓力和溫度。然后，分別計(jì)算開井前和開井后兩種工況下，井下空間內(nèi)氮?dú)庠跇?biāo)況下的體積，兩者的差值即為需補(bǔ)注的氮?dú)怏w積（標(biāo)況）[16，17]。2 計(jì)算實(shí)例金壇某井主要參數(shù)：井號(hào)J*-*（見表1，表2），直井井深：1 050 m，井口溫度（地面以下2 米左右）：20 ℃，井底溫度：54 ℃，氮?dú)庾髯枞軇⑷氲獨(dú)夂箨P(guān)井。表1 J*-*井身結(jié)構(gòu)及造腔管柱數(shù)據(jù)表2 J*-*關(guān)井及開井注水造腔時(shí)壓力參數(shù)根據(jù)公式（1）、（3），首先計(jì)算關(guān)
石油化工應(yīng)用 2020年11期2020-12-23
- 水下生產(chǎn)系統(tǒng)開井順序分析
裝，在水下采油樹開井時(shí)，需要優(yōu)化開井順序，降低預(yù)充MEG 及生產(chǎn)流體段塞流對(duì)SEMI 平臺(tái)段塞流捕集器的沖擊，避免造成設(shè)備液位高(LAHH)生產(chǎn)關(guān)斷;水下氣田通過半潛平臺(tái)臍帶纜注入MEG 防止海管內(nèi)生產(chǎn)流體在輸送過程中生成水合物，優(yōu)化開井順序降低海管出液時(shí)間將有利于半潛平臺(tái)降低MEG 儲(chǔ)罐容積，從而減少儲(chǔ)罐重量和體積。文章將討論不同開井順序段塞流對(duì)下游流程的影響，提出合理的解決方案。2 開井順序優(yōu)化方案2.1 方案一，按照生產(chǎn)井距離從遠(yuǎn)至近順序開井在前期設(shè)
鹽科學(xué)與化工 2020年7期2020-07-31
- 濮城油田西區(qū)沙二上2+3油藏注采調(diào)查與研究
3月份，共有油井開井2口，水井單向?qū)?yīng)有11口，兩向?qū)?yīng)有14口，兩向以上有1口，無對(duì)應(yīng)水井2口。2.2井筒2.2.1事故井現(xiàn)狀調(diào)查截止2020年3月份，共有油井事故井8口，其中帶病生產(chǎn)5口，關(guān)井3口，占總井?dāng)?shù)的21.6%。水井事故井20口，其中帶病注水2口，關(guān)井18口，占水井總井?dāng)?shù)的57.1%。2.2.2跨層系生產(chǎn)調(diào)查跨層系采油井有3口，占油井開井數(shù)10.7%。跨層系注水井有5口（籠統(tǒng)合注3口，層系分開后未細(xì)分2口），占水井開井數(shù)29.4%。2.2.3水
石油研究 2020年4期2020-06-27
- 開發(fā)II區(qū)氣井分級(jí)分類管理及穩(wěn)產(chǎn)措施研究
293 口，日均開井163 口，日均產(chǎn)氣342×104m3，日均產(chǎn)水140 m3，液氣比為0.41，油液比為0.37。自然連續(xù)生產(chǎn)井108 口，占比36.9%；間歇井179口（包括柱塞井和低產(chǎn)低效井），占比61.1%；長關(guān)井6口，占比2%。2 氣井的分級(jí)分類管理將氣井進(jìn)行精細(xì)化分類。第一級(jí)按照井筒將氣井分為節(jié)流器井、無阻生產(chǎn)井、速度管柱井；第二級(jí)按照生產(chǎn)動(dòng)態(tài)將氣井分為連續(xù)穩(wěn)定遞減井、間歇生產(chǎn)、低產(chǎn)低效井、長關(guān)井；第三級(jí)按照氣量分類，根據(jù)臨界攜液量進(jìn)行4類劃
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2020年3期2020-06-03
- 低滲透油藏CO2驅(qū)油數(shù)值模擬方法與應(yīng)用
果所有生產(chǎn)井同時(shí)開井生產(chǎn)，勢必造成個(gè)別井氣竄嚴(yán)重，降低波及系數(shù)和驅(qū)油效果，影響采收率。因此非常有必要進(jìn)行開井順序優(yōu)化，達(dá)到提高驅(qū)油效果的目的。為了實(shí)現(xiàn)最佳開井順序，實(shí)現(xiàn)最大的驅(qū)油效果的目標(biāo)，建立多組分CO2驅(qū)油數(shù)學(xué)模型，編制多組分氣驅(qū)油藏?cái)?shù)值模擬軟件。利用該軟件跟蹤模擬該井組CO2驅(qū)油注入過程，根據(jù)CO2在儲(chǔ)層中的分布特征和注采井對(duì)應(yīng)關(guān)系，制定6個(gè)開發(fā)方案，并應(yīng)用所研制軟件，進(jìn)行模擬與預(yù)測，得出最佳的開井順序，預(yù)測CO2驅(qū)油指標(biāo)。1 CO2驅(qū)油多組分滲流模
油氣地質(zhì)與采收率 2020年1期2020-03-24
- 戰(zhàn)高溫
0-40兩口新井開井，我們要搶在大雨來臨前，把井開起來！”7月28日一大早，電力人員準(zhǔn)備搶開新井工作緊鑼密鼓展開?？粗纠钡奶枺蠹矣悬c(diǎn)不相信會(huì)有大雨降臨。從作業(yè)區(qū)值班干部到管理站值崗人員都不敢怠慢，提前保養(yǎng)抽油機(jī)、連接整改流程、流量計(jì)配套安裝等一并展開，火熱的現(xiàn)場，滾燙的鐵疙瘩，瞬間燙透了人們的手套，將手心手背的汗水析出后打濕手套，貼在鐵管面上仿佛瞬間汽化。正午的陽光實(shí)在是燙、燙、燙，空氣燙、管線燙、土地燙，充斥著整個(gè)開井現(xiàn)場，打濕工服，又被太陽瞬間烤
中國石油石化 2019年16期2019-09-27
- G1區(qū)抽油機(jī)井間抽制度摸索
體具有彈性，井口開井效應(yīng)傳至井底要經(jīng)歷一定的時(shí)間Δt1，在這段時(shí)間內(nèi)，產(chǎn)出的原油完全是由于井筒中受到壓縮的原油膨脹的結(jié)果，油藏中并無流體流入井內(nèi)，即井底產(chǎn)量q2=0。只有當(dāng)井口開井效應(yīng)傳至井底，q2才由0 逐漸上升，再經(jīng)過Δt2時(shí)間才達(dá)到開井時(shí)正常產(chǎn)量q1（見圖1）；即在Δt2這段時(shí)間產(chǎn)出的原油一部分是由于油藏中原油流入井筒的結(jié)果，而另一部分仍是由于井筒原油的彈性膨脹的結(jié)果。圖1 油井啟抽后產(chǎn)液量變化曲線當(dāng)間開井停抽時(shí)，雖然井口產(chǎn)量q1立即變?yōu)?，但油藏中
石油化工應(yīng)用 2019年8期2019-09-16
- 低滲油田降低機(jī)采井耗電量的做法及認(rèn)識(shí)
題。主要表現(xiàn)為：開井時(shí)間長；開井時(shí)機(jī)過早或過晚；開關(guān)井頻率高；開井時(shí)將抽汲參數(shù)調(diào)整不合理，為方便生產(chǎn)管理采用統(tǒng)一固定的間抽制度等，無論是在挖掘生產(chǎn)潛力方面還是在節(jié)能增效方面都存在著不合理性[1]。2.2 抽油機(jī)參數(shù)不合理調(diào)查供液不足495口井，平均沖程2.4 m，小于額定3 m 沖程，最大沖程為3 m 的井有149 口，占30.1%（表2）；平均沖速4.6 min-1，沖速大于6 min-1的井有106口，占21.4%（表3）。表2 沖程情況統(tǒng)計(jì)表3 沖速
石油石化節(jié)能 2019年8期2019-09-12
- 基于環(huán)空壓力操作的試油完井一體化工具研制及應(yīng)用
閉-脫手-回插-開井優(yōu)化為封閉-試壓-脫手-回插-試壓-開井，進(jìn)一步提高了試油完井一體化技術(shù)的可靠性，為試油完井一體化技術(shù)的推廣應(yīng)用奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。一、現(xiàn)有試油一體化工具應(yīng)用中的不足國外貝克休斯、哈里伯頓等均開展了試油完井一體化技術(shù)相關(guān)研究，形成了相應(yīng)技術(shù)和工具。而國內(nèi)川渝、塔中、中石化普光和元壩氣田等均開展了相關(guān)技術(shù)的研究和應(yīng)用目前試油完井一體化工具主要采用兩種類型。貝克休斯公司采用CMQ-22不壓井滑套作為試油完井一體化的核心工具(圖1-b)，這種滑
鉆采工藝 2019年4期2019-08-30
- 間歇井壓力動(dòng)態(tài)分析及產(chǎn)能發(fā)揮探討
響，區(qū)內(nèi)氣井正常開井生產(chǎn)時(shí)油壓接近系統(tǒng)壓力，因此在關(guān)井后油壓恢復(fù)程度較為明顯。1.1 油壓恢復(fù)動(dòng)態(tài)特征選取蘇X區(qū)塊2017年5月～10月間歇井（蘇X-9-6、蘇A等42口井）為研究對(duì)象，保證所選井油套壓正常取值、流量計(jì)計(jì)量準(zhǔn)確。通過對(duì)關(guān)井后油壓的實(shí)時(shí)記錄，總結(jié)出區(qū)內(nèi)油壓恢復(fù)曲線有兩類表現(xiàn)形式（見圖1）。（a）直線平穩(wěn)上升型。此類井產(chǎn)量相對(duì)較高，配產(chǎn)一般大于等于0.4×104m3/d，套壓大于6 MPa。在關(guān)井后油壓迅速上升到一個(gè)較高的值，而后呈直線平穩(wěn)上升
石油化工應(yīng)用 2019年7期2019-08-13
- 低滲透油藏提質(zhì)增效對(duì)策研究及應(yīng)用
壓力傳導(dǎo)慢，連續(xù)開井則后期供液困難。假如采取間歇開井，關(guān)停期間能量可以得到一定程度的恢復(fù)，供液相對(duì)充足。（一）明晰流入流出動(dòng)態(tài)曲線以流入動(dòng)態(tài)為基礎(chǔ)，研究井底流入量與動(dòng)液面的關(guān)系。油井關(guān)井時(shí)，流入量隨動(dòng)液面上升而減小。應(yīng)選動(dòng)液面較低時(shí)作為油井的關(guān)井時(shí)段。以泵效理論為基礎(chǔ)，研究排出量與動(dòng)液面的關(guān)系。開井生產(chǎn)時(shí)排出量隨動(dòng)液面下降而減小。應(yīng)選動(dòng)液面較高時(shí)作為油井的開井時(shí)段。（二）建立間歇開井篩選標(biāo)準(zhǔn)定義流入流出曲線的交點(diǎn)為連續(xù)生產(chǎn)點(diǎn)，連續(xù)生產(chǎn)點(diǎn)的所對(duì)應(yīng)的產(chǎn)量低于經(jīng)
魅力中國 2019年8期2019-07-10
- 關(guān)于綜合治理開井盜油問題的建議
100007）開井盜油，指通過開關(guān)、撬砸、拆卸、切割等手段，從正在開采或長期封停油井內(nèi)盜取原油的違法犯罪行為。盜竊原油、破壞油氣設(shè)施不僅造成國有資源流失，而且極易造成油井設(shè)施損壞、油氣生產(chǎn)間斷、水土嚴(yán)重污染，甚至火災(zāi)、爆炸、人身傷亡等一系列公共安全事件，影響十分惡劣，損失難以估量。開井盜油案件是各油田企業(yè)發(fā)案率最高的案件之一，占涉油案件總量50%以上，這類傳統(tǒng)的頑固性涉油違法犯罪活動(dòng)久治不愈，始終是影響油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)、威脅油區(qū)治安的重大隱患。1 新形勢下開
石油知識(shí) 2019年4期2019-02-13
- 上市儲(chǔ)量評(píng)估中指數(shù)遞減法合理遞減率的選取
、含油率遞減率和開井數(shù)修正產(chǎn)油量遞減率之間的關(guān)系，明確不同生產(chǎn)狀況下選取何種遞減率進(jìn)行產(chǎn)量預(yù)測，更加符合上市儲(chǔ)量評(píng)估要求。含油率定義為：(2)式中：fo為含油率；Qo為日產(chǎn)油量，m3/d；Qw為日產(chǎn)水量，m3/d；QL為日產(chǎn)液量，m3/d。產(chǎn)油量遞減率定義為：(3)式中：Di′為產(chǎn)油量遞減率；Qo0為階段初日產(chǎn)油量，m3/d；Qo1為階段末日產(chǎn)油量，m3/d。含油率遞減率定義為：(4)式中：Di為含油率遞減率；fo0為階段初含油率，fo1為階段末含油率；Q
特種油氣藏 2018年6期2019-01-11
- 蘇里格氣田上古氣井防砂措施研究
井配產(chǎn)制度，控制開井速度，結(jié)合井口加熱排砂、井下防砂工藝等輔助手段，盡可能減少氣井出砂帶來的危害，同時(shí)在新井投產(chǎn)時(shí)使用氣井出砂含量監(jiān)測技術(shù)，監(jiān)測氣井出砂量，以便及時(shí)對(duì)出砂量高的氣井采取防砂措施。2.1 優(yōu)化氣井配產(chǎn)考慮氣井配產(chǎn)與攜砂的關(guān)系，若配產(chǎn)大于井筒臨界攜砂流量，大量支撐劑將被返排出地層并被氣體帶出井筒，造成氣井出砂。因此，必須對(duì)氣井進(jìn)行合理配產(chǎn)，防止氣井出砂。蘇里格氣田上古氣井在生產(chǎn)過程中，通過計(jì)算井筒臨界攜砂流量（式1）并控制配產(chǎn)小于井筒臨界攜砂流
天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì) 2018年1期2018-03-06
- 特低滲透及致密油藏低產(chǎn)井有桿泵采油參數(shù)優(yōu)化方法
產(chǎn)井的間抽時(shí)間(開井時(shí)間和關(guān)井時(shí)間)時(shí)誤差較大，其原因是預(yù)測地層滲流量和泵效時(shí)存在較大的誤差。為此，筆者以現(xiàn)場采集的井底壓力數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，建立了油井內(nèi)流量積分方程模型，計(jì)算出關(guān)井后的地層滲流量及開井后的抽油泵泵效，并以此建立優(yōu)化模型，對(duì)開井時(shí)間、關(guān)井時(shí)間、沖程和沖次等參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，以實(shí)現(xiàn)油井穩(wěn)產(chǎn)及節(jié)能降耗。1 特低滲及致密油藏采油特點(diǎn)特低滲透及致密油藏低產(chǎn)井采油方案的設(shè)計(jì)原則是，抽油泵排出的液體體積與地層提供的液體體積相適應(yīng)。當(dāng)?shù)貙庸┮毫窟^小時(shí)，除減小機(jī)采
石油鉆探技術(shù) 2017年6期2018-01-15
- 開井
■尹建國開井■尹建國在油田工作久了，對(duì)長期堅(jiān)守在采油井站上的一線職工來說，加班連點(diǎn)、連軸轉(zhuǎn)早已習(xí)以為常。天黑之后，家人如果見不到人影，就會(huì)打電話詢問，往往得到的答復(fù)就一句話：“開井，回不去?！?span id="syggg00" class="hl">開井，是油田術(shù)語，即新井投產(chǎn)、老井復(fù)產(chǎn)之意。如同農(nóng)民開犁播種、商人開張營業(yè)、軍人開槍射擊是一個(gè)道理，不同的行業(yè)有不同的專業(yè)行話。《說文》上，開：啟、張也。開字與井搭配在一起，這看似無主語的詞語，聽起來卻很生動(dòng)。大家都這么叫，誰都懂，也比較順嘴。也有叫，“接井”或者“投
地火 2017年1期2017-12-05
- 單井成本核算分析
人工成本以油水井開井時(shí)間作為分?jǐn)傄罁?jù)，按管理層級(jí)逐級(jí)分?jǐn)偅ㄕ军c(diǎn)的人工成本按本站管理的油水井開井時(shí)間分?jǐn)偟絾尉?；管理區(qū)的人工成本按本管理區(qū)管理的油水井開井時(shí)間分?jǐn)偟絾尉５谌?，材料費(fèi)。一是一般材料：采油廠根據(jù)實(shí)際工作情況，確定由班組登記單井材料消耗臺(tái)賬，每月以將該臺(tái)賬登記的數(shù)據(jù)作為單井直接材料費(fèi)，對(duì)每月入賬材料費(fèi)與實(shí)際消耗材料費(fèi)之間差額，以油水井開井時(shí)間作為分?jǐn)傄罁?jù)，按管理層級(jí)逐級(jí)分?jǐn)?。二是化工料：能?duì)應(yīng)到單井的，按單井加藥量計(jì)入單井成本，不能對(duì)應(yīng)的，按全
經(jīng)營者 2017年11期2017-11-29
- 神木氣田柱塞氣舉工作制度優(yōu)化
短時(shí)間關(guān)井恢復(fù)后開井生產(chǎn)的措施，如果關(guān)井后壓力長時(shí)間不能恢復(fù)或開井后套壓無變化，氣量下降迅速的氣井，柱塞氣舉等排液措施是解決該問題的有效途徑之一。神木氣田目前部分低產(chǎn)井已安裝柱塞裝置，由于柱塞運(yùn)行過程受多方面因素的影響，柱塞的運(yùn)行制度需通過實(shí)時(shí)跟蹤進(jìn)行調(diào)整，工作制度的調(diào)整為柱塞工藝管理的重點(diǎn)和難點(diǎn)。1 影響因素分析1.1 工藝原理柱塞氣舉其實(shí)是間歇?dú)馀e的一種形式，是以氣井自身產(chǎn)出的氣體作為動(dòng)力。利用柱塞在舉升氣和采出液之間形成機(jī)械界面，有效防止氣體上竄和液
石油化工應(yīng)用 2017年5期2017-06-08
- 南海某平臺(tái)降低水下氣田化學(xué)藥劑消耗的實(shí)踐
期，由于頻繁進(jìn)行開井、關(guān)井作業(yè)，甲醇消耗量大；同時(shí)，作為水下氣田開發(fā)的配套設(shè)施乙二醇回收裝置，運(yùn)行過程中需使用檸檬酸清洗換熱器，由于重沸器頻繁結(jié)垢，檸檬酸使用量大。平臺(tái)人員針對(duì)化學(xué)藥劑消耗量大的問題，進(jìn)行分析研究，采取了減少開關(guān)井次數(shù)、優(yōu)化開井程序、合理調(diào)整重沸器操作參數(shù)和改善重沸器酸洗方法等措施，最終使甲醇、檸檬酸的使用量大幅度減少，有效降低生產(chǎn)能耗。甲醇；檸檬酸；優(yōu)化生產(chǎn)；減少消耗南海某氣田平臺(tái)是一座集鉆井模塊、油氣水處理系統(tǒng)和水下氣田開發(fā)配套設(shè)施的綜
石油化工應(yīng)用 2017年5期2017-06-08
- 曙37井區(qū)注水綜合調(diào)整研究與實(shí)踐
共有油井21口，開井16口，有效開井6口（除去撈油生產(chǎn)），日產(chǎn)油26噸，綜合含水57%，采油速度0.25%，采出程度9.96%；注水井5口，開井2口，日注水44方/日，月注采比0.8，累計(jì)注采比0.5。1.2.2存在問題（1）井況復(fù)雜治理難度大曙37塊主力油藏埋深在-1600m左右，儲(chǔ)層埋深淺、膠結(jié)疏松，地層出砂嚴(yán)重，再加上頻繁作業(yè)等諸多因素影響，導(dǎo)致油水井井況逐漸變差，治理難度較大，多數(shù)油井無法正常生產(chǎn)，無法開展細(xì)化注水工作。截止2014年12月斷塊因井
化工管理 2017年32期2017-03-06
- 抑制水合物凍堵的天然氣開井動(dòng)態(tài)模擬研究
合物凍堵的天然氣開井動(dòng)態(tài)模擬研究岑康1*，江鑫1，楊靜2，朱遠(yuǎn)星11.西南石油大學(xué)土木工程與建筑學(xué)院，四川成都610500 2.中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司西南分公司，四川成都610000針對(duì)天然氣井工藝管道在開井過程中極易產(chǎn)生水合物凍堵的問題，采用Dynsim軟件建立了開井工況動(dòng)態(tài)模擬模型，討論了開井流量、工藝管道敷設(shè)方式與保溫層厚度、節(jié)流調(diào)節(jié)方案對(duì)節(jié)流后溫度壓力的影響，分析了開井過程中外界熱交換的動(dòng)態(tài)變化特征及對(duì)開井過程的影響，提出了加熱爐前工藝管
- 低滲透稠油油藏水平井蒸汽吞吐開井階段溫度分布
藏水平井蒸汽吞吐開井階段溫度分布孫璐1，劉月田1，葛濤濤2，陳民鋒1（1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300450）低滲透稠油油藏開采中具有明顯的啟動(dòng)壓力梯度，啟動(dòng)壓力梯度受流度影響。在油藏注蒸汽開采過程中，壓力傳播將受到儲(chǔ)層內(nèi)溫度分布的制約，因此，開井生產(chǎn)階段儲(chǔ)層內(nèi)的加熱范圍和溫度分布情況的研究是確定油藏蒸汽吞吐極限動(dòng)用半徑的基礎(chǔ)。文中運(yùn)用馬克斯-蘭根海姆油
斷塊油氣田 2016年4期2016-03-13
- 潛油電泵防堵降失工藝在濮城油田應(yīng)用
倒灌現(xiàn)象影響正常開井。目前電泵生產(chǎn)中使用的普通單流閥主要存在以下問題：1.1當(dāng)出現(xiàn)電潛泵停機(jī)后，油管井液中的砂子或其他雜質(zhì)便會(huì)沉積在單流閥的閥座上，嚴(yán)重時(shí)堵塞流油通道。當(dāng)電泵生產(chǎn)時(shí)由于泵出口部分堵塞，導(dǎo)致產(chǎn)液量下降，影響排量效率，造成電能的浪費(fèi)；出現(xiàn)停井后需要開井時(shí)電機(jī)再次開啟載荷大，造成開啟困難或過載，甚至燒毀電機(jī)、電纜擊穿等，需要上作業(yè)進(jìn)行維護(hù)檢修。1.2單流閥密封不嚴(yán)；停機(jī)后油管內(nèi)的砂粒和其它雜質(zhì)會(huì)積存在閥座上，致使單流閥密封不嚴(yán)，這樣油管內(nèi)液柱負(fù)荷
化工管理 2016年9期2016-03-13
- 蘇里格氣田蘇54區(qū)塊氣井開井流量研究
田蘇54區(qū)塊氣井開井流量研究張磊1王志恒2李晶2楊萬祥2葉超21．西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安710065;2．中國石油天然氣股份有限公司長慶油田分公司第四采氣廠，陜西西安710021針對(duì)蘇里格氣田蘇54區(qū)塊地層出水嚴(yán)重，導(dǎo)致間歇井?dāng)?shù)量逐步增加，影響區(qū)塊后期穩(wěn)產(chǎn)的生產(chǎn)管理難題，以臨界攜液流量理論為基礎(chǔ)，開展氣井最佳開井流量現(xiàn)場試驗(yàn)研究，研究過程根據(jù)氣井生產(chǎn)實(shí)際，對(duì)現(xiàn)用氣井臨界攜液流量計(jì)算公式進(jìn)行修正，同時(shí)編制相應(yīng)開井軟件，實(shí)現(xiàn)氣井精細(xì)化管理。蘇
天然氣與石油 2016年6期2016-02-09
- 干擾試井在子洲氣田壓力系統(tǒng)劃分中的應(yīng)用
11年7月11日開井激動(dòng)，平均日產(chǎn)氣量6.0×104m3。觀察井Z1井2007年8月28日投產(chǎn)，生產(chǎn)層位山2，平均日產(chǎn)氣量3.0×104m3；該井于2011年4月9日關(guān)井，2011年12月17日試驗(yàn)結(jié)束開井。觀察井Z2井2007年8月24日投產(chǎn)，生產(chǎn)層位山2，平均日產(chǎn)氣量1.5×104m3；該井于2011年3月18日關(guān)井，2011年12月17日試驗(yàn)結(jié)束開井。表1 X井組干擾試井測試情況從激動(dòng)井X井與觀察井Z1、Z2井柵狀圖（見圖2）來看，激動(dòng)井與觀察井儲(chǔ)層
石油化工應(yīng)用 2015年6期2015-10-27
- 普光氣田集氣站壓力參數(shù)控制技術(shù)
全保護(hù)。1 氣井開井壓力控制技術(shù)氣井管理中，集氣站通過節(jié)流閥進(jìn)行氣量的調(diào)節(jié)及壓力參數(shù)的控制。1.1 氣井壓力變化規(guī)律天然氣從“氣層→射孔孔眼→井筒→油管→采氣樹→一級(jí)節(jié)流→二級(jí)節(jié)流→分酸分離器→加熱爐→三級(jí)節(jié)流→加熱爐→計(jì)量分離器（生產(chǎn)匯管）→外輸”共經(jīng)過三級(jí)節(jié)流控制，形成四個(gè)不同的壓力系統(tǒng)，壓力逐漸降低、體積流量逐漸增大。當(dāng)設(shè)備管線發(fā)生堵塞時(shí)，下游管線壓力下降，流量下降，堵塞上游管線壓力上升，超過該壓力系統(tǒng)工作壓力，引發(fā)設(shè)備管線超壓運(yùn)行或關(guān)斷發(fā)生。1.2
科技傳播 2015年16期2015-10-24
- 擠油解堵技術(shù)在錦22塊的應(yīng)用
總井13口，僅僅開井4口，日產(chǎn)液70噸，日產(chǎn)油7噸，采油速度僅為0.1%。目前區(qū)塊共有油水井32 口，其中油井總井23 口，開井13口，日產(chǎn)油25 噸，日產(chǎn)液220 噸；水井總井9 口，開井6 口，日注水650方。2 存在主要問題通過精細(xì)地質(zhì)研究和二次開發(fā)新思路，廢棄原有井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，重新部署新井實(shí)施二次開發(fā)，區(qū)塊開發(fā)效果得到有效改善，截止2015 年7 月，該塊油井總數(shù)32 口，開井13 口，日產(chǎn)液220噸，日產(chǎn)油24.8噸；水井總井9口，開井6口，日注水6
化工管理 2015年29期2015-08-15
- 特高含水期長關(guān)井治理技術(shù)研究
。1 個(gè)性化措施開井特高含水期的油田開采，要充分結(jié)合當(dāng)前油田油層的整體發(fā)育狀況采取恰當(dāng)?shù)拈_采方法，根據(jù)區(qū)塊的不同選擇個(gè)性化的開井措施，才能針對(duì)性地進(jìn)行油田開采，提高原油采收率。與純油區(qū)相比，區(qū)塊整體的油層發(fā)育比較差，不同的油層之間存在著明顯的差異，原油的整體質(zhì)量差，性質(zhì)參差不齊。有些采油井因?yàn)槟承┰蜻M(jìn)行了長時(shí)間的關(guān)閉，在這段較長時(shí)期的關(guān)井階段中，地下的油層已經(jīng)發(fā)生了極其巨大的變化，因此，不能夠盲目地進(jìn)行原油開采，要深入地分析當(dāng)前的油田油層的整體狀況，針對(duì)
化工管理 2015年15期2015-03-24
- 河74斷塊低滲透油藏開發(fā)對(duì)策研究
1年12月，油井開井29口，日液水平221t/d，日油水平76t/d，綜合含水65.6%，水井總井19口，開井15口，日注水平428m3，注采比2.03，平均動(dòng)液面1587m。1.單元開發(fā)效果評(píng)價(jià)1.1注采井網(wǎng)狀況評(píng)價(jià)河74斷塊區(qū)沙二下穩(wěn)層及沙三中均設(shè)計(jì)采用250×300m五點(diǎn)法注采井網(wǎng)開發(fā)，注采井距與設(shè)計(jì)井距基本吻合，井網(wǎng)相對(duì)完善。1.2儲(chǔ)量動(dòng)用狀況評(píng)價(jià)目前沙二下穩(wěn)井網(wǎng)控制程度為89.2%，沙三中井網(wǎng)控制程度為86.7%，儲(chǔ)量控制程度較高。1.3能量保持
科技致富向?qū)?2013年10期2013-06-04
- 利用鉆降時(shí)機(jī)分層開井 低成本治理欠注井
利用鉆降時(shí)機(jī)分層開井 低成本治理欠注井易澤勇（大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠）油田開發(fā)的進(jìn)程中，注水質(zhì)量是油田生產(chǎn)至關(guān)重要的因素，而部分井砂體發(fā)育較差，回注污水導(dǎo)致油層污染、水驅(qū)見聚造成孔道阻塞等諸多因素影響，導(dǎo)致了水驅(qū)頂上覆巖壓欠注井逐漸增多。通過抓住區(qū)塊鉆降開井的有利時(shí)機(jī)，采用測試調(diào)配的低成本簡易工序，對(duì)欠注井實(shí)施了有選擇的分層恢復(fù)注水方案，在一定程度上控制了高滲透層吸水，緩解了層間矛盾，使井組的生產(chǎn)形勢有所改善。方案的關(guān)施既能減輕成本支出，減少專用設(shè)
石油石化節(jié)能 2013年7期2013-05-05
- 大慶油田高壓注水井開關(guān)井周期研究
，大慶油田注水井開井比例逐年下降，開井日注水量逐漸降低，注水壓力不斷上升。1995年投注水井84口，開井79口，開井比例94.0%，平均單井注水壓力10.8MPa，到2005年投注水井420口，開井293口，開井比例僅69.8%，開井平均單井注水壓力16.0MPa，與投產(chǎn)初期相比，單井注水壓力上升5.2MPa。開井比例由1995年94.0%下降到2010年的53.1%，下降了40.9%，開井壓力由10.8MPa上升到14.9MPa，上升了4.1MPa。截止
長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版) 2013年14期2013-04-01
- 對(duì)預(yù)探井第Ⅱ?qū)咏M異常高壓和開井失敗的再認(rèn)識(shí)
大；哪一個(gè)是導(dǎo)致開井失敗的最直接原因，本文對(duì)此作了深入的探析。1 鉆井泥漿密度與地層壓力系數(shù)無正常對(duì)應(yīng)關(guān)系1.1 地層異常高壓的存在該井使用的鉆井液密度在1.23～1.36 g/cm3之間，測試顯示在井深3 789.00 m處，壓力系數(shù)為2.188 3。測試懸殊的結(jié)果，首先看是否為壓力計(jì)存在問題。（1）壓力曲線反映的最高壓力值，處于壓力計(jì)的量程以內(nèi)。（2）在對(duì)3只壓力計(jì)的壓力曲線對(duì)比后，結(jié)果完全一致。（3）壓力計(jì)的打壓試驗(yàn)進(jìn)一步證實(shí)，壓力計(jì)工作正常。以上3
裝備制造技術(shù) 2012年6期2012-12-21
- 低液面井合理間抽方式確定與應(yīng)用
率，%。1.2 開井后液面變化規(guī)律當(dāng)油井關(guān)井恢復(fù)后開始抽汲時(shí)，液面開始下降（圖2），根據(jù)達(dá)西定律，開井生產(chǎn)時(shí)油井動(dòng)液面與時(shí)間的關(guān)系式[1]為：式中：HL——油井生產(chǎn)時(shí)動(dòng)液面的深度，m；Bo——油體積系數(shù)；H——油層中部深度，m；Ato——油套環(huán)形空間截面積，m2；qo——間抽前產(chǎn)量，t；JL—采液指數(shù)，m3/(s·Pa)。2 現(xiàn)場試驗(yàn)根據(jù)以下條件，選取3口井進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)。1）沉沒度低于50 m。2）砂巖厚度和有效厚度較小，與注水井連通狀況較差，同時(shí)周圍注水
石油石化節(jié)能 2012年2期2012-11-15
- 深水氣田水下井口開發(fā)水合物抑制研究
模擬分析，開展了開井時(shí)生產(chǎn)水量對(duì)水合物抑制的影響研究與海底管線抑制劑注入量模擬計(jì)算，并提出了水合物堵塞工況下水下泄壓解堵措施。深水氣田 水下井口開發(fā) 水合物抑制 解堵措施對(duì)于采用水下井口方式開發(fā)的海上深水氣田，由于井底壓力高，水下井口處海水溫度低，很容易生成水合物［1－3］，一旦發(fā)生水合物堵塞，將嚴(yán)重影響水下設(shè)施運(yùn)行安全，尤其是開井操作引起的流體溫降，極易產(chǎn)生水合物，而發(fā)生堵塞事故，因此，必須要考慮到水下井口作業(yè)的復(fù)雜性，對(duì)水合物抑制進(jìn)行重點(diǎn)研究。本文以擬
中國海上油氣 2012年5期2012-09-25
- 地層測試器原理及適應(yīng)性評(píng)價(jià)
向旋轉(zhuǎn)，達(dá)到正常開井和關(guān)井的目的。上提管柱必須到位，若不到位下放管柱容易出現(xiàn)撞銷的問題，損壞換位銷釘。見圖1。圖1MFE換位機(jī)構(gòu) 圖2MFE液壓鎖緊機(jī)構(gòu)（2）MFE鎖緊機(jī)構(gòu)（液壓鎖緊）工作原理。液壓鎖緊機(jī)構(gòu)只在上提管柱過程中起作用，F(xiàn)頂推動(dòng)心軸上行，F(xiàn)鎖防止提松封隔器。當(dāng)上提到位后，管柱相當(dāng)于一個(gè)整體，F(xiàn)頂與F鎖平衡而抵消，此時(shí)再上提測試管柱或底層壓力過大推動(dòng)封隔器，均能導(dǎo)致封隔器失封。見圖2。（3）存在缺陷?，F(xiàn)場操作人員操作過程易損壞換位銷釘，導(dǎo)致不能實(shí)
城市建設(shè)理論研究 2012年4期2012-03-23
- 川東北地區(qū)“三高”氣井開采關(guān)鍵技術(shù)*
4m3/d。正常開井井口油壓86 MPa～89MPa，井口溫度72℃～80℃，最高關(guān)井壓力94.5MPa。由此可見，河壩1井屬高溫、高壓、高產(chǎn)氣井(簡稱“三高”氣井)，也是目前國內(nèi)投入開發(fā)的井口壓力最高的氣井之一。2 關(guān)鍵技術(shù)2.1 井口及井下安全裝置選擇(1)對(duì)于井口壓力超過80MPa和井口溫度超過70℃的氣井工礦條件下應(yīng)采用140MPa的進(jìn)口采氣樹。河壩1井在首次測試時(shí)采用了國產(chǎn)的KQ105采氣樹，均出現(xiàn)法蘭盤處或盤根處泄漏等危險(xiǎn)情況。之后該井井口采用
天然氣勘探與開發(fā) 2012年3期2012-01-11
- 徐深氣田A區(qū)塊低滲透火山巖氣藏早期動(dòng)態(tài)特征認(rèn)識(shí)
,低產(chǎn)井周期輪流開井,井間接替等區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)的新模式。火山巖氣藏;氣井產(chǎn)能;動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量;徐深氣田2004年在徐深氣田x1井火山巖儲(chǔ)層壓后獲工業(yè)氣流后,為加快該井區(qū)氣藏評(píng)價(jià),部署了2口評(píng)價(jià)井,完鉆后對(duì)火山巖儲(chǔ)層進(jìn)行了壓裂求產(chǎn),均獲得工業(yè)氣流。為加快該井區(qū)開發(fā)節(jié)奏,2006年在相繼部署4口開發(fā)控制井的同時(shí),對(duì)其中2口開展了短期試采,短期試采特征表現(xiàn)為產(chǎn)量、壓力下降快,測算的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量低,穩(wěn)產(chǎn)期短。為進(jìn)一步深化該井區(qū)動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)和開發(fā)規(guī)律,2007～2008年在4口開發(fā)控制
石油地質(zhì)與工程 2011年5期2011-11-09
- 超低滲透油藏超前注水開井時(shí)機(jī)研究
滲透油藏超前注水開井時(shí)機(jī)研究黃戰(zhàn)衛(wèi)，李書靜，林 剛 郭 兵，張?zhí)旖埽?元（長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安716009）針對(duì)安塞油田超低滲油藏物性差、難以經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的現(xiàn)狀，對(duì)其超前注水區(qū)油井開井時(shí)機(jī)進(jìn)行了研究，在地質(zhì)和滲流特征分析的基礎(chǔ)上，從理論計(jì)算和礦場驗(yàn)證兩個(gè)方面入手，具體提出并量化了以現(xiàn)場壓力測試數(shù)據(jù)、累積注水量等為依據(jù)的兩個(gè)主要參數(shù)，對(duì)超低滲油藏的后期開發(fā)將起到重要指導(dǎo)作用。超低滲透油藏；超前注水；開井時(shí)機(jī)超低滲透油藏主要是指滲透率小于1.
石油天然氣學(xué)報(bào) 2010年5期2010-11-15