插入式直读防冻堵定压放气阀研制与应用

常规定压放气阀冬季易冻堵,不能直读设定压力值,安装维修难度大。研制了插入式直读防冻堵定压放气阀,通过将阀体下端排气部分浸在原油中保温解决了冬季冻堵问题,加装了压力表使压力值能直读,使用软管线解决了安装维修需要动火的问题。现场应用1 900套,成功回收了油田井口伴生气,对减少温室气体排放,充分利用油气资源具有积极意义。     

利用分压法测输气管线冻堵位置

苏里格气田冬季气温低,最低气温-30℃。受冬季低温气候影响,气田地面管线冻堵严重,给生产管理带来了很多困难。目前管线冰堵后通常采用放空或注醇方法解堵,这些方法在冻堵程度轻微时比较有效,冻堵严重时则需要明确管线具体冻堵位置,采取直接加热手段才能彻底解堵。如何找出管线冻堵位置,目前尚没有有效的办法。针对这种情况,本文首次提出了一种应用分压原理方法来测定天然气管线冰堵位置的新方法,并开展了现场试验。试验效果表明这种方法简单、快捷、精度高,为检测管线冻堵位置提供了一种可靠途径。     

基于水合物分解传热模型的固体自生热解堵剂热量扩散模拟

固体自生热解堵技术是一种适用于解除井筒内水合物堵塞的创新技术。针对自生热解堵剂反应时的放热量扩散及损耗问题,建立了水合物生成相平衡、分解速率及分解传热数学模型。开展了不同含量、不同管径时的热量扩散模拟研究,获得了不同条件下井筒内温度、水体积分数、天然气体积分数、水合物体积分数的分布云图。研究发现:随着自生热解堵剂含量的增加,释放热量的速率加快,向周围传递的热量增加,且热量扩散时呈不规则状;随着井筒内径的增加,解堵时间增加,自生热解堵剂用量也随之增加。本实验开展的模拟计算值与现场实际值的吻合度大于85%,为现场解堵施工提供了理论指导。      

电热解堵技术在苏里格气田的应用

苏里格气田因冬季气温低,冻土层较厚,采出井口的天然气在管输过程中沿程温降较快,管线内极易形成天然气水合物堵塞管线。为防止天然气集输过程中水合物堵塞管线,冬季常用的解堵方式主要有加注化学抑制剂溶解解堵、物理放空引导解堵、电伴热加热解堵等,但往往效果不是很理想。为此,第三采气厂2010年引进了一种新的管线解堵技术-电热解堵,目前该技术已在苏里格气田桃7区块试验解堵2条管线,均到达了解堵的目的。与传统的解堵方式相比电热解堵成功率较高,但仍存在一定的技术问题,需进一步研究解决。     

解堵综合配套技术在孤东油田的应用

在调查分析孤东油田不同堵塞原因的基础上,总结出了不同的堵塞类型。推广应用了振荡解堵技术、聚合物化学解堵技术、液力割缝解堵技术、脉冲解堵技术等多种解堵技术,来解决各种不同类型的堵塞问题。这些解堵技术现场应用44井次,成功37井次,成功率达84．1％,累积增油20520t,表明这些解堵技术能够有效地解决相应的堵塞问题。     

天然气集输管线冬季冻堵及措施分析

针对2007年冬季重庆气矿生产中出现的水合物堵塞现状,分析了冻堵产生的主要原因在于冬季持续低温、天然气中硫化氢含量较高以及集输系统工艺设计不适应现有生产条件等,总结了防冻堵的各项综合措施实施效果,提出了下步冬季冻堵预防措施的改进方向和具体做法。     

SOD注聚井解堵剂效果评价与现场应用

聚合物驱是应用非常广泛的一项三次采油技术。随着注聚三采技术在我国海上油田的应用推广,注聚井堵塞问题也变得日益突出,注聚井堵塞会导致地层注入压力升高、吸水能力下降,欠注明显等问题,这将严重影响聚驱效果及油田的正常生产。通过SOD解堵剂对聚合物凝胶的降解试验、地层解堵物模试验、现场堵塞物的溶蚀试验研究,结果表明,SOD解堵剂能够有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、地层吸水能力下降等问题。2011年10月及2012年3月在渤海LD5-2油田A10井和SZ36-1油田B06井进行了现场试验,解堵后2个目标地层吸水指数均提高70%以上,有效期均超过6个月,达到了注聚井有效解堵与改造的目标。     

一次天然气输气管线冻堵点的快速判断

一起天然气管线冬季冻堵事故后，用向管线内充气的方法，通过计算充气量快速判断冻堵点的位置。     

滴定罐注醇工艺技术研究及应用

通过对以往冬季的生产运行总结发现,苏里格低产低效气井普遍存在单井产液量大,气井携液能力差,部分管线设计时穿越地面水层等问题,导致单井管线容易发生冻堵,影响了气井的正常生产,通过井口预注醇的方式,易冻堵井的冻堵频次得到了有效的控制,但此方法加大了员工的工作强度,文章详细介绍了滴定罐注醇工艺技术的原理和使用,该工艺不仅降低了员工的劳动强度,同时有效减少了冬季易冻堵井的冻堵频次。     

鄂西渝东气井储层复合暂堵技术的研究及应用

由于鄂西渝东哈拉哈塘组气井飞三段储层对渗透率有贡献的裂缝宽度区间为20～78μm,为了实现对整个储层井段气层的保护等,列出了对3块储层岩心进行的原浆的暂堵试验,从暂堵剂的选择、暂堵强度、暂堵能力、暂堵剂加入后对钻井液性能的影响几个方面进行了研究,并给出了现场应用的效果分析,根据钻井、完井方式及复合暂堵方案,研究应用了表面活性剂洗井、防腐洗井预解堵及氧化剂解堵液浸泡解堵的复合解堵工艺,研究设计了适合鄂西渝东气井飞三段裂缝储层的复合暂堵钻井完井液的配方。     

分子筛脱水装置再生加热系统技术对比分析

目的 确定直接式电加热器、盘管式铸铝电加热器、燃气导热油炉、电加热导热油炉4种分子筛再生加热系统的技术和经济适用性,为选择最优的再生加热系统提供技术参考。方法 对再生加热系统的设备结构、常见故障、技术要点进行了介绍,从适用工况、安全性能、设备投资、优缺点等方面进行了技术对比分析。结果 直接式电加热器的建议热负荷在300 kW以内,同时应配备完善的多维度多点控制保护措施;盘管式铸铝电加热器建议使用在高压、腐蚀性、有毒介质等特殊工况,单台热负荷在200 kW以内;电加热导热油炉系统易于实现小型化、标准化、模块化,建议热负荷为150～400 kW;燃气导热油炉系统在热负荷大、多点用热和双温位用热等工况下建议选用。结论 分子筛脱水装置应在设计条件下进行技术经济对比后选择合适的再生加热方式。     

电加热井的井筒温度场数学模型

运用传热学理论，通过对稠油从井底流出井筒的温度变化、井筒原油与地层之间热交换过程的传热机理研究，建立数学模型，可以模拟不同产量、不同含水的井筒温度剖面，以及电加热所需功率，从而为稠油井电加热生产方案的制定提供科学依据。     

海上井筒电加热清防蜡工艺研究

渤海油田很多油气井都存在井筒结蜡导致井筒堵塞、油井产量降低甚至停产的问题,针对海上油气井进行快速清防蜡和长期低成本高效清蜡的要求,本文从海上油井工程施工和电加热工艺参数优化两个方面开展研究,优选了电加热方式和设备,设计了适用于海上油井的井筒电加热管柱结构,同时结合稳态传热分析了不同举升方式下井筒电加热工艺参数计算模型,从而得出适合于海上油田的井筒电加热清防蜡工艺。     

吉林套保油田油藏电加热技术研究

电加热技术主要用于深度大、地层不均质、初始蒸汽注入程度低、地层热量损失大或存在夹层等不适合注蒸汽开采的油藏。吉林套保油田是稠油油田,使用蒸汽吞吐开发效果较差,油藏电加热技术是解决稠油油藏开发的有效方法。主要介绍了电阻电加热技术的原理及设备、加热的主要特点、国外的应用状况等,利用数值模拟方法研究了电加热技术在吉林套保油田稠油油藏的应用效果,对加热功率、电加热生产时间等进行了优选。研究表明吉林套保油田电加热生产可以提高产量50%左右     

冷却水塔防冻装置的应用

热电厂冷却水塔冬季结冰对设备损坏严重,通过分析冷却水塔易结冰的部位和结冰原因,在比较各种冷却水塔冬季防冻方案后,最终采用自流反射双向化冰防冻管并加大进入防冻管的热水量来解决冷却水塔冬季结冰问题。     

油页岩原位加热电加热器温度分布模拟及优化设计

电加热是原位开采油页岩的方法之一,电加热器是其关键的加热元件。通过MATLAB的PDE工具模拟电加热器的温度分布,探讨了加热器导热系数、热源密度、密度、比热容、加热器尺寸等参数对加热效果的影响,以此作为电加热器优化设计的依据。研究指出,密度小的材料有利于提高加热器的加热效率;导热系数对温度影响不大;比热容越高,加热器的整体温度越低;随热源密度的增加,加热器的温度显著增加;正交实验分析指出,热源密度、密度、比热容对加热器温度分布影响较大,导热系数影响很小;加热器半径增加,温度增加。优化设计的加热器的形状为轴对称U型管和真空加热管,加热元件的材料为铜和不锈钢等。井下原位电加热不仅可以应用在油页岩的开采中,未来也可以作为稠油的开采技术。     

高凝原油井筒温度场影响因素研究

高凝原油由于含蜡量高、凝固点高,井筒结蜡严重,开采效果差。根据传热学基本原理,建立了高凝原油井筒温度场数学模型,并选取了潍北油田的4口生产井,对影响井筒温度场的因素进行了分析。结果表明,油井产液量、体积含水率、油管导热系数和电热杆加热功率对井筒温度影响较大,生产时间对井筒温度的影响较小;油井产液量、油管导热热阻和电热杆加热功率的增加对改善井筒结蜡状况有利,而体积含水率(乳化水)的增加对井筒结蜡具有恶化作用,井筒电热杆加热存在最优的加热参数;采取增产(如提液、压裂、注水等)、原油破乳、保温油管以及井筒电热杆加热等措施,可有效改善高凝原油的流动性,实现高凝原油的正常举升。      

Ӧ�õ��Ƚ�����ȹܵİ���Ч���о�

伴热管伴热是石油化工中应用广泛的伴热方式，如何提高伴热管的伴热效率一直是工程界关心的课题。为此，对伴热管的伴热效率进行了有限元分析。结果证明，伴热管和工艺管道之间存在的微小间隙是造成伴热管伴热效率低下的主要因素；在伴热管和工艺管之间敷设导热胶泥后可使伴热管的伴热效率得到很大的提高。通过实际测定发现，一根带导热胶泥伴热管的伴热效率，其传热效率至少相当于3根不采用导热胶泥的伴热管。     

高凝油井电伴热优化计算

针对潍北油田疃3块原油高凝、高含蜡、井筒举升高能耗等导致的井筒举升难题,根据传热学基本原理和两相流理论,建立了井筒电热杆加热数学模型,利用设计的优化计算软件,得到了疃3块3口高凝油井的电加热方式、电加热深度及电加热功率。针对恒功率电伴热系统存在的缺陷,提出了一种新的电伴热优化方法,即电热杆长度、下入位置及加热点分布优化计算,并以疃3块3-X1井为例进行了优化研究。结果表明,恒功率电伴热优化后3口井的加热深度由原来800 m变为448～492 m,人工补充热量由最初的8 kW降至3.69～5.56 kW,降幅达30.5%～53.88%。对电伴热段进行均匀分段,适当增加分段数,可有效降低井筒举升能耗。将油井3-X1的加热段均匀分为10段,每段长度为45 m时,人工补充热量为4.25 kW,与恒功率电伴热系统相比,井筒举升能耗进一步降低23.6 %。