井次
- 中国石化西南石油局新场联益公司点活稳产增产“棋子”
砂解堵及打捞5 井次，组下生产管柱7 井次、废弃井封堵5 井次，强化原油和天然气产品质量过程管控，排查整改16 次，为老井维护提供有力的业务支撑。同时，该公司投产新井2 口，累计产气94.7 万立方米，确保其生产在优质高效的轨道运行。施策精，操作准，力保稳产控减绩效彰显该公司谋定而动，关口前移，在现场点活了一枚枚稳产控减棋。点活方案优化棋。该公司切实优化“一井一策”方案，充分挖掘气井生产潜能。生产、技术部门多次组织专业人员优化调整增压机运行方案，共对194
中国科技纵横 2023年15期2023-10-13
- 油田清洁化作业的技术研究与应用
21 年应用70井次，二次作业井197 井次，防喷成功率98.5%，减排污油污水0.96×104m3。1.2 措施井防喷控制配套技术一是在压裂措施上，应用压裂防喷桥塞[5]，2021 年实施20 井次，在实现井筒流体有效控制的同时，平均单井压后投产时间缩短10 d，少影响产油300 t，创造经济效益90 万元。二是在产能新井上，应用射孔联作工艺，年均实施50 口井，防喷成功率达100%，实现射孔全过程井口无溢流作业。三是加快补孔防喷一体化技术研发，实现补孔
石油石化节能 2023年2期2023-03-10
- 抽油机井自动卸油泵的研制与应用
维护上修740 井次（含捞杆），其中杆断438 井次，占59.2%，其他原因302 井次，占40.8%。发生杆断438 井次通过简化作业成功捞杆236 井次，其余202 井次进行动力上修，即202 井次因杆断无法砸开泄油器，需配套环保装置作业（在线清洗车或收水装置），占杆断井的41.3%。2）因为地层漏失无法建立循环洗井，油管内油多而无法砸开泄油器。2020 年使用在线清洗车配合作业118 井次，其中洗井地层漏失63 井次（杆断32 井次、其他31 井次）
石油石化节能 2023年2期2023-03-10
- 姬塬油田H 油藏分注工艺适应性评价
总体测调382 井次，遇阻62 井次。从注入介质分析，注清水井中桥式偏心测调遇阻率22.2%，桥式同心测调遇阻率15.9%；注采出水井中桥式偏心测调遇阻率38.5%，桥式同心测调遇阻率16.7%，桥式偏心井均明显高于桥式同心井（见表1）。表1 不同注入介质中分注井测调遇阻情况统计表1.2 遇阻部位分析从遇阻部位分析，遇阻62 井次中工具串内遇阻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
石油化工应用 2022年1期2022-02-20
- 吴起长2 油藏控水稳油技术研究
开展强化注水6 井次，周期注水10 井次，吴135 长2 油藏新471 单元流压由4.6 MPa上升到5.69 MPa；新472 单元流压由7.85 MPa 下降到5.91 MPa 再上升到6.07 MPa，流压、压力下降趋势得到控制。剖2 长2 油藏表现为“中高边低”分布特征，西部钻停区强化注水后，流压由4.69 MPa 上升到4.93 MPa，油藏东部实施油井解堵10 口，流压由4.35 MPa 上升到4.75 MPa，整体流压上升0.32 MPa；油
石油化工应用 2021年11期2021-12-27
- 低渗透油藏压裂效果分析评价研究
共实施压裂225井次，其中直井180井次，水平井45井次，阶段累增油25.3万吨，平均单井措施增油量1125吨，提高采收率3.48%，具体见图1。2.2产能分布特征从各井平面上分布特征来看，压裂效果好（措施增油量大于1000吨）油井主要分布在构造高部位油层厚度大、含油饱和度高区域，效果差井主要分布边部区域，且新井投产压裂效果好于老井调补层压裂，主要原因为新井优选主力层位投产。2.3不同井型效果相比于直井，水平井具有控制储量大、泄油面积广以及生产压差小等特点
油气·石油与天然气科学 2021年4期2021-09-17
- 大庆葡萄花油田注水井智能测调工艺现场试验
2年的4 300井次上升到2020年的5 510井次，年均增幅达到28.1%。同时，油田注水井细分程度呈逐年递增趋势，截至2020年平均单井注水层段数达3.42个，其中5个层段以上井数达到263口，测试压力进一步加大。1.2 人员短缺，员工劳动强度高，安全隐患突出传统注水井测试时工人需搬运重达30 kg以上的测试仪器至井口，并攀爬3～4 m高的井口进行安装，再开展正常测试操作，如图1所示。当出现压力高、出油等情况卡堵仪器时，还需反复攀爬防喷管，完成提送钢丝
化工管理 2021年22期2021-08-16
- 生产信息化系统在油井热洗中的实践与应用
5口，自洗153井次，蒸汽洗25井次，热洗279井次。2 PCS系统在热洗中的指导作用（1）洗井过程中，光杆下不去，PCS系统助力彻底洗好井，减少躺井。韦2-42井于2019年5月7日11:10开始洗井，温度80 ℃，排量1档，12:48第一罐水快洗完时，泵压从4 MPa上升到15 MPa，光杆下不去。停泵后，光杆上下活动正常。12:48～14:21停泵，油井正常生产，自动排蜡，油管内环空排蜡畅通。14:11再次开泵洗井，洗通了，泵压8 MPa不再上升，光
内江科技 2021年2期2021-03-15
- 油井腐蚀主因评价及控制技术
全厂躺井228 井次，其中腐蚀躺井64 井次，占比28.1%，同比减少39 井次，占比下降7.2%。但是，主观因素腐蚀达61 井次，有较大下降空间。为进一步减少腐蚀躺井，降本增效，2019 年开展《油井腐蚀主因评价及控制技术》项目。二、项目完成内容（一）油井腐蚀主因统计与分析通过开展油井腐蚀主因评价，主因腐蚀中变点防腐不到位32 井次，加药制度不合理12 井次，加药不到位17 井次，主因腐蚀通过加强人员责任心、提高技术认识水平、增强防腐技术手段是可以有效消
魅力中国 2020年23期2020-07-19
- 采油技术阶段性工作总述
月份压裂完井12井次，累计用液量2283m3，累计加砂量295.6m3。目前累计增油1689t，累计增气51.6万方。2.油井解堵工艺技术。1-9月份累计实施油井解堵措施14井次，有效13井次，有效率92.8%。好的做法：（1）加强措施前期论证；（2）加强油井措施后管理；（3）完善解堵配套工艺。3.水井降压增注工艺技术。好的做法：（1）不断完善工艺配套措施；（2）加强酸液腐蚀速率监测力度；（3）施工过程中合理控制油、套压差；（4）适当延长反应时间提高后期注
消费导刊 2020年1期2020-07-12
- 加快运行节奏减少作业占用
月运行井数在25井次左右（其中：水平井5井次，直井20井次），平均单井作业占用时间为15～20天，按平均单井日产3吨/日计算，单井作业占用影响产量为45～60吨，以全年的运行井数为300井次为依据，全年作业占用产量为1.35～1.8万吨。1 吞吐运行的四个重点环节（1）热采准备环节：热采作业时在不增加额外工序的情况下，按照正常作业速度，2天时间即可完井待注；如果增加“加套管短接、连续冲砂、打铅印”等工序，完井时间则需要再增加1～2天；工艺措施施工时，不动管
化工管理 2020年14期2020-06-15
- 破解施工任务密集难题
天内同时接到9 井次的生产任务（泵送桥塞分簇压裂1 井次、射孔3 井次、测压3 井次、探砂面2 井次），工作量是日常的4 倍，施工场所相对分散，遍及酒东、老君庙、鸭儿峡3个采油厂。“这是近几年以来，队里工作量最密集的一天。”试井队队长兼党支部书记贾亚军说。面对突如其来密集工作量的情况，试井队领导班子克服人员少、工作量大的难题，在保证疫情防控的前提下多措并举齐抓共管高效组织安全生产。他们细心谋划、周密部署，不停往返于各作业现场之间跟进、落实施工进度，根据施工
中国石油石化 2020年10期2020-01-16
- 葡北油田深部调驱动态跟踪调整技术研究与应用
井注入量154 井次，及时调整注入浓度106 井次。2.2 注入井措施降压增注针对调驱过程中注入压力较高的井积极采取降压增注措施。主要措施为：大排量洗井、酸化解堵、压裂。大排量洗井：针对短期内注入压力上升快或注入困难井实施大排量洗井，一般洗井周期4～6 个月。首先，依靠地层压力对地层近井地带的堵塞物进行返吐，直至返排瞬时流量低于10m3/h；其次，利用干线高压来水对注入管线进行冲洗，洗井总量在20m3以上；最后，利用干线高压来水对井筒进行反冲洗，瞬时排量不
科学技术创新 2020年2期2020-01-05
- 抽油机井躺井中高温高矿化度治理技术
几年的努力，躺井井次逐年下降，免修期小于180天的井次也逐年下降。随着投入不足、油田含水上升、泵挂加深、开井数增加等不利因素的影响，近3年总躺井数没有出现大幅度下降，但是短周期检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、结垢+13井次、管老化+12井次；杆质量-19井次、管质量-9井次。对控躺工作运行中的新问题，2017年重点针对防偏磨、治理结垢、油管的深度挖潜应用等多方面进行了一系列的研究。取得的主要创新成果开展了偏磨井调查
新生代 2019年9期2019-11-14
- 抽油机井躺井中高温高矿化度治理技术
几年的努力，躺井井次逐年下降，免修期小于180天的井次也逐年下降。随着投入不足、油田含水上升、泵挂加深、开井数增加等不利因素的影响，近3年总躺井数没有出现大幅度下降，但是短周期检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年躺井形势，主要因素对比，所存在的主要问题是：偏磨+21井次、结垢+13井次、管老化+12井次；杆质量-19井次、管质量-9井次。对控躺工作运行中的新问题，2017年重点针对防偏磨、治理结垢、油管的深度挖潜应用等多
新生代·上半月 2019年5期2019-10-21
- 如何降低水源井检修频次
底水源井检修74井次，其中电机烧57口，故障占比达到77%，为主要故障原因。截至2018年1月检修周期小于1年水源井10口，占水源井开井数的30%。故障原因重复，高频井占比较大。现状二：三项控制指标均呈逐年上升趋势2015至2017年，水源井检修频次0.71次/口*年↗0.85次/口*年，单井检修费用2.41万元/井次↗3.03万元/井次，时率影响占比4.8%↗8.2%，三项控制指标均呈上升趋势。二、故障原因分析1.智能保护装置配套使用率低影响验证方法：统
科学导报·科学工程与电力 2019年3期2019-10-20
- 特殊井况油井管理措施的综合运用与完善
因素造成躺井12井次，占比4.1%。通过对特殊井况油井有针对性的采油管理措施的综合运用与完善，及时消灭致躺因素，降低砂蜡盐垢等造成的躺井，提升治躺效果，节约作业成本。并且针对特殊井况油井，建立分类数据库，精细日常管理各项措施，结合作业发现新情况，解决新问题。二、特殊井况油井管理措施的综合运用与完善1、出砂井文卫采油厂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、三上为主，统计2015-2017年躺井发现，井筒有出砂现象油井共289口，文明寨油田1
石油研究 2019年4期2019-09-10
- 涩北气田泡沫排水采气技术的研究应用
采气试验7口井8井次，并首次实现了消泡进站生产。加药方式：简易泡排车井口加注。消泡方式：简易泡排车井口间歇加注消泡剂。选井范围：以水淹停躺井为主。(二)柱塞泵站内紧急切断阀压变处注入涩北气田泡沫排水采气攻关试验于2011年开始实施，全年共开展泡沫排水采气攻关试验19口井81井次，首次进行周期性泡排，确定各泡排井的加药制度和泡排周期，并首次开展冬季低温泡排攻关试验。加药方式：10月份前，采用简易泡排车井口加注；10月份后，采用泡排车井口加注。消泡方式：柱塞泵
福建质量管理 2018年23期2018-04-03
- 胡尖山油田延10油藏井筒治理效果分析
内返工井数达25井次，2个月内返工井数达35井次，3个月内返工井数50井次。2.2 频繁上修井逐渐增多因投产管柱优化不合理、监督不到位等因素，2015年频繁上修井逐渐增多，一年内上修4次以上共计22井次。2.3 单井参数偏大，参数优化不及时元28区块单井抽吸参数冲程2.5m，冲次3.4min-1，平均泵效53.9%。其中冲次大于4次的油井有25口，日产液小于3m3的井共计8口，平均泵效仅21.1%。2.4 “六小”措施执行不到位日常“六小”措施执行不到位，
化工设计通讯 2017年12期2017-12-19
- Y511压裂封隔器使用中存在的问题及原因分析
的优点。通过近千井次的现场应用，出现过下入遇卡、封隔器胶筒损坏、反洗阀施工中意外打开的问题。为了有效解决上述问题，使用质量管理PDCA方法，改进优化原有的Y511封隔器，提高工具的可靠性和一次成功率。封隔器；使用；存在问题；原因1 工作原理(1)Y511封隔器结构 Y511封隔器主要由水力锚组件、反洗阀组件、密封组件、换向机构、坐卡机构组成。(2) Y511封隔器工作原理 该封隔器的工作原理是工具下到设计位置时，上提工具至一定高度，顺时针旋转3～5圈，下放
化工管理 2017年19期2017-07-31
- 精细防偏配套措施的研究与应用
孔或拉杆断脱12井次，尤其φ57mm泵的拉杆更易弯曲偏磨。因此，研究改进了φ57mm抽油泵活塞连接扣型，将活塞原φ19mm扣型改进为φ22mm，拉杆使用φ22mm抽油杆，提高拉杆的抗磨抗弯性能。1.2 研究应用φ30mm高强杆作为拉杆因Φ44mm、Φ50mm受尺寸限制，无法改进活塞扣型，拉杆只能使用Φ19mm抽油杆，拉杆偏磨易断，尤其是大斜度井或4吋套井，拉杆更易偏磨，为此，研究应用了φ30mm高强杆作为拉杆。Φ30mm高强抗磨抽油杆长度：6m；本体外径：
化工设计通讯 2017年5期2017-06-05
- 锦607块剩余油分布规律研究及挖潜应用
究共部署侧钻10井次，实施6井次，大修2井次，实施2井次，大修换井底10井次。日产液73.4t/d，日产油13.2t/d，已累计增油0.7274×104t。预计全部投产后增油51t/d，年增油1.53×104t，累增油10.3×104t。(2)层间剩余油挖潜2015年区块共计实施补层、堵水等进攻性地质措施15井次，累计增油0.45×104t。2016年共计实施进攻性地质措施11井次，累计增油0.27×104t。针对区块各层之间的物性差异，采取了分层注汽、投
当代化工研究 2017年6期2017-04-18
- 龙虎泡油田偏磨井系统优化与节能
合防治，偏磨作业井次由每年31井次减少到14井次，偏磨作业比例由26.7%降低到16.7%，偏磨井能耗由150 kWh下降到123 kWh，节能效果显著。杆管偏磨；敏感性因素；防治措施；系统优化1 现状抽油杆偏磨是大部分油田普遍存在的问题，对于进入中后期开采阶段的油田，由于油井供液状况变差、注水导致含水上升，抽油杆偏磨问题更加突出。龙虎泡油田抽油机井平均泵径44 mm，泵深1387 m，冲程2.6 m，冲速4.7 min-1，沉没度356 m，流压6.6
石油石化节能 2017年3期2017-03-27
- L27区分层注水井合理调配周期探讨
实施分层调配64井次，问题井20井次，占测试31.3%（单层不吸水3井次，管柱错误1井次，封隔器失效2井次，球座漏失1井次，遇阻井13井次）。遇阻井为问题井的主导，占测试问题井的65.0%。2）吸水不均现象严重。罗27区2016年完成调配工作64井次，调配前符合配注井共19井次，调前流量符合率29.7%。罗27区块为超低渗透油藏，受储层物性差、非均质性强等情况的影响，剖面吸水状况差，均匀吸水井的比例与水驱动用程度均较低，油水井受效矛盾突出。近年来通过持续开
化工设计通讯 2017年12期2017-03-06
- 超稠油直井出水原因分析及治理对策
出水井治理411井次，并形成了一套出水治理防治技术，油井出水问题得到有效控制。主要治理思路为“先期预防，后期治理”。3.1 预防技术的研究及应用（1）实施套管的先期防护技术目的是保持套管完好，防止破损。主要技术包括预应力完井+热力补偿器和加厚套管技术。（2）提高固井质量技术目的是防止发生窜槽出水。主要技术包括使用耐温绝热水泥固井工艺、提高水泥耐热技术、套管粘砂技术。（3）增加射孔避射厚度目的是防止或延缓发生窜槽出水。统计规律表明，避射厚度小于5m，出水概率
化工管理 2017年9期2017-03-05
- 虎狼峁作业区延长油井免修期措施效果分析
到985），检泵井次同比上升36井次（249上升到285），单井检泵频次下降0.01。其中管故障和泵故障作业井次上升，杆故障作业井次减少，主因：偏磨管破，泵阀刺漏，结垢、出砂导致卡泵。2 影响油井免修期因素分析2.1 抽油泵故障频繁2.1.1 含水上升，结垢加剧，球座垢卡失灵随着含水上升，井筒结垢严重，沉降至球座位置，导致阀副结垢，失灵不出液。2016年共出现7井次，同期对比含水上升68.4%，平均运行周期301 d。2.1.2 固定总成端面刺漏固定总成下
石油化工应用 2017年1期2017-02-16
- 油砂山油田水井套损情况及对策浅析
变形、缩径，26井次，占总套损水井数的62％；其次为错断、破裂，6井次，占总套损水井数的14％；遇卡7井次，总套损水井数的17％；井内有落鱼3井次，总套损水井数的7％。现场资料结合套损位置及注水压力系统等分析结果来看，油田水井套损的主要原因是水井措施周期过长及该水井钻遇断层，注水压力过高导致套损。其中措施周期过长，16井次，占总套损水井数的39％；钻遇断层、注水压力高导致套损15井次，占总套损水井数的37％；其次为固井质量不合格7井次，占总套损水井数的17
大陆桥视野 2016年16期2016-10-21
- 提高抽油机泵效的方法
井调小参数125井次（其中调小冲程8井次，调小冲速50井次，调小转数30井次，抽油机换小泵34井次，螺杆泵换小泵3井次）。2）高流压、低泵效井的措施。这类井从合理区角度属于断脱漏失区，针对此类井检泵作业减小待作业的影响，2013年7月至2014年6月期间累计对区块内的油井进行作业326井次（其中抽油机281井次，螺杆泵40井次，电泵5井次）。使待作业关井井数由2013年上半年的68口下降到2014年上半年的26口，降低了待作业关井的影响。2.2泵效变化原因
石油石化节能 2016年3期2016-09-06
- 采油管理增产实践
我区共计调参57井次，其中调冲次53井次，调冲程4井次；上调参数31井次，下调参数19井次；累计增液670方，累计增油108吨。效果比较明显的如2-4 2井调参前产状为42.2.*2.2*95.3%*591，2008年5月18日将冲次由5↑6次，产状为61.5*3.7*94%*724，日增液19.3t，日增油1.5t。2.调水目前我区综合含水为89.7%，油藏部分陆续进入中高含水期，主力层水淹严重，水淹井与未水淹井，水淹层与未水淹层间互分布，油水分布关系十
当代化工研究 2016年1期2016-03-16
- 高渗透砂岩油藏生产管理分析
14年躺井133井次，其中只要躺井为杆断66井次，其次为泵漏45井次。2 生产中存在的问题2.1泵漏次数多、因泵漏导致的生产周期短、躺井率中泵漏井占比大对2014年泵漏躺井，从生产层位、冲砂量、泵漏井的平面位置、液量与泵漏关系四个方面进行了对比分析，得出随着开采层位越来越浅，泵漏越多，产量越高泵漏越多，作业井冲砂进尺总米数在不断增加，平面上主体部位泵漏最多，泵漏躺井随着出砂量的增加而增多。根据现场跟踪情况认为泵漏主要由于出砂磨损阀座与活塞造成。2.2杆本体
化工管理 2016年12期2016-03-14
- 文南油田抗高压堵漏剂的研究应用
13年现场试验2井次，累计增油641t，措施效果显著。典型井例：W33-148井于2000年11月投产，水泥返高2201.72m，盐膏层2301-2323m。地质要求对S3上7.8，井段3154.8-3177.5m进行压裂措施。因盐膏层段套管变形严重（2305.39m最小缩径为€%O96mm），1305m自由段套漏，采用水力喷射双层压裂要求井筒承压能力达到40MPa。为满足压裂要求，2013年5月18日，挤入高浓度堵漏剂25m3，挤入加有1%增强剂水灰比为
科教导刊·电子版 2016年1期2016-03-14
- 机械防砂工艺技术与应用
械防砂施工502井次，其中新井145井次，老井357井次。新井包括：挤压充填79井次、井筒挂滤59井次、循环充填7井次；老井包括：挤压充填112井次、井筒挂滤186井次、循环充填59井次。工艺成功率达到百分之分，油井生产效率由以前的62.8%提高到93.5%，增加油产16.95×104t，取得良好效果，有效地防止了油井出砂。2.1 挤压充填防砂技术应用效果分析：共实施191井次挤压充填防砂施工，工艺成功率达到百分之百，措施有效率达到95%，根据措施的跟踪分
化工管理 2015年11期2015-12-20
- 耿83区分层注水井合理调配周期探讨
年分层调配806井次，问题井147井次，占测试18.2%。其中耿83区测试问题井34井次（单层不吸水1井次，法兰漏水1井次，管柱错误1井次，井筒脏2井次，流量计坏1井次，球座漏失1井次遇阻井17井次，中心阀门坏2井次，注不够8井次）。遇阻井为问题井的主导，占测试问题井的50.0%。（2）调配周期短，2014年全厂共完成分层调配工作450井次，调配前配注量符合井43井次。其中耿83区共完成调配工作119井次，调配前配注符合井15井次，调前流量符合率12.6%
石油化工应用 2015年4期2015-10-26
- 采收率提高1.5个百分点的背后
，共实施措施17井次，采液速度由7.4%提高到8.9%。针对韵律性厚油层，他们采取以调堵措施进行挖潜。通过降低注水井高渗透部位吸水量、减少采油井高渗透部位产液量的方式达到启动低渗部位的目的，采用注水井调剖（驱）、油井化学堵水，调、堵措施一起配套实施。两年来，共实施调堵措施28井次，累计增油8600多吨。针对带夹层厚油层以选择性射孔和调堵措施进行挖潜，对较稳定的夹层，进行局部细分层系，减小层内干扰；利用夹层封堵高含水层，解放中低渗透段潜力。两年来，通过实施选
中国石化 2015年10期2015-10-10
- 港西油田出砂短周期井综合治理评价
生短周期井131井次，同期对比近两年发生短周期井，砂卡砂埋井占短周期井检泵井次的54.2%，依然是造成机采井检泵周期短的主要原因，。2 出砂短周期井现状及原因分析一般来说，地层出砂并无严格的深度界限，当地层压力超过地层强度时就有可能出砂。随着流速的增加，油层受力发生变化，油井出砂量增加。出砂由内因和外因引起。2.1 地层因素砂岩胶结疏松、成岩性差和胶结强度低是油层出砂的基本原因。港西油田砂埋卡短周期井主体分布在一、二、三、五区及58-8井区，大部分都生产明
化工管理 2015年8期2015-08-15
- 锦150块油井偏磨治理
倒井发生检泵62井次，占检泵总数的81.6%，要打开延长锦150块油井检泵周期的突破口，就是要遏制住区块的防偏磨难题。2.1 抽油杆柱断脱原因分析经过井下作业现场分析及现场资料收集，发现锦150 块造成断、卡、脱机管漏倒井的主要原因为油井井斜大，造成管柱偏磨严重。通过以上区块所有油井的全角变化率统计情况看，所有的井都存在偏磨难题，特别是部分油井全角变化率大于2.5 度的十处以上的，这就反应了下入井下管柱因多处全角变化率大，而形成螺旋弯或者曲形弯。受其井斜，
化工管理 2015年29期2015-08-15
- 深井抽油杆防断综合治理试验及效果评价
断裂发生105 井次。2010-2014 年油杆断裂井次与泵挂散点统计，自2010 年以来发生的326 井次杆断裂，其泵挂深度均在2 000 m～2 500 m。长庆油田第三采油厂红井子2010-2014 年油杆断裂井的平均泵挂深度、冲次、含水都大于全厂及东线作业区的平均值，泵挂深度、冲次、含水是造成本区油杆疲劳断裂，腐蚀（ 偏磨）疲劳断裂的主要因素。表1 基本生产数据对比表表2 红井子作业区2010-2014 年油杆断裂钢级对比红井子作业区2010-20
石油化工应用 2015年9期2015-08-10
- 大港采油一厂合理优化举升参数
业采取泵升级23井次，提浅泵挂深度60 井次，共提浅1.26 万m；结合措施作业提浅泵挂深度70 井次，共提浅2.01 万m。泵升级、提浅泵挂深度不仅合理利用油井沉没度，而且降低杆管的使用成本。抽油机采油作为油田最重要的采油方式，其运转情况直接与采油厂的各项生产指标及经营成本相关。这个厂针对目前油井生产特点，结合理论分析与现场生产数据分析，实施一系列优化油井举升参数措施。对于部分地层能量不足且不能得到有效补充的油井，在进行检泵作业举升设计时适当缩小泵径，合
石油化工应用 2015年11期2015-04-04
- 油砂山油田低产井增产方式研究
井酸化共实施30井次，针对近两年作业及新投低产井酸化13井次；针对投产前期高产目前低产油井酸化13井次；针对断层附近注水不受效油井酸化4井次2014年共实施酸化30井次，成功28井次，措施有效率93%，截止目前措施平均单井日增油1.3吨，累计增油3270吨。其中前期高产后期因渗透率下降低产酸化增油为主，近两年新投及作业井平均单井增油量较低，说明钻井及作业过程中对近井带地层污染较严重。2014年共实施断层附近低产井酸化4井次，均取得较好的增油效果。单井增油量
化工管理 2015年3期2015-03-23
- 胡尖山油田“杆式泵+内衬油管”工艺试验研究
护性作业114 井次，其中检泵107 井次，包括抽油泵故障41 井次、杆柱故障21 井次、管柱故障18 井次，其他27 井次（主要是起测测下24 井次）。通过泵故障41 井次进行分析统计，其主要原因为支撑座漏失、泵阀漏失、卡泵、凡尔罩断等。1.4 影响杆式泵工况原因分析1.4.1 井筒腐蚀、偏磨、结垢 腐蚀穿孔导致漏失，加重了偏磨、结垢速度；密封部位偏磨、机械卡抓断脱、松脱的问题，导致座封失效；井筒偏磨，油管丝扣漏失；油井结垢导致杆式泵卡泵、造成凡尔失灵、
石油化工应用 2014年10期2014-12-24
- 坪桥区油井检泵原因分析
区小修共计180井次，其中因深井泵故障修井106井次，占修井总井次的58.9%；油杆断脱修井9井次，占修井总井次的5.0%；井筒结蜡修井38井次，占修井总井次的21.1%；磁化修井11井次，占修井总井次的6.1%；套管故障修井4井次，占修井总井次的2.2%；其他占6.7%。从今年1-5月份的修井情况来看，造成修井的原因主要有泵漏失、抽油杆断、抽油杆脱、卡泵、结蜡、磁化、套损几大方面。2.检泵频繁的主要问题分析（1）泵漏失2014年全区因泵漏失修井57井次，
化工管理 2014年36期2014-08-15
- Ⅱ类油层不同注聚阶段注入参数调整方法研究
期共计调整135井次,其中上调注入速度35井次,注入量上调568m3,井区注入速度提高0.05PV/a;上调注入浓度56井次,注入浓度由1050mg/L提高到1128mg/L;下调注入速度15井次,注入量下调242m3,井区注入速度下降0.03PV/a;下调注入浓度29井次,注入浓度由1250mg/L下降到1078mg/L。1.2 含水下降期注入参数调整方法研究在含水下降期注入参数调整主要目的是结合油层条件,优化注入浓度及速度,促进井区均匀受效。优化以注入
长江大学学报(自科版) 2014年31期2014-06-27
- 河南油田水驱油藏注氮气效果评价
实施注氮气198井次，有效149井次，有效率75.3%；平均单井增油为134.3 t，累计增油2.66×104t，投入产出比1∶7.2。水驱油藏；注氮气；参数设计；效果评价河南油田水驱油藏产量占全厂原油产量的40%。由于油层非均质性严重，受边水或注入水影响，部分油井长期高含水生产，平剖面调整难度大，采取常规动态调整措施效果不明显。1 注氮气机理及参数设计1.1 注氮气机理（1）注气替水机理。注入的气体优先进入含水饱和度较高的部位，顶替多孔介质中的注入水，占
油气田地面工程 2014年9期2014-04-07
- 降低抽油泵漏失率的措施
检泵15 150井次，其中泵故障6 528井次，占总检泵的43.1%，泵故障中漏失检泵3 962井次，占泵故障的60.1%，因此抽油泵漏失是影响检泵的主要因素。二、抽油泵漏失原因抽油泵工作原理如图1所示。从检泵情况可以看出，抽油泵漏失主要是单向阀球漏失，承受井压、液柱重力，经分析找出漏失原因如下。图1 抽油泵工作原理图(1)井筒状况差，井筒结垢、腐蚀严重，脏物多，在阀球及球座上形成坑点，或垢附着在球及球座上造成漏失。(2)油井间歇出液产生“液击”，造成阀球
中国设备工程 2013年11期2013-10-21
- 提高试井测试合格率的研究和应用
井测试共计312井次，合格290井次，不合格22井次，试井测试合格率92.9%。经过查阅小班原始报表数据，对2011年试井测试不合格井次的试井项目进行调查统计（表1）。1.2 影响合格率的主要问题的确定从表1中可以看出来，压降测试不合格占到了54.5%，是影响合格率的主要问题。针对压降测试不合格问题，主要从人、机、料、法、环5个方面展开分析，从关联图（图1）中找出6条造成压降测试不合格的末端因素。针对这6条末端因素，采取现场验证的办法逐一进行要因验证，制定
石油工业技术监督 2013年8期2013-09-07
- 八面河油田油润滑防偏磨工艺研究与现场应用
油管失效共339井次，占维护作业总井次的50.4%，油管失效仍是八面河油田近几年维护作业的主要原因，而偏磨则成为了油管失效的主要原因。表2 2012年维护作业井作业原因分类统计1.2 含水是影响杆管偏磨的重要因素通过对作业原因进行分析，导致偏磨的主要原因除了不可改变的井身结构、抽油杆及油管弯曲外，高含水的井液介质也大幅加剧了杆管的偏磨腐蚀速度。从近几年的情况来看，多轮次作业井主要集中在含水大于90% 的区间（见表3）。表3 近几年高含水期（含水大于90%）
江汉石油职工大学学报 2013年1期2013-09-05
- 坪北油田躺井原因分析及对策研究
抽油杆断脱198井次，占维护性作业井次的36．5%，油管漏11井次，占维护性作业井次的2．0%，蜡卡210井次，占维护性作业井次的38．7%，泵漏114井次，占维护性作业井次的21．0%。其中抽油杆断脱和蜡卡占维护性作业井次的主要部分。1 抽油杆断原因调查2005年至2009年，共发生抽油杆断脱198井次，其中由于偏磨导致抽油杆断脱的29井次，抽油杆本体断的169井次（见表1）。由表1可看出，抽油杆以本体断为主，统计发现90%以上的抽油杆断位置是在墩头部位
江汉石油职工大学学报 2012年1期2012-12-28
- 中原油田采油一厂腐蚀严重井的治理
低、总铁降低，趟井次数减少，取得较好的防腐效果。1 腐蚀因素分析油田生产系统中由于介质的存在，引发了腐蚀的产生，介质的强腐蚀性是造成系统严重腐蚀的最根本原因。2008年7月对该区块10口油井产出液进行了全面的抽样分析，结果见表1。表1 13-365等10口井产出水腐蚀因素分析数据Table1 Corrosive Factor Data of Output liquid for 13-365 etc 10 oil wells通过表1数据分析，得出造成13-3
石油化工腐蚀与防护 2012年6期2012-10-25
- 在低效井、躺井上抠“金子”
少重复性作业26井次，减少作业占产450余吨。目前，该矿面临原油含水量不断上升、稳产难度不断增大、成本居高不下的困境，低效井、躺井逐渐增多，已经成为该矿快速夺油上产的“拦路虎”之一。今年年初以来，该矿在全矿范围内深入开展低效井排查、降低维护性作业费用等活动。一是找准低效测压井同步优化，对低效测压井进行动态分析，运用作业测压同时上措施的方案，减少作业测压占产50余吨。二是找准躺井同步测压，进行摸排调查分析，实施测压井躺井期间同步测压作业法，减少作业测压占产1
中国石油石化 2012年15期2012-08-15
- 心系油井的“技术专家”
油水井酸化解堵7井次、注水井测调22井次。新工艺推广是周广安分管的另一项重要工作。今年3月份，为解决大斜度注水井智能测调联动分层注水管柱中存在测调成功率偏低的问题，周广安带领工艺室成员向钻采院工具所和仪表所专家虚心请教,同时组织海南作业区、地质所、工艺所等15名技术人员进行座谈交流，研讨井下工具和调测仪器的改进方向。此外，他还和其他3名同志到大港油田、瓦房店厂家进行现场调研和观摩学习，了解国内大斜度注水井的最新测调技术。经过4个多月的潜心攻关、反复室内试验
中国石油企业 2012年12期2012-07-19
- 降低井下作业综合返工率的途径和方法
工油水井1361井次，返工井254井次，返工率为18.66%，详细返工情况见表1。1.1 抽油杆问题因抽油杆问题造成返工的井主要有3类：抽油杆偏磨断、抽油杆本体疲劳断裂、抽油杆脱扣。（1）抽油杆偏磨断。共有62口井因抽油杆偏磨断造成返工，从现场鉴定情况看，杆偏磨位置一般发生在600～1 000m之间，这些井均为直井，以前未发生过偏磨。分析原因主要是油田实施聚驱开采后，油井普遍见聚，采出液的物性发生变化，原油黏度增加，导致抽油杆下行时，由抽油泵游动阀的流体阻
石油工业技术监督 2011年6期2011-11-09
- 经济评价“抠”出6600万
评价论证5122井次，否决低效措施398井次，今年减少风险性投入6600万元。如何做到少投入多产出？辽河油田勘探开发经济评价中心主动与地质工艺部门配合，把经济评价融入油井措施“三级论证”之中，建立了措施前经济评价工作流程。依据地质、生产及资金的需求，对上报的措施方案进行最后审查，提出实施意见。另外，经济评价方法实现图版化，使不同区块单井措施投入的效益预测分析直观化、简单化。经过11年的努力，辽河油田持续推进经济评价工作，理顺了储量与产量、规模与效益、投资与
中国石油石化 2011年23期2011-08-15
- 老区如何提高油井吞吐效果延缓产量递减
施低效井间注19井次，有效14井次，有效率73.7%，产油7050吨，增油1304吨（同期对比），平均单井增油67吨。这19井次若采取连注，只能产油4500吨左右，则间注增油5550吨，平均单井增油134吨，效果明显。针对高含水高液量低产能井实施化学堵水调剖措施提高产能一、化学堵水调剖原理。堵水调剖技术主要以聚丙烯酰胺为堵水剂主要基料，注入地层后，凝胶在水层凝胶良好，在油层凝胶较差，具有一定的选择性，堵水剂辅以油溶性固体颗粒，挤入地层后在地地层温度下软化变
现代企业文化·理论版 2011年21期2011-03-22
- 河南油田机械防砂技术应用效果评价
械防砂施工483井次(表2),其中新井135井次:包括井筒挂滤55井次、挤压充填76井次、循环充填4井次;老井348井次:包括井筒挂滤190井次、挤压充填109井次、循环充填49井次。表2 机械防砂技术应用情况汇总2 机械防砂技术应用效果分析完成的483井次机械防砂,工艺成功率100%,措施有效率89.7%,油井生产时率由措施前的63.6%提高至94.3%,措施增油15.08×104t,减少维护作业4473井次,可对比的378井次防砂有效期为756.6天,
石油地质与工程 2010年6期2010-09-29
- 油管用除垢攻蜡器
井。现场应用50井次,受到采油队技术员和作业跟踪人员的欢迎。应用效果:该仪器研制后现场应用113井次,其中因注水井井筒内死油不能及时分层测试井41井次、注聚分层测试井21井次、电泵攻蜡井51井次,节省了作业费用。佘庆东供稿
石油石化节能 2010年2期2010-08-15