口井
- 一種基于統(tǒng)計原理的環(huán)空水泥漿流動摩阻計算方法
2這四個區(qū)塊45口井的固井施工現(xiàn)場數(shù)據(jù)，結(jié)合固井聲幅圖，基于統(tǒng)計原理結(jié)合最小二乘法，精確計算優(yōu)選的45口井的不同密度水泥漿的環(huán)空流動摩阻，并對該理論結(jié)果進(jìn)行驗證。該計算結(jié)果與固井施工實際數(shù)據(jù)偏差較小，對固井施工設(shè)計具有重要的指導(dǎo)意義。1 環(huán)空水泥漿流動摩阻計算思路1.1 選擇固井施工數(shù)據(jù)選取N口井固井施工數(shù)據(jù)作為計算基礎(chǔ)，N越大越好。根據(jù)固井施工中注入不同密度水泥漿總量、返出量、漏失量，結(jié)合固井聲幅圖水泥漿返高，確定這N口井的環(huán)容。1.2 確定不同水泥漿體
承德石油高等?？茖W(xué)校學(xué)報 2022年4期2022-09-23
- 抽油機(jī)功率法平衡技術(shù)的應(yīng)用
共300 口，每口井功率平衡率在50%～100%間均勻分布11 個測試點，分別測試抽油機(jī)有功功率值，3 種型號抽油機(jī)不同平衡率下有功功率數(shù)據(jù)見表1。當(dāng)功率平衡率在80%～100%區(qū)間內(nèi)時，3 種型號抽油機(jī)的有功功率值不隨平衡率升高而降低，判斷該區(qū)間為耗能最低功率平衡率區(qū)間。表1 3 種型號抽油機(jī)不同平衡率下有功功率數(shù)據(jù) kW綜合以上分析，當(dāng)抽油機(jī)井功率平衡率小于80%時可判定抽油機(jī)平衡不滿足能耗最低的標(biāo)準(zhǔn)，需對抽油機(jī)進(jìn)行平衡調(diào)整。3 功率法平衡調(diào)整技術(shù)的應(yīng)
石油石化節(jié)能 2022年5期2022-06-16
- 三路開攻，創(chuàng)新創(chuàng)效創(chuàng)紀(jì)錄
常規(guī)壓裂1272口井、大型壓裂292口井、修井517口井，施工總量與去年同期相比增長394口井。今年以來，大慶油田井下作業(yè)分公司全力抓好“三件大事”，聚焦增儲上產(chǎn)、“治病救井”、效益動用“三大戰(zhàn)場”，科學(xué)匹配生產(chǎn)要素，精細(xì)運行計劃安排，合理調(diào)配保障資源，全力實現(xiàn)井下施工提速提效。增儲上產(chǎn)，開攻！為油“開路”，他們是“專業(yè)”的。大慶油田井下作業(yè)分公司持續(xù)提升隊伍專業(yè)化水平，作業(yè)二大隊連續(xù)油管設(shè)備承擔(dān)致密油水平井一體化施工，特種工藝作業(yè)二大隊帶壓設(shè)備承擔(dān)壓驅(qū)、
中國科技縱橫 2022年7期2022-05-03
- 零散短熱洗周期油井加藥技術(shù)研究及效果分析
到目前共計應(yīng)用6口井，至2021年7月1日，時間最長的1口井已連續(xù)加藥272天，最短的1口井已實現(xiàn)連續(xù)加藥124天，均實現(xiàn)加藥后免熱洗。結(jié)合集中加藥效果，預(yù)計6口井均可實現(xiàn)一個檢泵周期內(nèi)免熱洗。2.1 系統(tǒng)效率上升、噸液百米耗電下降統(tǒng)計6口井試驗前后的動態(tài)數(shù)據(jù)，進(jìn)行了能耗對比測試，計算了試驗前后的系統(tǒng)效率及噸液百米耗電[6]，試驗前后系統(tǒng)效率對比見表2。試驗前后產(chǎn)液量穩(wěn)定并略有上升，平均系統(tǒng)效率上升2.12%，百米耗電下降0.05kWh。表2 試驗前后系統(tǒng)
石油石化節(jié)能 2022年2期2022-03-30
- 應(yīng)用超臨界蒸汽吞吐提高C13 塊開發(fā)效果
吞吐，階段實施6口井，注入超臨界蒸汽13613t，吞吐投產(chǎn)的2口井階段產(chǎn)油6510.3t，另4口井階段增油2372.6t，提高了C13塊的開發(fā)效果。關(guān)鍵詞：蒸汽吞吐;超臨界;C13斷塊屬于厚層塊狀油藏，區(qū)塊儲層物性差，油品性質(zhì)差，原油粘度為652mPa·s（50℃），油水粘度比較大，含油幅度低（含油幅度50m），油層埋深較深（1650-1800m），受原油物性影響，油井投產(chǎn)后，產(chǎn)量逐漸下降，且隨著開發(fā)年限的延長，重質(zhì)成分含量增加，油井近井地帶易堵塞。為了提
油氣·石油與天然氣科學(xué) 2021年6期2021-09-10
- 我國首個深層千億立方米儲量頁巖氣田全面開建
署的8個平臺54口井全部開鉆，已完鉆46口，優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率達(dá)95%以上，集氣總站和3個平臺12口井已投產(chǎn)，日輸氣量為105×104m3；二期項目建設(shè)全面鋪開，計劃建設(shè)年產(chǎn)能20×108m3，實施14個平臺110口開發(fā)井，9口井已開鉆，10余口井正開展油氣測試，集氣管線、供電線路等工程正加緊施工。
天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì) 2020年2期2020-12-20
- 創(chuàng)新管理方法延長油井免修期
，共有油井305口井，其中螺桿泵井105口，抽油機(jī)井200口。大部分油井位于壓覆區(qū)（城區(qū)、村屯），開采時間較長，存在著油井桿管磨損嚴(yán)重，油井砂面高，油層脫氣，吐砂較為嚴(yán)重，城區(qū)注水井停注，地下虧空，井筒結(jié)垢較為嚴(yán)重等諸多問題。2、目前油井大量使用修舊油管，使井下管柱新度系數(shù)很低，油井工作狀況變差;油井出砂、出泥漿、結(jié)垢現(xiàn)象逐年增多，管桿偏磨、管漏、桿斷脫現(xiàn)象也日趨增多，這些因素增加了油井維護(hù)性作業(yè)工作量。3、2019年計劃維護(hù)性費用264.41萬元，全年計
石油研究 2020年2期2020-10-19
- 機(jī)采井集中熱洗方法及節(jié)能效果分析
，一次熱洗只洗1口井，每熱洗1口井需占用1天的時間。某采油廠機(jī)采井平均熱洗周期為120天，平均每口井年熱洗3次。隨著機(jī)采井?dāng)?shù)的增多，機(jī)采井熱洗工作量逐年加大。2015年初，該采油廠抽油機(jī)井、螺桿泵井總數(shù)達(dá)到了11 200口，年正常熱洗達(dá)到33 600井次，加上管線沖洗和泵況核實熱洗，年熱洗達(dá)到48 000井次，平均每天熱洗132口井，全廠共計72個采油隊，平均每個采油隊日熱洗1.86口井才能保證熱洗計劃完成。如果采取原有的熱洗方法，想要完成熱洗工作量，顯然
石油石化節(jié)能 2020年3期2020-04-04
- 中國石油西南油氣田公司“鉆”出中國頁巖氣井最長水平段
個直井筒就動用2口井地下資源的目標(biāo)，是提高單井產(chǎn)量、單井最終累計采出氣量和提升經(jīng)濟(jì)效益的重要手段。但因其攜帶巖屑困難、鉆具受力復(fù)雜、井壁垮塌風(fēng)險高等諸多技術(shù)難題，在山地頁巖氣鉆井中較難實現(xiàn)。寧209H71-3井位于四川宜賓，是中國石油西南油氣田公司部署在川南頁巖氣田的一口直改平開發(fā)井。前期，該公司已完成了長度2 500 m以上水平段井12口，其中2 820 m、3 000 m水平段井各1口。針對寧209H71-3井鄰井資料少、水垂比大等不利因素，該公司認(rèn)真
天然氣工業(yè) 2020年4期2020-01-08
- 國內(nèi)目前壓力最高的氣田產(chǎn)能建設(shè)全面展開
的首批開發(fā)井，兩口井油壓都超過104 MPa，日產(chǎn)氣量均超過50×104m3。截至目前，克深13氣田已完鉆的7口井全部獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，正在鉆探的5口井也鉆遇優(yōu)質(zhì)天然氣儲層?？松?3氣田所在的中國石油塔里木油田公司克拉—克深大氣區(qū)是塔里木盆地探明的首個萬億立方米大氣區(qū)。該氣田產(chǎn)能建設(shè)的全面展開，標(biāo)志著上述氣區(qū)埋深7 000～8 000 m超深領(lǐng)域的氣藏全部探明并投入開發(fā)。（天工 摘編自中國新聞網(wǎng)）
天然氣工業(yè) 2020年3期2020-01-06
- 基于滲流力學(xué)建立的煤層氣井排水降壓模型及排采規(guī)律分析
往往是多個區(qū)塊多口井構(gòu)成井網(wǎng)同時排采，因此排采中多口井相互貫通干擾，如果繼續(xù)排采，同一區(qū)塊位置相鄰的井，它們之間壓力會不斷延伸以致重疊，這樣導(dǎo)致壓降漏斗也會最終交匯[9]。在單井壓降漏斗的基礎(chǔ)上壓降漏斗疊加，計算公式可表示為：式中：p（x，y，t）為 t時刻距井筒（x，y）處的儲層壓力；N 為生產(chǎn)井?dāng)?shù)量；k為 1，2,3，…，N。綜上，得到關(guān)于單井與群井排采過程中壓降漏斗模型及相關(guān)的輔助模型：2 儲層壓降傳播規(guī)律數(shù)值模擬分析根據(jù)柿莊南10口排采井?dāng)?shù)據(jù)，利用
煤礦安全 2019年2期2019-03-20
- 對穿連通技術(shù)在地?zé)峋脑O(shè)計應(yīng)用
臺井，目標(biāo)一共9口井，中間是1口直井，周圍分布8口水平井，方位設(shè)計為順時針螺旋分布，垂深落差設(shè)計為20米，該項目已經(jīng)準(zhǔn)備如下：關(guān)鍵詞：：地?zé)峋_發(fā);對穿井軌跡設(shè)計;平臺井設(shè)計一、設(shè)計依據(jù)1.1 ?地理及環(huán)境資料已規(guī)劃居民區(qū)未建居民房的空曠地或附近地下地?zé)豳Y源好的地方（空間足夠，克服地面建筑限制），在安全環(huán)保且不擾民的前提條件下實現(xiàn)有效的鉆井施工。1.2 ?鉆井工程概況整個設(shè)計平臺先后共鉆成9口井，先鉆直井，通過儀器檢測優(yōu)選采熱井段，然后根據(jù)直井采取地層溫度
科學(xué)與技術(shù) 2019年3期2019-03-05
- 吉林油田研發(fā)壓裂式調(diào)剖堵水新技術(shù)
塊調(diào)堵結(jié)合試驗6口井的方案設(shè)計后，正式進(jìn)入現(xiàn)場試驗階段。這種新的低成本、強(qiáng)有效調(diào)堵體系的現(xiàn)場應(yīng)用，標(biāo)志著改善水驅(qū)的壓裂式調(diào)剖堵水工藝關(guān)鍵技術(shù)已經(jīng)形成。針對老區(qū)無效水循環(huán)嚴(yán)重、單體措施改善水驅(qū)效果有限的問題，吉林油田將現(xiàn)有的調(diào)剖、堵水技術(shù)進(jìn)行有機(jī)結(jié)合，初步形成新木147典型區(qū)塊調(diào)堵綜合治理方案新思路，將常規(guī)低排量調(diào)堵與壓裂式高排量調(diào)堵結(jié)合，將以往的成熟調(diào)堵劑進(jìn)行多段塞組合，編制完成6口井調(diào)堵方案，助力老油田改善水驅(qū)。吉林油田老區(qū)已進(jìn)入開發(fā)后期，為了治理無效水
石油知識 2019年3期2019-02-13
- 大慶油田提高氣體鉆井效率措施分析
4.64d，有4口井鉆井周期縮短20d，其中XH271井鉆井周期比鄰井縮短50.12d。同時由表1可知，氣體鉆井周期縮短20d以上的4口井，進(jìn)尺均在700m以上，處理復(fù)雜時間平均7.275h，其中XH271井縮短鉆井周期50.12d，進(jìn)尺達(dá)到了1100m，處理復(fù)雜時間為零，所以要想提高氣體鉆井效率，縮短鉆井周期，需要通過完善氣體鉆井技術(shù)來提高氣體鉆井進(jìn)尺，減小井下復(fù)雜幾率和減少處理井下復(fù)雜時間。1.1 應(yīng)用井段較短通過統(tǒng)計所鉆的11口氣體鉆井井段、層位及進(jìn)
西部探礦工程 2018年12期2018-11-21
- S油田西區(qū)異常壓力形成原因及分布范圍分析
進(jìn)行施工，仍有3口井在鉆井過程中發(fā)生井涌、油氣浸等復(fù)雜情況，12口井使用密度1.85～1.95g/cm3的水泥漿固井，11口井使用套管外封隔器，并配合使用鎖水抗竄劑，仍有5口井固井質(zhì)量不合格，出現(xiàn)管外冒的情況，說明西5-107井區(qū)S1、S2組存在異常高壓力。1 西5-107井區(qū)異常高壓層電性特征及形成原因1.1 異常高壓層的電性特征對西區(qū)完井電測曲線進(jìn)行比較，高1129-21井和西6-P9井具有異常高壓層，西52-7井油層壓力正常，總結(jié)后發(fā)現(xiàn)異常高壓層具有
西部探礦工程 2018年6期2018-06-19
- 提高氣體鉆井效率方法與對策探討
6.78d，有5口井鉆井周期縮短25d，氣體鉆井介質(zhì)由單一的空氣鉆井發(fā)展到空氣/霧化/泡沫、氮氣、氮氣/霧化/泡沫鉆井的復(fù)合氣體鉆井，并形成了氣體鉆井設(shè)計、控斜打快、井壁保護(hù)、高溫霧化/泡沫鉆井液和氣體鉆井組分監(jiān)測技術(shù)，初步解決了大慶探井氣體鉆井施工中的難題。氣體鉆井極低的循環(huán)介質(zhì)當(dāng)量密度使該項技術(shù)在提高機(jī)械鉆速、發(fā)現(xiàn)與保護(hù)儲層和提高油氣井具有十分突出的作用，從而使該項技術(shù)得到了應(yīng)用發(fā)展。但應(yīng)用氣體鉆井技術(shù)隨之帶來的是對地層流體壓力和井眼穩(wěn)定性控制能力較低
西部探礦工程 2018年4期2018-03-26
- 我國首個燃?xì)馄髽I(yè)儲氣庫投產(chǎn)
項目計劃建設(shè)10口井，年總儲氣量將達(dá)4.6×108m3，工作氣量近2.6×108m3，最大供氣能力為500×104m3／d。2023-2026年為項目二期建設(shè)期，計劃建設(shè)12口井，屆時，港華金壇儲氣庫將擁有22口井，總儲量將達(dá)10×108m3，工作氣量近6×108m3。目前，港華金壇儲氣庫已建成3口井，儲氣量近1.5×108m3，工作氣量逾8 800×104m3。港華金壇儲氣庫由香港中華煤氣、中鹽金壇鹽化有限責(zé)任公司合作建設(shè)，是我國首個由城市燃?xì)馄髽I(yè)籌建、
天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì) 2018年6期2018-01-23
- 電機(jī)直驅(qū)螺桿泵技術(shù)的應(yīng)用前景
用了4個廠家11口井；通過歸類，在原理上有兩種，一種是直流力矩電機(jī)系統(tǒng)，10口井；一種是交流力矩電機(jī)系統(tǒng)，1口井；現(xiàn)在分別介紹：2.1 直流電機(jī)直驅(qū)地面系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)直流直驅(qū)螺桿泵地面系統(tǒng)由智能控制器和直流永磁力矩?zé)o刷電機(jī)組成；其中智能控制器由整流濾波、功率單元、智能控制和鍵盤顯示四個部分組成。2.2 直流電機(jī)直驅(qū)地面系統(tǒng)的原理將交流電源變成平滑穩(wěn)定的直流電源，提供給直流電機(jī)，直流電機(jī)緩慢轉(zhuǎn)動到設(shè)定的轉(zhuǎn)速，帶動井下泵舉升油液。2.3 交流電機(jī)地面系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)交流
化工管理 2017年9期2017-03-05
- 加強(qiáng)抽油機(jī)井系統(tǒng)優(yōu)化，提高機(jī)采系統(tǒng)效率
，經(jīng)過優(yōu)化，63口井泵效由22%上升到24.3%，提高4.3%，系統(tǒng)效率由22.5%上升到23.1%，泵效的提高是因泵的充滿系數(shù)得到改善，泵工作時工況趨于合理，工況越好，深井泵的使用壽命越長，參數(shù)優(yōu)化起到了一定的作用。1.2 設(shè)備優(yōu)化1.2.1 重新評估抽油桿和加重桿,以防止抽油桿發(fā)生彎曲五里灣一區(qū)油井391口，直井12口，定向井379口，由于定向井存在一定的斜井段，在斜井段抽油桿下行阻力增加，如果抽油桿沒有加重措施，抽油桿就會彎曲，在頻繁的上下運動中抽油
化工管理 2017年26期2017-03-04
- CO2吞吐采油技術(shù)在稠油油藏的成功應(yīng)用
出17-17等9口井進(jìn)行CO2吞吐采油技術(shù)。(2)措施前油井主要存在問題。措施前9口井主要存在以下問題：①采出程度低、回采水率低。17-17等9口井累計產(chǎn)油18982噸，產(chǎn)水37682噸，平均單井累計產(chǎn)油僅2109噸，回采水率0.45。由容積法 N=100Ahφ(1-Sωi)ρo/Boi計算9 口井可控制儲量12.6×104噸，剩余10.7×104噸，17-17等9口井僅采出可控制儲量的15%。②末周期油汽比低、吞吐效益差。末周期平均單井油汽比僅為0.23
化工管理 2017年31期2017-03-03
- “太空信使”景海鵬都念了啥？
來自寧夏中寧縣寬口井希望學(xué)校學(xué)生的一封信。信件的主要內(nèi)容為：“我們是中寧縣寬口井希望小學(xué)的學(xué)生，是一群來自大山里的孩子，請你把小小的夢想帶到太空吧，我們夢想有一天，讓每一個地球人，都能通過太空郵局聽到我們的歌聲?！备剑盒偶闹聴罾麄ゲ囊环庑啪磹鄣臈罾麄ゲ耗茫∥覀兪且蝗簛碜源笊嚼锏暮⒆?，我們的家鄉(xiāng)在海原縣曹洼鄉(xiāng)，那里有高高的大山、長長的梯田和凈凈的藍(lán)天。我們喜歡對著大山唱歌兒，我們喜歡對著羊群唱歌兒，雖然，我們的家鄉(xiāng)很窮。4年前，我們從山區(qū)搬了出
家教世界·創(chuàng)新閱讀 2016年12期2017-01-09
- 2015年某農(nóng)村地區(qū)生活飲用水水質(zhì)分析
市某農(nóng)村地區(qū)27口井，分別于2015年不同水期各采一次（枯水期為3-4月、豐水期為7-8月），每次采集水樣4個。共采集井水樣本216份送檢。方法水質(zhì)檢驗結(jié)果依據(jù)《生活飲用水衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn)》（GB 5749-2006）進(jìn)行判斷，水樣中如有一項或一項以上不合格，即判定為不合格樣品。統(tǒng)計學(xué)分析用Excel表格進(jìn)行數(shù)據(jù)錄入，采用SPSS17.0統(tǒng)計學(xué)軟件進(jìn)行統(tǒng)計描述。水樣合格率的比較采用卡方檢驗，顯著性檢驗水準(zhǔn)為α=0.05,以P＜0.05為差異有統(tǒng)計學(xué)意義。結(jié)果現(xiàn)況調(diào)
食品安全導(dǎo)刊 2016年30期2017-01-09
- 涪陵頁巖氣田“井工廠”技術(shù)
設(shè)計，正反向各2口井，水平段長1 500 m，靶前距800 m，水平段間距600 m，偏移距300 m，均為三維井眼軌道水平井，鉆井難度相同；圖1(b)為6井平臺正反向?qū)ΨQ式井眼軌道，正反向各3口井，中間2口井設(shè)計為二維井眼軌道，其余4口井設(shè)計為三維井眼軌道，偏移距600 m，鉆井難度相同。圖1 正反向?qū)ΨQ式井眼軌道設(shè)計示意Fig.1 The schematic diagram of reverse symmetrical well trajectory涪
石油鉆探技術(shù) 2016年3期2016-12-02
- 低滲透油田功率平衡技術(shù)應(yīng)用及節(jié)能潛力分析
場隨機(jī)測試138口井平衡狀況，其中電流平衡127口井，電流平衡率92%；功率平衡87口井，功率平衡率63%。造成電流平衡率與功率平衡率之間差值為29%的主要原因是由于電流法存在以下幾方面的問題：1）虛假平衡。鉗形電流表測試出的電流值不分正負(fù)，無法判斷是電動機(jī)發(fā)電電流還是輸電電流。如A1井上沖程電流峰值23 A，下沖程電流峰值20.4 A，電流平衡度為88.7%，判定抽油機(jī)處于平衡運行狀態(tài)。但是，功率法測試結(jié)果顯示下沖程過程中存在負(fù)功，因而判定抽油機(jī)處于嚴(yán)重
石油石化節(jié)能 2016年9期2016-10-25
- 陳毅當(dāng)紅娘為葉飛牽紅線
說才女，首推王于口井，這個女孩子寫過兩部大戲……”“對，就是王于口井！”沒等朱克靖介紹完，葉飛就搶著說。陳毅問：“你認(rèn)識王于口井？”葉飛說：“不認(rèn)識，我看過服務(wù)團(tuán)出的墻報，王于口井寫的文章，不但文字流暢，而且很有思想和獨到見解?！标愐憷事曇恍Γ骸霸瓉砟阍缱⒁馍纤?！張茜也極力推薦王于口井！”陳毅轉(zhuǎn)身對鐘期光交代：“老鐘，回去把王于肼調(diào)過來?！苯又謱θ~飛說：“我們把人調(diào)過來，成不成就在你了。我主張，抗戰(zhàn)持久戰(zhàn)，戀愛速決戰(zhàn)?！辩娖诠庥H自找王于口井談話，并修書
北廣人物 2016年6期2016-02-28
- 抽油機(jī)井電機(jī)底座的改進(jìn)
礦中一隊安裝了2口井，應(yīng)用改進(jìn)的抽油機(jī)電機(jī)底座，每口井每年平均創(chuàng)效1.729萬元。3.1 投入費用:制作一套抽油機(jī)井電機(jī)底座需要資金0.2萬元，共計2套，所需資金為0.4萬元。3.2 產(chǎn)出效益3.2.1 節(jié)約時間，多產(chǎn)原油，增加產(chǎn)值:1)原來換1組皮帶，每次2人需要30分鐘，現(xiàn)在應(yīng)用抽油機(jī)電機(jī)底座，換皮帶僅需要一個人8分鐘，以前是一年換10次皮帶；現(xiàn)在一年換2次皮帶；2)緊皮帶時原來每次需要2人30分鐘，現(xiàn)在緊皮帶僅需要一人1分鐘且不停機(jī)，每年緊30次皮帶
化工管理 2015年5期2015-12-22
- 地源熱泵地埋管單雙U選擇探討
.0軟件計算16口井4行4列矩形排列，選用雙U32時30年內(nèi)各年各月的地下?lián)Q熱器進(jìn)出水平均溫度，如表2所示。表2 峰值負(fù)荷各年各月月末進(jìn)出水平均溫度表從表2可以看到本項目冬季地下?lián)Q熱器水溫較高，遠(yuǎn)優(yōu)于規(guī)范的要求，夏季峰值負(fù)荷下的水溫在前10年是合格的，到第30年高達(dá)36.45℃，超標(biāo)較嚴(yán)重。通過EHPD1.3程序，也可以得到一組類似的數(shù)據(jù)，表3為采用16口井4行4列排列選用單U32管時兩軟件的結(jié)果：表3 單U32各年計算結(jié)果從表3可以看出，兩軟件的計算結(jié)果
資源節(jié)約與環(huán)保 2015年7期2015-12-14
- 壓裂后卡管柱原因分析及對策研究
均老井補(bǔ)壓在30口井左右。自2010年3月份大規(guī)模開發(fā)以來至今，在老井補(bǔ)壓中共出現(xiàn)壓后卡管柱8口井，其中強(qiáng)拔解卡4口井，大修處理4口井（80萬/口），直接造成經(jīng)濟(jì)損失300多萬。由于受此問題的影響嚴(yán)重制約著油田的開發(fā)動用。2.壓后卡管柱單井實例：伊××井2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)斜井，最大井斜15.77，對應(yīng)井段1200米，鉆井完井日期2009年11月6日，人工井底2668.93米，聯(lián)入4.8米；油層套管P110*139.7/121.36mm。該井于2010年2月8
化工管理 2015年6期2015-03-23
- 清潔壓裂液在化子坪油田長6油層應(yīng)用研究
44井組進(jìn)行了3口井的清潔壓裂液試驗，并與同一井組常規(guī)瓜膠壓裂的化344-1、化344-2、化344-3進(jìn)行了壓后產(chǎn)量對比?；?44-4、化344-5、化344-6等3口試驗井采用清潔壓裂液作為施工液體。在現(xiàn)場施工過程中，清潔壓裂液性能穩(wěn)定，保證了加砂過程的順利進(jìn)行，均按設(shè)計要求加入相應(yīng)數(shù)量的支撐劑，平均加砂。由于清潔壓裂液無殘渣，對儲層無傷害，因此壓后可以不排液直接投產(chǎn)。3口試驗井在投產(chǎn)后，生產(chǎn)能力較鄰井有明顯提高。截止7月7日，3口井試驗井單井較鄰井平
化工管理 2014年30期2014-08-15
- 沙坪場氣田氣井有機(jī)解堵工藝試驗效果評價
田天東93井等4口井井身結(jié)構(gòu)見表1。表1 氣井井身結(jié)構(gòu)這4口井的井下堵塞物有機(jī)組分中含有大量酰胺類化合物[3-4]，分析后得出該化合物應(yīng)是隨外界加注的入井液帶入井下。這4口井在投產(chǎn)后曾加注過大量緩蝕劑，分析緩蝕劑組分可知，井下堵塞物中的酰胺類化合物正是來源于緩蝕劑。有機(jī)解堵試驗井緩蝕劑加注情況見表2，緩蝕劑主要組分見表3。表2 有機(jī)解堵試驗井緩蝕劑加注情況表3 緩蝕劑主要組分這4口井使用的酰胺類緩蝕劑水溶性差，緩蝕劑溶劑的煤油或柴油在井下高溫條件下逐漸蒸發(fā)
天然氣與石油 2014年2期2014-07-16
- 長慶油田創(chuàng)新工藝管柱延壽
注井上開展了34口井的現(xiàn)場試驗。長慶油田采出水回注井管柱腐蝕嚴(yán)重，使用壽命一般為2年至3年。頻繁更換注水管柱，既不利于油田穩(wěn)產(chǎn)，又不利于油田高效開發(fā)。為此，長慶油田油氣工藝研究院通過大量調(diào)研分析，認(rèn)為目前廣泛應(yīng)用于油田地面集輸系統(tǒng)的柔性復(fù)合管防腐性能良好，用于采出水回注井具有可行性。為驗證室內(nèi)研究結(jié)果，長慶油田油氣工藝研究院對8口井進(jìn)行試驗，并定期取樣。分析證明，柔性復(fù)合油管性能受溫度影響較大，初步評價認(rèn)為柔性復(fù)合油管適合井深小于2 000米的采出水回注井
石油化工應(yīng)用 2014年3期2014-04-06
- 抽油機(jī)井的平衡調(diào)整
%，對其中的57口井進(jìn)行能耗測試，平均系統(tǒng)效率為12.14%。表1 第七采油廠2006年12月平衡現(xiàn)狀調(diào)查表一、平衡原理抽油機(jī)運轉(zhuǎn)不平衡，是因為上、下沖程中懸點載荷不同，造成電動機(jī)在上、下沖程中所做的功不相等。要使抽油機(jī)在平衡條件下運轉(zhuǎn)，就應(yīng)使電動機(jī)在上、下沖程中都作正功，即下沖程時把能量存儲起來，上沖程時利用存儲的能量來幫助電動機(jī)做功。二、平衡判定方法工作時，始終處于平衡狀態(tài)的抽油機(jī)是沒有的，因為生產(chǎn)過程中油層情況、油井情況及油井工作制度的改變都會破壞抽
中國設(shè)備工程 2014年8期2014-03-24
- 國內(nèi)頁巖氣開發(fā)最大規(guī)模“井工廠”壓裂取得成功
42－4HF等4口井的4個水平段分成75段，開展兩套機(jī)組同步交叉壓裂。經(jīng)過各方通力配合、緊張有序施工，8月30日，焦頁42號平臺4口井“井工廠”同步交叉壓裂施工取得圓滿成功，創(chuàng)造了國內(nèi)頁巖氣單平臺壓裂連續(xù)壓裂施工段數(shù)最多（75段）、總加砂量最多（4 321m3）、總加液量最多（133 283m3）、平均單井壓裂周期最短（4.25d）以及單日壓裂施工段數(shù)最多（8段）、單日加液量最多（12 965m3）、單日加砂量最多（339m3）等7項施工紀(jì)錄，提高施工效率
天然氣工業(yè) 2014年9期2014-02-11
- 體積壓裂與常規(guī)壓裂投資與效益的對比分析——以川南地區(qū)及長寧—威遠(yuǎn)頁巖氣示范區(qū)為例
壓裂累計完成77口井：其中體積壓裂38口井（須加河組砂巖24口井、龍馬溪組頁巖氣14口井），占比49.35%；常規(guī)壓裂39口井，占比50.65%。在此期間，2010年加砂壓裂11口井：其中體積壓裂1口井，占比9.09%，常規(guī)壓裂10口井，占比90.91%；2011年加砂壓裂17口井：其中體積壓裂5口井，占比29.41%，常規(guī)壓裂12口井，占比70.59%；2012年加砂壓裂28口井：其中體積壓裂16口井，占比57.14%，常規(guī)壓裂12口井，占比42.86%
天然氣工業(yè) 2014年10期2014-01-03
- 鈍角三角形小斷塊油藏注采井網(wǎng)研究
形小斷塊油藏打2口井時選擇一注一采的方式，即注水井布置在較小角一端，采油井布置在對邊的中線處；打3口井時選擇一注兩采的方式，即注水井布置在較小角一端，采油井布置在另外2個角處；打4口井時選擇一注三采的方式，即中部注水，各頂角采油，注水井布在較大邊中點。采取上述注采井網(wǎng)形式能夠取得較好的開發(fā)效果。小斷塊油藏；合理井網(wǎng)；注采關(guān)系鈍角三角形小斷塊油藏，由于斷塊面積小及幾何形態(tài)限制，難以用常規(guī)面積井網(wǎng)形成完善注采關(guān)系，導(dǎo)致油藏能量下降快、水驅(qū)采收率低，嚴(yán)重制約了該
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2013年26期2013-11-02
- 中國石油建成兩個國家級示范區(qū)
氣示范區(qū)完鉆16口井，完成壓裂試氣12口井，直井日產(chǎn)量0.2萬立方米至3.3萬立方米，水平井日產(chǎn)量1萬立方米至16萬立方米。云南昭通國家級頁巖氣示范區(qū)完鉆7口井，完成壓裂試氣2口井，直井日產(chǎn)0.25萬立方米，水平井日產(chǎn)1.5萬立方米至3.6萬立方米，展示了較好的勘探開發(fā)前景。
石油化工應(yīng)用 2013年3期2013-08-15
- 大慶油田高壓注水井開關(guān)井周期研究
正常開井的510口井，平均注水壓力15.9MPa。壓力小于16MPa的井有280口，占開井?dāng)?shù)的54.9%，平均注水壓力位12.2MPa；壓力在16～20MPa的井有212口，占開井?dāng)?shù)的41.6%，平均注水壓力位17.7MPa；壓力大于20MPa的井有18口，占開井?dāng)?shù)的3.5%，平均注水壓力位20.5MPa。統(tǒng)計關(guān)井的406口井，方案關(guān)井393口，占總井?dāng)?shù)的85.5%，方案關(guān)井中間注或周期注水關(guān)井315口，鉆井關(guān)井或掃線關(guān)井78口，其他關(guān)井13口。間注及周期
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2013年14期2013-04-01
- 中國石油建成兩個頁巖氣國家級示范區(qū)
氣示范區(qū)完鉆16口井，完成壓裂試氣12口井，直井日產(chǎn)氣量0.2×104～3.3×104m3，水平井日產(chǎn)氣量1×104～16×104m3。云南昭通國家級頁巖氣示范區(qū)完鉆7口井，完成壓裂試氣2口井，直井日產(chǎn)氣量0.25×104m3，水平井日產(chǎn)氣量1.5×104～3.6×104m3，展示了較好的勘探開發(fā)前景。
天然氣工業(yè) 2013年3期2013-02-14
- 叢式井液壓排采系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制建模及控制算法研究
站提供，可帶動5口井 （以5口井為例）工作，各井均有自己的井下泵執(zhí)行機(jī)構(gòu)，完成采水及排水 （見圖1）。地面液壓站系統(tǒng)作用是驅(qū)動井下液力抽油泵液動機(jī)構(gòu)運動，實現(xiàn)抽油過程，主要由增壓泵、換向閥、電磁閥、水箱、齒輪泵、液壓油箱、減壓閥等部分組成。當(dāng)電磁閥開時，換向閥在液壓油的推動作用下處于開狀態(tài)，水箱中的水就經(jīng)過增壓泵進(jìn)入到井下泵中的動力管線，驅(qū)動動力缸上行，帶動抽油泵柱塞上行，抽油泵排出產(chǎn)液；電磁閥斷時，換向閥也隨之關(guān)閉，在配重桿的作用下，動力缸下行，動力液經(jīng)
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2013年7期2013-01-06
- 鄰井影響下高壓氣井地層壓力求取方法探討
30100）當(dāng)一口井開井生產(chǎn)時，在井底形成壓降漏斗，隨著開井時間的延長逐漸向外擴(kuò)展。實際上，一個氣藏中有大批氣井同時生產(chǎn)，此時地層中各點的壓力降應(yīng)是各井單獨工作時在該點造成的壓降的疊加和。氣井生產(chǎn)早期，由于開采時間短，所在儲層滲透率低，壓力變化的波及范圍很小，地層中各點的壓降則可以忽略認(rèn)為是各井單獨工作造成的；但是隨著氣井的不斷生產(chǎn)，影響范圍越來越大，產(chǎn)生了井間干擾，則地層中各點的壓降應(yīng)為各井單獨工作時在該點造成的壓降的疊加和。由常規(guī)試井解釋或井下壓力計測
長江大學(xué)學(xué)報(自科版) 2013年8期2013-01-06
- 低液面井合理間抽方式確定與應(yīng)用
以下條件，選取3口井進(jìn)行現(xiàn)場試驗。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，同時周圍注水井注水能力差，有些井甚至注不進(jìn)水，地層能量得不到有效補(bǔ)充的嚴(yán)重供液不足井。3）在現(xiàn)有設(shè)備條件下，參數(shù)無法進(jìn)一步縮小出現(xiàn)供、采不協(xié)調(diào)的嚴(yán)重供液不足井。表1為選定的3口試驗井的基本情況。表1 試驗井基本情況統(tǒng)計對選定的3口井，量油同時測功圖液面，確定實際的動液面深度和日產(chǎn)液量，然后關(guān)井。關(guān)井后每天測一次動液面；開井生產(chǎn)后，每天測功圖液面。3口
石油石化節(jié)能 2012年2期2012-11-15
- 宋芳屯油田控制無效注采措施
量。方案調(diào)整28口井28個層，日配注由730m3降到8 5 m3，減少645 m3；日實注由748m3降到8 6m3，減少662m3。統(tǒng)計周圍連通的35口未措施井，日降液103t，日降油9.5t，含水上升0.14個百分點，流壓下降0.43M Pa。一是實施高壓層減水，減少低效注入。通過對注采關(guān)系進(jìn)行綜合分析，有針對性治理高壓井層。高壓層減水8口井8個層，日配注減少220m3，日實注減少225 m3。其中，有注無采型2口井2個層，注多采少型6口井6個層。統(tǒng)計
石油石化節(jié)能 2012年6期2012-11-07
- 抽油機(jī)井系統(tǒng)效率影響因素分析與改善措施
150 m的有7口井，高于400 m的有13口井，平均系統(tǒng)效率為13.16%。表2 沉沒度不合理井相關(guān)數(shù)據(jù)異常井?dāng)?shù)17口，平均系統(tǒng)效率為10.99%，見表3。3口井平衡塊已調(diào)整到頭，需加塊調(diào)整，未能及時解決，平均系統(tǒng)效率為15.44%，見表4。2.2 設(shè)備因素有8口井設(shè)備匹配不合理，其中有6口井機(jī)型偏大；1口井電動機(jī)偏大，但是運行電流高于標(biāo)配電動機(jī)額定電流，不能換小電動機(jī)生產(chǎn)；1口井為淘汰電動機(jī)，平均系統(tǒng)效率為11.1%，見表5。建議對6口機(jī)型偏大井進(jìn)行機(jī)
石油石化節(jié)能 2011年8期2011-11-16
- 高耗集油環(huán)改造技術(shù)研究與應(yīng)用
集油環(huán)管轄3～5口井。隨著區(qū)塊產(chǎn)量遞減，報廢井、轉(zhuǎn)注井、提撈井、關(guān)井的數(shù)量不斷增多，集油環(huán)內(nèi)油井?dāng)?shù)不斷減少。管轄2口井以下且走向不合理集油環(huán)307個，占總環(huán)數(shù)的37.6%。年多耗氣量達(dá)614×104m3。由于集油環(huán)管道走向并未做改動，為了維護(hù)集油環(huán)正常運行，從集油環(huán)中分離出去的油井井口產(chǎn)液要由摻水來補(bǔ)充，致使這部分集油環(huán)摻水增多；同時集油環(huán)走向不合理，摻水路線增加，使得集油管道熱損增大，能耗增高。m——管道內(nèi)介質(zhì)的質(zhì)量流量；Ti——管道內(nèi)進(jìn)口端的溫度；T—
石油石化節(jié)能 2011年4期2011-11-16
- 抽油機(jī)井提高系統(tǒng)效率方法探討
進(jìn)行參數(shù)調(diào)整25口井，可對比22口井（調(diào)大參數(shù)5口井，調(diào)小參數(shù)17口井，其中調(diào)小沖程4口井，調(diào)小沖速13口井），平均單井日產(chǎn)液由8.8 t增加至9.1 t，日產(chǎn)油由3.0 t穩(wěn)定在3.0 t，日耗電由183 kW·h下降至160 kW·h，下降了23 kW·h，平均單井系統(tǒng)效率從調(diào)前的16.4%上升到18.7%，上升了2.3個百分點；其中調(diào)大參數(shù)5口井，平均單井日產(chǎn)液由14.3 t增加至15.5 t，日產(chǎn)油4.3 t穩(wěn)定在4.4 t,日耗電由178 kW·
石油石化節(jié)能 2011年5期2011-11-15
- 沁南潘河煤層氣田煤層氣直井增產(chǎn)改造技術(shù)
口,其中的147口井進(jìn)行了壓裂增產(chǎn)改造,改造類型包括活性水加砂壓裂、氮氣泡沫壓裂、清水+氮氣壓裂、清水壓裂。36口井采用活性水?dāng)y砂壓裂技術(shù);2口井(PH1和PH1-006井)采用氮氣泡沫壓裂技術(shù),4口井采用清水+氮氣壓裂技術(shù), 107口井采用清水加砂壓裂技術(shù)。其中PH1-002和PH1-009的3#、15#煤層分別采用了不同的壓裂技術(shù)。配液用水需精細(xì)過濾,配完的壓裂液要進(jìn)行充分的攪拌,混合均勻,保證固體KCl完全溶解。所有盛液、備液設(shè)備必需清洗干凈,最大限
天然氣工業(yè) 2011年5期2011-09-13
- 自動加藥泵在高升采油廠研究與應(yīng)用
自動加藥泵， 2口井乳化較為嚴(yán)重，回壓較高，回壓最高達(dá)到分別達(dá)到1.3MPa、1.2 MPa，安裝自動加藥泵后，實施自動破乳，2口井回壓均下降至0.25MPa，能夠保證油井正常生產(chǎn)，我們對2口井安裝自動加藥泵前后的數(shù)據(jù)進(jìn)行了對比，具體情況見表1和表2。表1 雷239安裝自動加藥泵油井?dāng)?shù)據(jù)對比表表2 雷248側(cè)安裝自動加藥泵油井?dāng)?shù)據(jù)對比表從表1和表2中我們可以看出，安裝自動加藥泵后，2口井回壓有了明顯的下降，平均油井回壓下降0.26MPa，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量有了
科技傳播 2011年7期2011-04-13
- 降低敖南油田作業(yè)成本
維護(hù)作業(yè)的548口井進(jìn)行統(tǒng)計分析，將其按作業(yè)性質(zhì)分類，以油田公司價格定額中心作業(yè)單價為指導(dǎo)，繪制了“2009年敖南油田維護(hù)作業(yè)費用分類統(tǒng)計表”（見表3）。其中：檢泵費用主要是指起、下管柱施工費用；清蠟費用主要是熱泡沫藥劑費用和車輛費用。從表3可以看出，敖南油田2009年僅檢泵作業(yè)一項費用就高達(dá)399萬元，占維護(hù)作業(yè)總費用的74.6%，因此檢泵作業(yè)費用高成為影響敖南油田作業(yè)成本的癥結(jié)問題。減少檢泵作業(yè)井井?dāng)?shù)成為小組成員減少作業(yè)費用的主攻方向。分析一：時時跟蹤
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2011年11期2011-01-17
- 烏津油田產(chǎn)層增產(chǎn)方法效果分析
份公司處理的20口井有18口井見效,成功率為90%。這些井在2003年5個月的作業(yè)中增油量為17 071 t,可見單井平均增油量為3.6 t/d。單井平均注 п р о п п а н т試劑為 12 t。108 t/d,單井累積采油量為85“К А Т К О н е ф т ь”有限公司在 79 口井進(jìn)行深穿透水力壓裂中效果最好。79口井中全部見效,也就是說成功率為100%。這些井在2003年5個月的作業(yè)中增油86 486 t,可見單井平均增產(chǎn)為16.
石油石化節(jié)能 2010年1期2010-11-16
- 塔里木油田新墾區(qū)塊勘探獲突破
上獲得突破的第一口井。這口井獲得成功，使塔北碳酸鹽巖含油面積向西擴(kuò)展456km2。新墾6井是塔北隆起輪南低凸起上的一口預(yù)探井，設(shè)計井深6 870m，后加深至6 920m完鉆。今年2月17日，新墾6井開鉆，5月30日完鉆，并于6月9日轉(zhuǎn)入試油。按照十年油氣發(fā)展規(guī)劃，塔里木油田的塔北碳酸鹽巖要實現(xiàn)300萬t產(chǎn)能。目前，已有一半左右產(chǎn)能在英買力、輪南等區(qū)塊得到基本落實。哈拉哈塘地區(qū)是塔里木油田現(xiàn)今碳酸鹽巖黑油勘探重點領(lǐng)域，目前包括熱瓦甫、新墾、哈6、齊滿4個區(qū)塊
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2010年7期2010-04-14