井次
- 中國石化西南石油局新場聯(lián)益公司點活穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)“棋子”
砂解堵及打撈5 井次，組下生產(chǎn)管柱7 井次、廢棄井封堵5 井次，強化原油和天然氣產(chǎn)品質(zhì)量過程管控，排查整改16 次，為老井維護提供有力的業(yè)務(wù)支撐。同時，該公司投產(chǎn)新井2 口，累計產(chǎn)氣94.7 萬立方米，確保其生產(chǎn)在優(yōu)質(zhì)高效的軌道運行。施策精，操作準，力保穩(wěn)產(chǎn)控減績效彰顯該公司謀定而動，關(guān)口前移，在現(xiàn)場點活了一枚枚穩(wěn)產(chǎn)控減棋。點活方案優(yōu)化棋。該公司切實優(yōu)化“一井一策”方案，充分挖掘氣井生產(chǎn)潛能。生產(chǎn)、技術(shù)部門多次組織專業(yè)人員優(yōu)化調(diào)整增壓機運行方案，共對194
中國科技縱橫 2023年15期2023-10-13
- 油田清潔化作業(yè)的技術(shù)研究與應(yīng)用
21 年應(yīng)用70井次，二次作業(yè)井197 井次，防噴成功率98.5%，減排污油污水0.96×104m3。1.2 措施井防噴控制配套技術(shù)一是在壓裂措施上，應(yīng)用壓裂防噴橋塞[5]，2021 年實施20 井次，在實現(xiàn)井筒流體有效控制的同時，平均單井壓后投產(chǎn)時間縮短10 d，少影響產(chǎn)油300 t，創(chuàng)造經(jīng)濟效益90 萬元。二是在產(chǎn)能新井上，應(yīng)用射孔聯(lián)作工藝，年均實施50 口井，防噴成功率達100%，實現(xiàn)射孔全過程井口無溢流作業(yè)。三是加快補孔防噴一體化技術(shù)研發(fā)，實現(xiàn)補孔
石油石化節(jié)能 2023年2期2023-03-10
- 抽油機井自動卸油泵的研制與應(yīng)用
維護上修740 井次（含撈桿），其中桿斷438 井次，占59.2%，其他原因302 井次，占40.8%。發(fā)生桿斷438 井次通過簡化作業(yè)成功撈桿236 井次，其余202 井次進行動力上修，即202 井次因桿斷無法砸開泄油器，需配套環(huán)保裝置作業(yè)（在線清洗車或收水裝置），占桿斷井的41.3%。2）因為地層漏失無法建立循環(huán)洗井，油管內(nèi)油多而無法砸開泄油器。2020 年使用在線清洗車配合作業(yè)118 井次，其中洗井地層漏失63 井次（桿斷32 井次、其他31 井次）
石油石化節(jié)能 2023年2期2023-03-10
- 姬塬油田H 油藏分注工藝適應(yīng)性評價
總體測調(diào)382 井次，遇阻62 井次。從注入介質(zhì)分析，注清水井中橋式偏心測調(diào)遇阻率22.2%，橋式同心測調(diào)遇阻率15.9%；注采出水井中橋式偏心測調(diào)遇阻率38.5%，橋式同心測調(diào)遇阻率16.7%，橋式偏心井均明顯高于橋式同心井（見表1）。表1 不同注入介質(zhì)中分注井測調(diào)遇阻情況統(tǒng)計表1.2 遇阻部位分析從遇阻部位分析，遇阻62 井次中工具串內(nèi)遇阻37 井次，占59.7%；管串遇阻16 井次，占25.8%；其他原因遇阻9 井次，占14.5%，遇阻位置主要集中在
石油化工應(yīng)用 2022年1期2022-02-20
- 吳起長2 油藏控水穩(wěn)油技術(shù)研究
開展強化注水6 井次，周期注水10 井次，吳135 長2 油藏新471 單元流壓由4.6 MPa上升到5.69 MPa；新472 單元流壓由7.85 MPa 下降到5.91 MPa 再上升到6.07 MPa，流壓、壓力下降趨勢得到控制。剖2 長2 油藏表現(xiàn)為“中高邊低”分布特征，西部鉆停區(qū)強化注水后，流壓由4.69 MPa 上升到4.93 MPa，油藏東部實施油井解堵10 口，流壓由4.35 MPa 上升到4.75 MPa，整體流壓上升0.32 MPa；油
石油化工應(yīng)用 2021年11期2021-12-27
- 低滲透油藏壓裂效果分析評價研究
共實施壓裂225井次，其中直井180井次，水平井45井次，階段累增油25.3萬噸，平均單井措施增油量1125噸，提高采收率3.48%，具體見圖1。2.2產(chǎn)能分布特征從各井平面上分布特征來看，壓裂效果好（措施增油量大于1000噸）油井主要分布在構(gòu)造高部位油層厚度大、含油飽和度高區(qū)域，效果差井主要分布邊部區(qū)域，且新井投產(chǎn)壓裂效果好于老井調(diào)補層壓裂，主要原因為新井優(yōu)選主力層位投產(chǎn)。2.3不同井型效果相比于直井，水平井具有控制儲量大、泄油面積廣以及生產(chǎn)壓差小等特點
油氣·石油與天然氣科學 2021年4期2021-09-17
- 大慶葡萄花油田注水井智能測調(diào)工藝現(xiàn)場試驗
2年的4 300井次上升到2020年的5 510井次，年均增幅達到28.1%。同時，油田注水井細分程度呈逐年遞增趨勢，截至2020年平均單井注水層段數(shù)達3.42個，其中5個層段以上井數(shù)達到263口，測試壓力進一步加大。1.2 人員短缺，員工勞動強度高，安全隱患突出傳統(tǒng)注水井測試時工人需搬運重達30 kg以上的測試儀器至井口，并攀爬3～4 m高的井口進行安裝，再開展正常測試操作，如圖1所示。當出現(xiàn)壓力高、出油等情況卡堵儀器時，還需反復(fù)攀爬防噴管，完成提送鋼絲
化工管理 2021年22期2021-08-16
- 生產(chǎn)信息化系統(tǒng)在油井熱洗中的實踐與應(yīng)用
5口，自洗153井次，蒸汽洗25井次，熱洗279井次。2 PCS系統(tǒng)在熱洗中的指導作用（1）洗井過程中，光桿下不去，PCS系統(tǒng)助力徹底洗好井，減少躺井。韋2-42井于2019年5月7日11:10開始洗井，溫度80 ℃，排量1檔，12:48第一罐水快洗完時，泵壓從4 MPa上升到15 MPa，光桿下不去。停泵后，光桿上下活動正常。12:48～14:21停泵，油井正常生產(chǎn)，自動排蠟，油管內(nèi)環(huán)空排蠟暢通。14:11再次開泵洗井，洗通了，泵壓8 MPa不再上升，光
內(nèi)江科技 2021年2期2021-03-15
- 油井腐蝕主因評價及控制技術(shù)
全廠躺井228 井次，其中腐蝕躺井64 井次，占比28.1%，同比減少39 井次，占比下降7.2%。但是，主觀因素腐蝕達61 井次，有較大下降空間。為進一步減少腐蝕躺井，降本增效，2019 年開展《油井腐蝕主因評價及控制技術(shù)》項目。二、項目完成內(nèi)容（一）油井腐蝕主因統(tǒng)計與分析通過開展油井腐蝕主因評價，主因腐蝕中變點防腐不到位32 井次，加藥制度不合理12 井次，加藥不到位17 井次，主因腐蝕通過加強人員責任心、提高技術(shù)認識水平、增強防腐技術(shù)手段是可以有效消
魅力中國 2020年23期2020-07-19
- 采油技術(shù)階段性工作總述
月份壓裂完井12井次，累計用液量2283m3，累計加砂量295.6m3。目前累計增油1689t，累計增氣51.6萬方。2.油井解堵工藝技術(shù)。1-9月份累計實施油井解堵措施14井次，有效13井次，有效率92.8%。好的做法：（1）加強措施前期論證；（2）加強油井措施后管理；（3）完善解堵配套工藝。3.水井降壓增注工藝技術(shù)。好的做法：（1）不斷完善工藝配套措施；（2）加強酸液腐蝕速率監(jiān)測力度；（3）施工過程中合理控制油、套壓差；（4）適當延長反應(yīng)時間提高后期注
消費導刊 2020年1期2020-07-12
- 加快運行節(jié)奏減少作業(yè)占用
月運行井數(shù)在25井次左右（其中：水平井5井次，直井20井次），平均單井作業(yè)占用時間為15～20天，按平均單井日產(chǎn)3噸/日計算，單井作業(yè)占用影響產(chǎn)量為45～60噸，以全年的運行井數(shù)為300井次為依據(jù)，全年作業(yè)占用產(chǎn)量為1.35～1.8萬噸。1 吞吐運行的四個重點環(huán)節(jié)（1）熱采準備環(huán)節(jié)：熱采作業(yè)時在不增加額外工序的情況下，按照正常作業(yè)速度，2天時間即可完井待注；如果增加“加套管短接、連續(xù)沖砂、打鉛印”等工序，完井時間則需要再增加1～2天；工藝措施施工時，不動管
化工管理 2020年14期2020-06-15
- 破解施工任務(wù)密集難題
天內(nèi)同時接到9 井次的生產(chǎn)任務(wù)（泵送橋塞分簇壓裂1 井次、射孔3 井次、測壓3 井次、探砂面2 井次），工作量是日常的4 倍，施工場所相對分散，遍及酒東、老君廟、鴨兒峽3個采油廠?！斑@是近幾年以來，隊里工作量最密集的一天?！痹嚲犼犻L兼黨支部書記賈亞軍說。面對突如其來密集工作量的情況，試井隊領(lǐng)導班子克服人員少、工作量大的難題，在保證疫情防控的前提下多措并舉齊抓共管高效組織安全生產(chǎn)。他們細心謀劃、周密部署，不停往返于各作業(yè)現(xiàn)場之間跟進、落實施工進度，根據(jù)施工
中國石油石化 2020年10期2020-01-16
- 葡北油田深部調(diào)驅(qū)動態(tài)跟蹤調(diào)整技術(shù)研究與應(yīng)用
井注入量154 井次，及時調(diào)整注入濃度106 井次。2.2 注入井措施降壓增注針對調(diào)驅(qū)過程中注入壓力較高的井積極采取降壓增注措施。主要措施為：大排量洗井、酸化解堵、壓裂。大排量洗井：針對短期內(nèi)注入壓力上升快或注入困難井實施大排量洗井，一般洗井周期4～6 個月。首先，依靠地層壓力對地層近井地帶的堵塞物進行返吐，直至返排瞬時流量低于10m3/h；其次，利用干線高壓來水對注入管線進行沖洗，洗井總量在20m3以上；最后，利用干線高壓來水對井筒進行反沖洗，瞬時排量不
科學技術(shù)創(chuàng)新 2020年2期2020-01-05
- 抽油機井躺井中高溫高礦化度治理技術(shù)
幾年的努力，躺井井次逐年下降，免修期小于180天的井次也逐年下降。隨著投入不足、油田含水上升、泵掛加深、開井數(shù)增加等不利因素的影響，近3年總躺井數(shù)沒有出現(xiàn)大幅度下降，但是短周期檢泵井所占的比例得到了有效控制，油井平均免修期一直在上升。偏磨+21井次、結(jié)垢+13井次、管老化+12井次；桿質(zhì)量-19井次、管質(zhì)量-9井次。對控躺工作運行中的新問題，2017年重點針對防偏磨、治理結(jié)垢、油管的深度挖潛應(yīng)用等多方面進行了一系列的研究。取得的主要創(chuàng)新成果開展了偏磨井調(diào)查
新生代 2019年9期2019-11-14
- 抽油機井躺井中高溫高礦化度治理技術(shù)
幾年的努力，躺井井次逐年下降，免修期小于180天的井次也逐年下降。隨著投入不足、油田含水上升、泵掛加深、開井數(shù)增加等不利因素的影響，近3年總躺井數(shù)沒有出現(xiàn)大幅度下降，但是短周期檢泵井所占的比例得到了有效控制，油井平均免修期一直在上升。分析2016年躺井形勢，主要因素對比，所存在的主要問題是：偏磨+21井次、結(jié)垢+13井次、管老化+12井次；桿質(zhì)量-19井次、管質(zhì)量-9井次。對控躺工作運行中的新問題，2017年重點針對防偏磨、治理結(jié)垢、油管的深度挖潛應(yīng)用等多
新生代·上半月 2019年5期2019-10-21
- 如何降低水源井檢修頻次
底水源井檢修74井次，其中電機燒57口，故障占比達到77%，為主要故障原因。截至2018年1月檢修周期小于1年水源井10口，占水源井開井數(shù)的30%。故障原因重復(fù)，高頻井占比較大。現(xiàn)狀二：三項控制指標均呈逐年上升趨勢2015至2017年，水源井檢修頻次0.71次/口*年↗0.85次/口*年，單井檢修費用2.41萬元/井次↗3.03萬元/井次，時率影響占比4.8%↗8.2%，三項控制指標均呈上升趨勢。二、故障原因分析1.智能保護裝置配套使用率低影響驗證方法：統(tǒng)
科學導報·科學工程與電力 2019年3期2019-10-20
- 特殊井況油井管理措施的綜合運用與完善
因素造成躺井12井次，占比4.1%。通過對特殊井況油井有針對性的采油管理措施的綜合運用與完善，及時消滅致躺因素，降低砂蠟鹽垢等造成的躺井，提升治躺效果，節(jié)約作業(yè)成本。并且針對特殊井況油井，建立分類數(shù)據(jù)庫，精細日常管理各項措施，結(jié)合作業(yè)發(fā)現(xiàn)新情況，解決新問題。二、特殊井況油井管理措施的綜合運用與完善1、出砂井文衛(wèi)采油廠出砂井主要集中在文明寨油田，以文明寨油田的砂一上、二下、三上為主，統(tǒng)計2015-2017年躺井發(fā)現(xiàn)，井筒有出砂現(xiàn)象油井共289口，文明寨油田1
石油研究 2019年4期2019-09-10
- 澀北氣田泡沫排水采氣技術(shù)的研究應(yīng)用
采氣試驗7口井8井次，并首次實現(xiàn)了消泡進站生產(chǎn)。加藥方式：簡易泡排車井口加注。消泡方式：簡易泡排車井口間歇加注消泡劑。選井范圍：以水淹停躺井為主。(二)柱塞泵站內(nèi)緊急切斷閥壓變處注入澀北氣田泡沫排水采氣攻關(guān)試驗于2011年開始實施，全年共開展泡沫排水采氣攻關(guān)試驗19口井81井次，首次進行周期性泡排，確定各泡排井的加藥制度和泡排周期，并首次開展冬季低溫泡排攻關(guān)試驗。加藥方式：10月份前，采用簡易泡排車井口加注；10月份后，采用泡排車井口加注。消泡方式：柱塞泵
福建質(zhì)量管理 2018年23期2018-04-03
- 胡尖山油田延10油藏井筒治理效果分析
內(nèi)返工井數(shù)達25井次，2個月內(nèi)返工井數(shù)達35井次，3個月內(nèi)返工井數(shù)50井次。2.2 頻繁上修井逐漸增多因投產(chǎn)管柱優(yōu)化不合理、監(jiān)督不到位等因素，2015年頻繁上修井逐漸增多，一年內(nèi)上修4次以上共計22井次。2.3 單井參數(shù)偏大，參數(shù)優(yōu)化不及時元28區(qū)塊單井抽吸參數(shù)沖程2.5m，沖次3.4min-1，平均泵效53.9%。其中沖次大于4次的油井有25口，日產(chǎn)液小于3m3的井共計8口，平均泵效僅21.1%。2.4 “六小”措施執(zhí)行不到位日?！傲 贝胧﹫?zhí)行不到位，
化工設(shè)計通訊 2017年12期2017-12-19
- Y511壓裂封隔器使用中存在的問題及原因分析
的優(yōu)點。通過近千井次的現(xiàn)場應(yīng)用，出現(xiàn)過下入遇卡、封隔器膠筒損壞、反洗閥施工中意外打開的問題。為了有效解決上述問題，使用質(zhì)量管理PDCA方法，改進優(yōu)化原有的Y511封隔器，提高工具的可靠性和一次成功率。封隔器；使用；存在問題；原因1 工作原理(1)Y511封隔器結(jié)構(gòu) Y511封隔器主要由水力錨組件、反洗閥組件、密封組件、換向機構(gòu)、坐卡機構(gòu)組成。(2) Y511封隔器工作原理 該封隔器的工作原理是工具下到設(shè)計位置時，上提工具至一定高度，順時針旋轉(zhuǎn)3～5圈，下放
化工管理 2017年19期2017-07-31
- 精細防偏配套措施的研究與應(yīng)用
孔或拉桿斷脫12井次，尤其φ57mm泵的拉桿更易彎曲偏磨。因此，研究改進了φ57mm抽油泵活塞連接扣型，將活塞原φ19mm扣型改進為φ22mm，拉桿使用φ22mm抽油桿，提高拉桿的抗磨抗彎性能。1.2 研究應(yīng)用φ30mm高強桿作為拉桿因Φ44mm、Φ50mm受尺寸限制，無法改進活塞扣型，拉桿只能使用Φ19mm抽油桿，拉桿偏磨易斷，尤其是大斜度井或4吋套井，拉桿更易偏磨，為此，研究應(yīng)用了φ30mm高強桿作為拉桿。Φ30mm高強抗磨抽油桿長度：6m；本體外徑：
化工設(shè)計通訊 2017年5期2017-06-05
- 錦607塊剩余油分布規(guī)律研究及挖潛應(yīng)用
究共部署側(cè)鉆10井次，實施6井次，大修2井次，實施2井次，大修換井底10井次。日產(chǎn)液73.4t/d，日產(chǎn)油13.2t/d，已累計增油0.7274×104t。預(yù)計全部投產(chǎn)后增油51t/d，年增油1.53×104t，累增油10.3×104t。(2)層間剩余油挖潛2015年區(qū)塊共計實施補層、堵水等進攻性地質(zhì)措施15井次，累計增油0.45×104t。2016年共計實施進攻性地質(zhì)措施11井次，累計增油0.27×104t。針對區(qū)塊各層之間的物性差異，采取了分層注汽、投
當代化工研究 2017年6期2017-04-18
- 龍虎泡油田偏磨井系統(tǒng)優(yōu)化與節(jié)能
合防治，偏磨作業(yè)井次由每年31井次減少到14井次，偏磨作業(yè)比例由26.7%降低到16.7%，偏磨井能耗由150 kWh下降到123 kWh，節(jié)能效果顯著。桿管偏磨；敏感性因素；防治措施；系統(tǒng)優(yōu)化1 現(xiàn)狀抽油桿偏磨是大部分油田普遍存在的問題，對于進入中后期開采階段的油田，由于油井供液狀況變差、注水導致含水上升，抽油桿偏磨問題更加突出。龍虎泡油田抽油機井平均泵徑44 mm，泵深1387 m，沖程2.6 m，沖速4.7 min-1，沉沒度356 m，流壓6.6
石油石化節(jié)能 2017年3期2017-03-27
- L27區(qū)分層注水井合理調(diào)配周期探討
實施分層調(diào)配64井次，問題井20井次，占測試31.3%（單層不吸水3井次，管柱錯誤1井次，封隔器失效2井次，球座漏失1井次，遇阻井13井次）。遇阻井為問題井的主導，占測試問題井的65.0%。2）吸水不均現(xiàn)象嚴重。羅27區(qū)2016年完成調(diào)配工作64井次，調(diào)配前符合配注井共19井次，調(diào)前流量符合率29.7%。羅27區(qū)塊為超低滲透油藏，受儲層物性差、非均質(zhì)性強等情況的影響，剖面吸水狀況差，均勻吸水井的比例與水驅(qū)動用程度均較低，油水井受效矛盾突出。近年來通過持續(xù)開
化工設(shè)計通訊 2017年12期2017-03-06
- 超稠油直井出水原因分析及治理對策
出水井治理411井次，并形成了一套出水治理防治技術(shù)，油井出水問題得到有效控制。主要治理思路為“先期預(yù)防，后期治理”。3.1 預(yù)防技術(shù)的研究及應(yīng)用（1）實施套管的先期防護技術(shù)目的是保持套管完好，防止破損。主要技術(shù)包括預(yù)應(yīng)力完井+熱力補償器和加厚套管技術(shù)。（2）提高固井質(zhì)量技術(shù)目的是防止發(fā)生竄槽出水。主要技術(shù)包括使用耐溫絕熱水泥固井工藝、提高水泥耐熱技術(shù)、套管粘砂技術(shù)。（3）增加射孔避射厚度目的是防止或延緩發(fā)生竄槽出水。統(tǒng)計規(guī)律表明，避射厚度小于5m，出水概率
化工管理 2017年9期2017-03-05
- 虎狼峁作業(yè)區(qū)延長油井免修期措施效果分析
到985），檢泵井次同比上升36井次（249上升到285），單井檢泵頻次下降0.01。其中管故障和泵故障作業(yè)井次上升，桿故障作業(yè)井次減少，主因：偏磨管破，泵閥刺漏，結(jié)垢、出砂導致卡泵。2 影響油井免修期因素分析2.1 抽油泵故障頻繁2.1.1 含水上升，結(jié)垢加劇，球座垢卡失靈隨著含水上升，井筒結(jié)垢嚴重，沉降至球座位置，導致閥副結(jié)垢，失靈不出液。2016年共出現(xiàn)7井次，同期對比含水上升68.4%，平均運行周期301 d。2.1.2 固定總成端面刺漏固定總成下
石油化工應(yīng)用 2017年1期2017-02-16
- 油砂山油田水井套損情況及對策淺析
變形、縮徑，26井次，占總套損水井數(shù)的62％；其次為錯斷、破裂，6井次，占總套損水井數(shù)的14％；遇卡7井次，總套損水井數(shù)的17％；井內(nèi)有落魚3井次，總套損水井數(shù)的7％?，F(xiàn)場資料結(jié)合套損位置及注水壓力系統(tǒng)等分析結(jié)果來看，油田水井套損的主要原因是水井措施周期過長及該水井鉆遇斷層，注水壓力過高導致套損。其中措施周期過長，16井次，占總套損水井數(shù)的39％；鉆遇斷層、注水壓力高導致套損15井次，占總套損水井數(shù)的37％；其次為固井質(zhì)量不合格7井次，占總套損水井數(shù)的17
大陸橋視野 2016年16期2016-10-21
- 提高抽油機泵效的方法
井調(diào)小參數(shù)125井次（其中調(diào)小沖程8井次，調(diào)小沖速50井次，調(diào)小轉(zhuǎn)數(shù)30井次，抽油機換小泵34井次，螺桿泵換小泵3井次）。2）高流壓、低泵效井的措施。這類井從合理區(qū)角度屬于斷脫漏失區(qū)，針對此類井檢泵作業(yè)減小待作業(yè)的影響，2013年7月至2014年6月期間累計對區(qū)塊內(nèi)的油井進行作業(yè)326井次（其中抽油機281井次，螺桿泵40井次，電泵5井次）。使待作業(yè)關(guān)井井數(shù)由2013年上半年的68口下降到2014年上半年的26口，降低了待作業(yè)關(guān)井的影響。2.2泵效變化原因
石油石化節(jié)能 2016年3期2016-09-06
- 采油管理增產(chǎn)實踐
我區(qū)共計調(diào)參57井次，其中調(diào)沖次53井次，調(diào)沖程4井次；上調(diào)參數(shù)31井次，下調(diào)參數(shù)19井次；累計增液670方，累計增油108噸。效果比較明顯的如2-4 2井調(diào)參前產(chǎn)狀為42.2.*2.2*95.3%*591，2008年5月18日將沖次由5↑6次，產(chǎn)狀為61.5*3.7*94%*724，日增液19.3t，日增油1.5t。2.調(diào)水目前我區(qū)綜合含水為89.7%，油藏部分陸續(xù)進入中高含水期，主力層水淹嚴重，水淹井與未水淹井，水淹層與未水淹層間互分布，油水分布關(guān)系十
當代化工研究 2016年1期2016-03-16
- 高滲透砂巖油藏生產(chǎn)管理分析
14年躺井133井次，其中只要躺井為桿斷66井次，其次為泵漏45井次。2 生產(chǎn)中存在的問題2.1泵漏次數(shù)多、因泵漏導致的生產(chǎn)周期短、躺井率中泵漏井占比大對2014年泵漏躺井，從生產(chǎn)層位、沖砂量、泵漏井的平面位置、液量與泵漏關(guān)系四個方面進行了對比分析，得出隨著開采層位越來越淺，泵漏越多，產(chǎn)量越高泵漏越多，作業(yè)井沖砂進尺總米數(shù)在不斷增加，平面上主體部位泵漏最多，泵漏躺井隨著出砂量的增加而增多。根據(jù)現(xiàn)場跟蹤情況認為泵漏主要由于出砂磨損閥座與活塞造成。2.2桿本體
化工管理 2016年12期2016-03-14
- 文南油田抗高壓堵漏劑的研究應(yīng)用
13年現(xiàn)場試驗2井次，累計增油641t，措施效果顯著。典型井例：W33-148井于2000年11月投產(chǎn)，水泥返高2201.72m，鹽膏層2301-2323m。地質(zhì)要求對S3上7.8，井段3154.8-3177.5m進行壓裂措施。因鹽膏層段套管變形嚴重（2305.39m最小縮徑為€%O96mm），1305m自由段套漏，采用水力噴射雙層壓裂要求井筒承壓能力達到40MPa。為滿足壓裂要求，2013年5月18日，擠入高濃度堵漏劑25m3，擠入加有1%增強劑水灰比為
科教導刊·電子版 2016年1期2016-03-14
- 機械防砂工藝技術(shù)與應(yīng)用
械防砂施工502井次，其中新井145井次，老井357井次。新井包括：擠壓充填79井次、井筒掛濾59井次、循環(huán)充填7井次；老井包括：擠壓充填112井次、井筒掛濾186井次、循環(huán)充填59井次。工藝成功率達到百分之分，油井生產(chǎn)效率由以前的62.8%提高到93.5%，增加油產(chǎn)16.95×104t，取得良好效果，有效地防止了油井出砂。2.1 擠壓充填防砂技術(shù)應(yīng)用效果分析：共實施191井次擠壓充填防砂施工，工藝成功率達到百分之百，措施有效率達到95%，根據(jù)措施的跟蹤分
化工管理 2015年11期2015-12-20
- 耿83區(qū)分層注水井合理調(diào)配周期探討
年分層調(diào)配806井次，問題井147井次，占測試18.2%。其中耿83區(qū)測試問題井34井次（單層不吸水1井次，法蘭漏水1井次，管柱錯誤1井次，井筒臟2井次，流量計壞1井次，球座漏失1井次遇阻井17井次，中心閥門壞2井次，注不夠8井次）。遇阻井為問題井的主導，占測試問題井的50.0%。（2）調(diào)配周期短，2014年全廠共完成分層調(diào)配工作450井次，調(diào)配前配注量符合井43井次。其中耿83區(qū)共完成調(diào)配工作119井次，調(diào)配前配注符合井15井次，調(diào)前流量符合率12.6%
石油化工應(yīng)用 2015年4期2015-10-26
- 采收率提高1.5個百分點的背后
，共實施措施17井次，采液速度由7.4%提高到8.9%。針對韻律性厚油層，他們采取以調(diào)堵措施進行挖潛。通過降低注水井高滲透部位吸水量、減少采油井高滲透部位產(chǎn)液量的方式達到啟動低滲部位的目的，采用注水井調(diào)剖（驅(qū)）、油井化學堵水，調(diào)、堵措施一起配套實施。兩年來，共實施調(diào)堵措施28井次，累計增油8600多噸。針對帶夾層厚油層以選擇性射孔和調(diào)堵措施進行挖潛，對較穩(wěn)定的夾層，進行局部細分層系，減小層內(nèi)干擾；利用夾層封堵高含水層，解放中低滲透段潛力。兩年來，通過實施選
中國石化 2015年10期2015-10-10
- 港西油田出砂短周期井綜合治理評價
生短周期井131井次，同期對比近兩年發(fā)生短周期井，砂卡砂埋井占短周期井檢泵井次的54.2%，依然是造成機采井檢泵周期短的主要原因，。2 出砂短周期井現(xiàn)狀及原因分析一般來說，地層出砂并無嚴格的深度界限，當?shù)貙訅毫Τ^地層強度時就有可能出砂。隨著流速的增加，油層受力發(fā)生變化，油井出砂量增加。出砂由內(nèi)因和外因引起。2.1 地層因素砂巖膠結(jié)疏松、成巖性差和膠結(jié)強度低是油層出砂的基本原因。港西油田砂埋卡短周期井主體分布在一、二、三、五區(qū)及58-8井區(qū)，大部分都生產(chǎn)明
化工管理 2015年8期2015-08-15
- 錦150塊油井偏磨治理
倒井發(fā)生檢泵62井次，占檢泵總數(shù)的81.6%，要打開延長錦150塊油井檢泵周期的突破口，就是要遏制住區(qū)塊的防偏磨難題。2.1 抽油桿柱斷脫原因分析經(jīng)過井下作業(yè)現(xiàn)場分析及現(xiàn)場資料收集，發(fā)現(xiàn)錦150 塊造成斷、卡、脫機管漏倒井的主要原因為油井井斜大，造成管柱偏磨嚴重。通過以上區(qū)塊所有油井的全角變化率統(tǒng)計情況看，所有的井都存在偏磨難題，特別是部分油井全角變化率大于2.5 度的十處以上的，這就反應(yīng)了下入井下管柱因多處全角變化率大，而形成螺旋彎或者曲形彎。受其井斜，
化工管理 2015年29期2015-08-15
- 深井抽油桿防斷綜合治理試驗及效果評價
斷裂發(fā)生105 井次。2010-2014 年油桿斷裂井次與泵掛散點統(tǒng)計，自2010 年以來發(fā)生的326 井次桿斷裂，其泵掛深度均在2 000 m～2 500 m。長慶油田第三采油廠紅井子2010-2014 年油桿斷裂井的平均泵掛深度、沖次、含水都大于全廠及東線作業(yè)區(qū)的平均值，泵掛深度、沖次、含水是造成本區(qū)油桿疲勞斷裂，腐蝕（ 偏磨）疲勞斷裂的主要因素。表1 基本生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比表表2 紅井子作業(yè)區(qū)2010-2014 年油桿斷裂鋼級對比紅井子作業(yè)區(qū)2010-20
石油化工應(yīng)用 2015年9期2015-08-10
- 大港采油一廠合理優(yōu)化舉升參數(shù)
業(yè)采取泵升級23井次，提淺泵掛深度60 井次，共提淺1.26 萬m；結(jié)合措施作業(yè)提淺泵掛深度70 井次，共提淺2.01 萬m。泵升級、提淺泵掛深度不僅合理利用油井沉沒度，而且降低桿管的使用成本。抽油機采油作為油田最重要的采油方式，其運轉(zhuǎn)情況直接與采油廠的各項生產(chǎn)指標及經(jīng)營成本相關(guān)。這個廠針對目前油井生產(chǎn)特點，結(jié)合理論分析與現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析，實施一系列優(yōu)化油井舉升參數(shù)措施。對于部分地層能量不足且不能得到有效補充的油井，在進行檢泵作業(yè)舉升設(shè)計時適當縮小泵徑，合
石油化工應(yīng)用 2015年11期2015-04-04
- 油砂山油田低產(chǎn)井增產(chǎn)方式研究
井酸化共實施30井次，針對近兩年作業(yè)及新投低產(chǎn)井酸化13井次；針對投產(chǎn)前期高產(chǎn)目前低產(chǎn)油井酸化13井次；針對斷層附近注水不受效油井酸化4井次2014年共實施酸化30井次，成功28井次，措施有效率93%，截止目前措施平均單井日增油1.3噸，累計增油3270噸。其中前期高產(chǎn)后期因滲透率下降低產(chǎn)酸化增油為主，近兩年新投及作業(yè)井平均單井增油量較低，說明鉆井及作業(yè)過程中對近井帶地層污染較嚴重。2014年共實施斷層附近低產(chǎn)井酸化4井次，均取得較好的增油效果。單井增油量
化工管理 2015年3期2015-03-23
- 胡尖山油田“桿式泵+內(nèi)襯油管”工藝試驗研究
護性作業(yè)114 井次，其中檢泵107 井次，包括抽油泵故障41 井次、桿柱故障21 井次、管柱故障18 井次，其他27 井次（主要是起測測下24 井次）。通過泵故障41 井次進行分析統(tǒng)計，其主要原因為支撐座漏失、泵閥漏失、卡泵、凡爾罩斷等。1.4 影響桿式泵工況原因分析1.4.1 井筒腐蝕、偏磨、結(jié)垢 腐蝕穿孔導致漏失，加重了偏磨、結(jié)垢速度；密封部位偏磨、機械卡抓斷脫、松脫的問題，導致座封失效；井筒偏磨，油管絲扣漏失；油井結(jié)垢導致桿式泵卡泵、造成凡爾失靈、
石油化工應(yīng)用 2014年10期2014-12-24
- 坪橋區(qū)油井檢泵原因分析
區(qū)小修共計180井次，其中因深井泵故障修井106井次，占修井總井次的58.9%；油桿斷脫修井9井次，占修井總井次的5.0%；井筒結(jié)蠟修井38井次，占修井總井次的21.1%；磁化修井11井次，占修井總井次的6.1%；套管故障修井4井次，占修井總井次的2.2%；其他占6.7%。從今年1-5月份的修井情況來看，造成修井的原因主要有泵漏失、抽油桿斷、抽油桿脫、卡泵、結(jié)蠟、磁化、套損幾大方面。2.檢泵頻繁的主要問題分析（1）泵漏失2014年全區(qū)因泵漏失修井57井次，
化工管理 2014年36期2014-08-15
- Ⅱ類油層不同注聚階段注入?yún)?shù)調(diào)整方法研究
期共計調(diào)整135井次,其中上調(diào)注入速度35井次,注入量上調(diào)568m3,井區(qū)注入速度提高0.05PV/a;上調(diào)注入濃度56井次,注入濃度由1050mg/L提高到1128mg/L;下調(diào)注入速度15井次,注入量下調(diào)242m3,井區(qū)注入速度下降0.03PV/a;下調(diào)注入濃度29井次,注入濃度由1250mg/L下降到1078mg/L。1.2 含水下降期注入?yún)?shù)調(diào)整方法研究在含水下降期注入?yún)?shù)調(diào)整主要目的是結(jié)合油層條件,優(yōu)化注入濃度及速度,促進井區(qū)均勻受效。優(yōu)化以注入
長江大學學報(自科版) 2014年31期2014-06-27
- 河南油田水驅(qū)油藏注氮氣效果評價
實施注氮氣198井次，有效149井次，有效率75.3%；平均單井增油為134.3 t，累計增油2.66×104t，投入產(chǎn)出比1∶7.2。水驅(qū)油藏；注氮氣；參數(shù)設(shè)計；效果評價河南油田水驅(qū)油藏產(chǎn)量占全廠原油產(chǎn)量的40%。由于油層非均質(zhì)性嚴重，受邊水或注入水影響，部分油井長期高含水生產(chǎn)，平剖面調(diào)整難度大，采取常規(guī)動態(tài)調(diào)整措施效果不明顯。1 注氮氣機理及參數(shù)設(shè)計1.1 注氮氣機理（1）注氣替水機理。注入的氣體優(yōu)先進入含水飽和度較高的部位，頂替多孔介質(zhì)中的注入水，占
油氣田地面工程 2014年9期2014-04-07
- 降低抽油泵漏失率的措施
檢泵15 150井次，其中泵故障6 528井次，占總檢泵的43.1%，泵故障中漏失檢泵3 962井次，占泵故障的60.1%，因此抽油泵漏失是影響檢泵的主要因素。二、抽油泵漏失原因抽油泵工作原理如圖1所示。從檢泵情況可以看出，抽油泵漏失主要是單向閥球漏失，承受井壓、液柱重力，經(jīng)分析找出漏失原因如下。圖1 抽油泵工作原理圖(1)井筒狀況差，井筒結(jié)垢、腐蝕嚴重，臟物多，在閥球及球座上形成坑點，或垢附著在球及球座上造成漏失。(2)油井間歇出液產(chǎn)生“液擊”，造成閥球
中國設(shè)備工程 2013年11期2013-10-21
- 提高試井測試合格率的研究和應(yīng)用
井測試共計312井次，合格290井次，不合格22井次，試井測試合格率92.9%。經(jīng)過查閱小班原始報表數(shù)據(jù)，對2011年試井測試不合格井次的試井項目進行調(diào)查統(tǒng)計（表1）。1.2 影響合格率的主要問題的確定從表1中可以看出來，壓降測試不合格占到了54.5%，是影響合格率的主要問題。針對壓降測試不合格問題，主要從人、機、料、法、環(huán)5個方面展開分析，從關(guān)聯(lián)圖（圖1）中找出6條造成壓降測試不合格的末端因素。針對這6條末端因素，采取現(xiàn)場驗證的辦法逐一進行要因驗證，制定
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2013年8期2013-09-07
- 八面河油田油潤滑防偏磨工藝研究與現(xiàn)場應(yīng)用
油管失效共339井次，占維護作業(yè)總井次的50.4%，油管失效仍是八面河油田近幾年維護作業(yè)的主要原因，而偏磨則成為了油管失效的主要原因。表2 2012年維護作業(yè)井作業(yè)原因分類統(tǒng)計1.2 含水是影響桿管偏磨的重要因素通過對作業(yè)原因進行分析，導致偏磨的主要原因除了不可改變的井身結(jié)構(gòu)、抽油桿及油管彎曲外，高含水的井液介質(zhì)也大幅加劇了桿管的偏磨腐蝕速度。從近幾年的情況來看，多輪次作業(yè)井主要集中在含水大于90% 的區(qū)間（見表3）。表3 近幾年高含水期（含水大于90%）
江漢石油職工大學學報 2013年1期2013-09-05
- 坪北油田躺井原因分析及對策研究
抽油桿斷脫198井次，占維護性作業(yè)井次的36．5%，油管漏11井次，占維護性作業(yè)井次的2．0%，蠟卡210井次，占維護性作業(yè)井次的38．7%，泵漏114井次，占維護性作業(yè)井次的21．0%。其中抽油桿斷脫和蠟卡占維護性作業(yè)井次的主要部分。1 抽油桿斷原因調(diào)查2005年至2009年，共發(fā)生抽油桿斷脫198井次，其中由于偏磨導致抽油桿斷脫的29井次，抽油桿本體斷的169井次（見表1）。由表1可看出，抽油桿以本體斷為主，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)90%以上的抽油桿斷位置是在墩頭部位
江漢石油職工大學學報 2012年1期2012-12-28
- 中原油田采油一廠腐蝕嚴重井的治理
低、總鐵降低，趟井次數(shù)減少，取得較好的防腐效果。1 腐蝕因素分析油田生產(chǎn)系統(tǒng)中由于介質(zhì)的存在，引發(fā)了腐蝕的產(chǎn)生，介質(zhì)的強腐蝕性是造成系統(tǒng)嚴重腐蝕的最根本原因。2008年7月對該區(qū)塊10口油井產(chǎn)出液進行了全面的抽樣分析，結(jié)果見表1。表1 13-365等10口井產(chǎn)出水腐蝕因素分析數(shù)據(jù)Table1 Corrosive Factor Data of Output liquid for 13-365 etc 10 oil wells通過表1數(shù)據(jù)分析，得出造成13-3
石油化工腐蝕與防護 2012年6期2012-10-25
- 在低效井、躺井上摳“金子”
少重復(fù)性作業(yè)26井次，減少作業(yè)占產(chǎn)450余噸。目前，該礦面臨原油含水量不斷上升、穩(wěn)產(chǎn)難度不斷增大、成本居高不下的困境，低效井、躺井逐漸增多，已經(jīng)成為該礦快速奪油上產(chǎn)的“攔路虎”之一。今年年初以來，該礦在全礦范圍內(nèi)深入開展低效井排查、降低維護性作業(yè)費用等活動。一是找準低效測壓井同步優(yōu)化，對低效測壓井進行動態(tài)分析，運用作業(yè)測壓同時上措施的方案，減少作業(yè)測壓占產(chǎn)50余噸。二是找準躺井同步測壓，進行摸排調(diào)查分析，實施測壓井躺井期間同步測壓作業(yè)法，減少作業(yè)測壓占產(chǎn)1
中國石油石化 2012年15期2012-08-15
- 心系油井的“技術(shù)專家”
油水井酸化解堵7井次、注水井測調(diào)22井次。新工藝推廣是周廣安分管的另一項重要工作。今年3月份，為解決大斜度注水井智能測調(diào)聯(lián)動分層注水管柱中存在測調(diào)成功率偏低的問題，周廣安帶領(lǐng)工藝室成員向鉆采院工具所和儀表所專家虛心請教,同時組織海南作業(yè)區(qū)、地質(zhì)所、工藝所等15名技術(shù)人員進行座談交流，研討井下工具和調(diào)測儀器的改進方向。此外，他還和其他3名同志到大港油田、瓦房店廠家進行現(xiàn)場調(diào)研和觀摩學習，了解國內(nèi)大斜度注水井的最新測調(diào)技術(shù)。經(jīng)過4個多月的潛心攻關(guān)、反復(fù)室內(nèi)試驗
中國石油企業(yè) 2012年12期2012-07-19
- 降低井下作業(yè)綜合返工率的途徑和方法
工油水井1361井次，返工井254井次，返工率為18.66%，詳細返工情況見表1。1.1 抽油桿問題因抽油桿問題造成返工的井主要有3類：抽油桿偏磨斷、抽油桿本體疲勞斷裂、抽油桿脫扣。（1）抽油桿偏磨斷。共有62口井因抽油桿偏磨斷造成返工，從現(xiàn)場鑒定情況看，桿偏磨位置一般發(fā)生在600～1 000m之間，這些井均為直井，以前未發(fā)生過偏磨。分析原因主要是油田實施聚驅(qū)開采后，油井普遍見聚，采出液的物性發(fā)生變化，原油黏度增加，導致抽油桿下行時，由抽油泵游動閥的流體阻
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2011年6期2011-11-09
- 經(jīng)濟評價“摳”出6600萬
評價論證5122井次，否決低效措施398井次，今年減少風險性投入6600萬元。如何做到少投入多產(chǎn)出？遼河油田勘探開發(fā)經(jīng)濟評價中心主動與地質(zhì)工藝部門配合，把經(jīng)濟評價融入油井措施“三級論證”之中，建立了措施前經(jīng)濟評價工作流程。依據(jù)地質(zhì)、生產(chǎn)及資金的需求，對上報的措施方案進行最后審查，提出實施意見。另外，經(jīng)濟評價方法實現(xiàn)圖版化，使不同區(qū)塊單井措施投入的效益預(yù)測分析直觀化、簡單化。經(jīng)過11年的努力，遼河油田持續(xù)推進經(jīng)濟評價工作，理順了儲量與產(chǎn)量、規(guī)模與效益、投資與
中國石油石化 2011年23期2011-08-15
- 老區(qū)如何提高油井吞吐效果延緩產(chǎn)量遞減
施低效井間注19井次，有效14井次，有效率73.7%，產(chǎn)油7050噸，增油1304噸（同期對比），平均單井增油67噸。這19井次若采取連注，只能產(chǎn)油4500噸左右，則間注增油5550噸，平均單井增油134噸，效果明顯。針對高含水高液量低產(chǎn)能井實施化學堵水調(diào)剖措施提高產(chǎn)能一、化學堵水調(diào)剖原理。堵水調(diào)剖技術(shù)主要以聚丙烯酰胺為堵水劑主要基料，注入地層后，凝膠在水層凝膠良好，在油層凝膠較差，具有一定的選擇性，堵水劑輔以油溶性固體顆粒，擠入地層后在地地層溫度下軟化變
現(xiàn)代企業(yè)文化·理論版 2011年21期2011-03-22
- 河南油田機械防砂技術(shù)應(yīng)用效果評價
械防砂施工483井次(表2),其中新井135井次:包括井筒掛濾55井次、擠壓充填76井次、循環(huán)充填4井次;老井348井次:包括井筒掛濾190井次、擠壓充填109井次、循環(huán)充填49井次。表2 機械防砂技術(shù)應(yīng)用情況匯總2 機械防砂技術(shù)應(yīng)用效果分析完成的483井次機械防砂,工藝成功率100%,措施有效率89.7%,油井生產(chǎn)時率由措施前的63.6%提高至94.3%,措施增油15.08×104t,減少維護作業(yè)4473井次,可對比的378井次防砂有效期為756.6天,
石油地質(zhì)與工程 2010年6期2010-09-29
- 油管用除垢攻蠟器
井?，F(xiàn)場應(yīng)用50井次,受到采油隊技術(shù)員和作業(yè)跟蹤人員的歡迎。應(yīng)用效果:該儀器研制后現(xiàn)場應(yīng)用113井次,其中因注水井井筒內(nèi)死油不能及時分層測試井41井次、注聚分層測試井21井次、電泵攻蠟井51井次,節(jié)省了作業(yè)費用。佘慶東供稿
石油石化節(jié)能 2010年2期2010-08-15