摘要：渤海油田油气井存在井筒结蜡导致井筒堵塞、油井产量降低甚至停产等问题,对正常生产影响很大。电加热防蜡工艺的实施关键是必须首先确定出井筒内的流体温度分布。目前常用的温度分布计算方法是基于传热过程和两相流动模型的迭代方法,计算中有关井筒中油管、套管和隔水管等的导热系数均采用材料的常用值,未考虑实际井筒结构和生产工况对传热性质的影响。为此,利用OLGA模拟方法,分析了电加热段长度对井筒内流体温度分布特性的影响规律,建立了基于软件模拟和理论计算相结合的井筒电加热防蜡工艺设计方法。该设计方法不仅考虑了井筒内的气体含量对流体流动的影响,还考虑了井筒油管和套管表面在出现结垢、腐蚀和冲蚀等现象时对径向传热特性的影响,使井筒内温度分布计算结果更加符合实际工况;提出了将井口至海底泥线间的常规油管更换为E级隔热油管的设计方案,使海上W0油田A8H井预投产初期的电加热功率由240 kW降低至90 kW。该方法可为海上油田前期设计阶段中防蜡工艺方案的确定提供技术参考。

摘要：水下采油树在关井工况下,由于内部采出液流动区域温度降低可能导致水合物生成和原油结蜡现象发生,进而严重影响后续生产的进行,因此需要准确预测水下采油树在关井后的瞬态温度场,从而确定保温层厚度和具体施工工艺。首先利用OLGA软件确定出了水下采油树入口流体的边界条件,然后再利用有限元和计算流体动力学(CFD)软件相结合,模拟分析渤海某油田水下卧式采油树在正常运行工况和非计划关井工况时固体结构和内部流道内流体的温度场,并利用已投产的采油树实际设计数据验证了物理模型和计算方法的可靠性,分析了不同保温层厚度对关井冷却时间的影响。依据模拟分析结果,结合实际现场工况,提出了保温材料选型、保温层厚度和位置设计以及施工检验过程中依据的标准和原则。研究结果为国产化水下采油树的设计制造和工程应用提供了基础。

摘要：电潜泵自20世纪以来广泛应用于海上和非常规油气田,来提高油井的生产效率,是一种革命性的油田生产方法,主要适用于自然压力和能量不足的井。潜水离心泵最初是用于抽取矿井中积水而开发的。阿迈斯·阿鲁图诺夫开发了第一台用于油井生产的电潜泵。此后电潜泵逐渐在石油行业中广为人知并流行起来。然而,电潜泵对流动条件非常敏感,为了提高其耐受性、效率、可靠性以及适应恶劣和复杂的井下流动条件,电潜泵经历了许多重大的技术改进。目前电潜泵通常由电动机、密封和一系列离心泵级组成,非常适合于高产的深井和偏斜井中,也常用于非常规井,如页岩油井。因此,电潜泵的耐气性、粘度影响以及长期开采能力已经引起了重大关注。由于其内部流动规律复杂,两相混输风险高,高粘/气液两相流工况下耐受极限和长效开采能力受限,严重制约了电潜泵在深水和非常规油气田安全高效开采中的运用。本文基于欧拉方程,利用最佳流速概念推导回流、摩擦和泄漏等损失,提出了适用于井下旋转电潜泵复杂工况下增压性能预测的理论模型。针对气液两相流动,该模型基于离心场中两相的力学分析,建立旋转叶轮内部体含气率模型,并根据流型选择曳力系数,计算两相滑移效应,修正混合相密度,进而提升扬程预测的准确性。模型预测和实验数据的对比验证了该模型预测的精度和可靠性均高于文献中常见的计算方法。本文所提出的方法可准确预测油的粘度、含水乳化液和气液流对泵性能的影响。该模型可帮助泵工程师开发新的电潜泵几何形状,同时帮助人工举升工程师改进油井完井举升工艺设计。

摘要：气藏数值模拟过程中由于井筒压力损失描述不精确,经常发生预测井口压力失真,目标配产无法实现以及牺牲采收率等问题。为解决此技术难题,本文利用理论分析方法分析了天然气田开发过程中存在的井口压力控制与油田采收率的相互制约关系,研究了井筒压力损失计算的影响参数及其敏感程度。

摘要：海上X油田原油析蜡点较高,生产过程中井筒会出现结蜡现象,为指导油田开发前期研究方案设计,设计了一套结蜡量动态实验装置对原油在不同温度、不同流速下的结蜡量进行研究。结果表明:在初始结蜡点以下,同一流速条件下结蜡管结蜡量随流体温度降低而增加;驱替过程中结蜡量受流速影响较大,同一温度下结蜡管结蜡量随流速降低而增加;通过预测实际油管结蜡厚度判断长时间生产会堵塞油管影响原油举升。建议在前期设计时应以初始析蜡点作为设计依据进行防蜡设计,在实际生产过程中尽可能提高原油产量,生产中需要加强析蜡点监测,随时调整和加强防蜡措施。

摘要：目前海外A区块油砂主要应用高温电潜泵进行开采,存在设备昂贵、检泵费用高等问题,降低了油砂开采的经济效益。针对上述问题,研究总院成立问题解决型QC小组,充分发挥科研优势,通过现状调查、设定目标、原因分析、制定对策、效果检查等一系列活动,顺利完成皮带抽油机的设计及关键技术攻关,达到了降低了海外A区块油砂举升成本的目的,提高了油砂开采经济效益。