如何降低我队抽油机井检泵率

随着油田开发进入中后期高含水阶段,油井普遍存在着产液量高,产油低,含水高,负荷大的生产矛盾,抽油机井的生产参数逐渐加大,液面变化大,经常出现杆断、偏磨、烧泵的现象,检泵次数增加,因此认真分析造成检泵的原因和治理措施对提高抽油机井的生产管理水平和持续稳产具有重要意义。     

影响杆管偏磨因素及防治偏磨方法的浅析

随着油田开发时间的延长,大庆油田己进入高含水期,原油粘度逐渐增大,井筒管理难度越来越大。由于偏磨致使油井出现管漏、管脱、杆断、杆脱而检泵,需投入很高作业费用。因此搞清油井杆管偏磨原因,积极采取有效措施,从根本上预防和治理油井偏磨,降低油井偏磨频率,延长油井检泵周期,对油田有效开发和可持续发展具有重要的意义。     

回压升高对抽油泵泵效的影响规律

随着油田开发中聚合物驱油、三元复合驱油等技术的采用和地面管线工艺流程的简化设计（环、树流程的采用）。采出井回油压力因原油粘度增加、管径变细等原因不断升高，很多采出井的平均回油压力由原来的o．3MPa左右升至了o．7Mpa-0．9MPa。在实际生产中我们发现回油压力对油井产液量造成了很大影响，回压升高后单井产液明显下降。而已往的泵效理论计算公式从来没有考虑回压这一因素。为了从理论上找出回压与泵效损失的计算关系，我们通过分析泵效损失的各个方面，得出了回压升高与泵效损失的理论计算关系。     

抽油井管杆偏磨机理与治理措施探讨

随着油田不断深入开发,由于综合含水逐渐上升、泵挂加深等多种原因导致油井偏磨,进而导致躺井影响检泵周期.因此对油井杆管偏磨机理与治理措施进行了探讨.     

优化油井运行参数在精细管理中的积极影响

随着油田开发时间的延长,油井必然会出现低液面、低流压、综合含水上升、产量递减率增大等问题,这不仅影响了油田开发效益,对油田稳产造成威胁,而且由此还导致了诸如机采井参数过大、供液不足、泵效过低、检泵率高等一系列泵况管理方面的问题。在机采管理不断向精细化方向发展的开发时期,合理调整抽汲参数,使抽油机井在供采平衡状态下生产,是机采精细管理的重要工作之一。本文从沉没度过低以及参数匹配不合理所产生的危害进行分析,找出油井降参后影响产量变化的因素以及优化机采运行参数在油田开发管理中的积极作用。     

抽油机井无泵效问题的认识

抽油机井泵况是描述油井是否正常生产的重要资料。几年,因为无泵效造成抽油机井检泵率呈逐年上升趋势。本文通过总现场的工作经验,结合示功图、沉没度、产液量、含水、电流、压力等多生产数据,对可能产生无泵效的原因进行分析。使对无泵效井的检查处理有的放矢,同时提出针对无泵效问题的预防性措施。     

典型示功图在油井生产中的应用

随着油田开采时间的延长，油层内原始储量在逐渐减少，油层的供液能力和油层性质在不断变化，这些变化给抽油机井井下深井泵的工作造成了很大影响。本文通过对深井泵典型示功图的特点进行分析，准确判断生产实际所测示功图的影响因素，有针对性的采取治理措施，提高深井泵的泵效，延长检泵周期。     

延长油井检泵周期的措施探讨

随着油田开采进入高含水后期,机械强采力度进一步加大,从而引起了众多抽油泵失效的原因。本文针对检泵井各种原因进行了分析,并针对各种原因,分别提出了治理措施,以图表的形式列出,简洁直观。同时介绍了长塞环封防砂抽油泵的应用、抽油机井杆管偏磨的原因以及治理措施。     

油田注水泵效率测试现状及对策分析

注水泵是油田主要生产设备,也是能耗大户。为了节约能源,降低消耗,各采油厂都越来越重视泵效测试工作。本文结合工作实际,对滨南采油厂的泵效测试现状及对策进行了分析。     

临南油田偏磨机理分析与治理

抽油机井管杆偏磨问题是各大油田生产过程中遇到的严重问题,随着临南油田进入中后期开发,油井普遍含水增高,平均含水已经达到87.7％,偏磨问题日益严重,加速管杆泵的损坏,造成作业井次逐年增多,增加维护工作量和采油成本,已经影响到临南油田的原油稳产.     

蒸汽热循环加热抽油杆工艺应用

由于渤海地区冬季气温较低,原油在生产管柱和地面管汇中流动十分困难,影响了稠油井测试作业的准确性。通过最新设计的蒸汽热循环加热抽油杆工艺的应用,达到了加热粘稠流体,降低粘度,提高流动性的目的,提高了冬季稠油测试作业的准确性。     

油井防偏磨配套技术在现河庄油田的应用

针对现河庄油田油井生产周期短、偏磨躺井频繁、偏磨严重的现状，探索了油井防偏磨配套技术。根据偏磨机理，在继续应用常规扶正类技术模式的基础上，发展了支撑扶正类和抗磨油管类技术模式，并与油管在线检测及陀螺测斜等防偏磨捕助技术相结合，形成了油井防偏磨配套技术。自2006年以来，在现河庄油田共开展偏磨井治理711井次，治理井生产周期明显延长，折算减少偏磨躺井296井次，减少作业成本近3000×10^4元。     

单螺杆泵的合理选择研究

为合理选择单螺杆泵,将螺杆泵抽油井作为一个大的生产系统,把油层、套管、油管、井下螺杆泵机组和井口作为5个子系统,利用系统节点分析法,确定出泵的工作载荷,并根据油井的实际工作参数,对泵特性曲线进行换算。由油井工作参数和单螺杆泵输油特性曲线对比可知,单螺杆泵的特性曲线和油井工作参数配合最好的情况是:油井的工作点应位于泵特性曲线Q0-H0的下面,而且在高效区的开始处。实践证明,采用这种方法选泵,既能保证油井的产量,又能明显地提高单螺杆泵整套装置的效率,还能延长泵的使用寿命。     

机采井同步资料绘解整合开发系统应用评价

本文针对油井示功图与动液面二种解释软件因相互独立,产生的解释过程不能互相参考,造成对疑难井分析、判别不便,产生解释结果偏差;合成过程繁琐,出现漏项错误;无示功图智能诊断结果等问题进行探讨。并为生产管理人员掌握油井真实泵况,及时有效的实施油井挖潜措施提供了可靠依据,也为油田可持续发展提供了强有力的技术支持。     

稠油开采中小型接转站的流程改造措施及效果

目前,我国大部分油区均发现了稠油油藏,且储量相当丰富,稠油的特点是高密度、高粘度、高胶质,在常温下,该油品流动性相当差,因而稠油的地面输送成为一个难点,由于其物性的特殊性,稠油的输送方式多数采用掺热水降粘的输送方法。但因采用掺热水降粘输送方法的管理工作量大,对水质的要求比较高,由于稠油开采中不可避免的含砂及工艺上的不完善,造成接转站内设备磨损腐蚀严重,返修率高,增加成本。针对这一问题,本文阐述通过对接转站原有的流程进行改造,可以在很大程度上改善这一问题。     

塔河油田抽油机井抽油杆断脱原因分析及治理对策研究

近年来抽油杆断脱成为塔河油田抽油机井检泵作业的主要因素,严重影响了正常生产,造成大量经济损失。分析认为,泵挂深造成的疲劳损伤以及硫化氢腐蚀是造成抽油杆断脱的主要原因,同时管理不健全以及机械损伤也是原因之一。针对原因分析,结合现场实际,提出了几项防治抽油杆断脱的技术对策。     

井眼轨迹对杆、管偏磨的影响

管、杆偏磨一直以来是第一采油厂第七油矿503队抽油机检泵率的主要原因之一,截至2010年8月31日,我队抽油机井检泵共16口,其中因偏磨检泵10口,偏磨是我队检泵的主要原因。本文分析了井眼轨迹对管、杆偏磨的影响,并提出相应的防偏磨措施。     

当前石油企业物资管理存在的问题及解决对策探析

随着石油企业改革的深化,石油企业一方面不断的发展,市场也越来越广阔;另一方面,石油企业面临的急需解决的问题也越来越多。而石油企业物资的有效化管理,资源的优化性配置对于提高石油企业的经济效益有着极其重要的作用。     

油管电加热技术在榆树林油田的应用

榆树林油田尚9、树103及树127区块原油粘度相对较高,导致生产过程中极易卡泵,严重影响了机采井正常生产。本文分析了影响稠油井正常生产的主要因素,对应用的化学降粘、物理降粘及油管电加热降粘等方式进行了综合对比,指出油管电加热技术是解决稠油问题有效方法,并提出改进方向。     

通过化学分析确定机采井热洗时间的探讨

目前,第二采油厂油田开发处于高含水期,采出液的性质由原来的油包水转变成水包油,物性的转变势必带来机采井的日常管理参数的改变。机采井热洗时间一般在6-7h、压力4-5MPa、温度90℃以上,对于特殊井(憋压井)洗井时间有的会更长,可能达到12-18h。即使这样,对于洗井效果还不明确。但由于理论水平的局限,难以准确分析探讨,缺乏一定可信度。所以本文通过对机采井热洗时,原始热洗液(中转站掺水)作为洗进样,井口洗出液(每半小时取一次)作为洗出样,进行化学分析来验证热洗井的效果。