电潜泵井停井原因诊断与处理对策

摘要：电潜泵采油是为适应经济有效地开采地下石油而逐渐发展起来日趋成熟的一种人工采油方式。它具有排量扬程范围大、功率大、生产压差大、适应性强、地面工艺流程简单、机组工作寿命长、管理方便、经济效益显著的特点。随着油田的持续开发，由于某些不确定因素造成电潜泵频繁停泵，从而影响了电潜泵高效率的发挥，降低了原油产量，同时造成海上作业成本大幅度上升。在对电潜泵井非故障停产进行大量调查研究的基础上，分析了造成电潜泵非故障停泵失效的主要原因，并提出了防止电潜泵井非故障停产的对策。

关键词：油田；电潜泵；非故障停产；原因分析；防止；对策

前言

电潜泵是由多级叶导轮串接起来的一种电动离心泵，除了其直径小长度长外，工作原理与普通离心泵没有多大差别，其工作原理是：当潜油电机带动泵轴上的叶导轮高速旋转时，处于叶轮内的液体在离心力的作用下，从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮的四周，由于液体受到叶片的作用，其压力和速度同时增加，在导轮的进一步作用下速度能又转变成压能，

同时流向下一级叶轮人口。如此逐次地通过多级叶导轮的作用，流体压能逐次增高而在获得足以克服泵出口以后管路阻力的能量时而流至地面，达到石油开采的目的。表述电潜泵性能的主要参数有：额定排量Q、额定扬程（压头）H。额定轴功率P、额定效率、额定转速n

等参数。电潜泵的额定排量和效率取决于泵型，额定扬程决定于泵型和级数，额定轴功率

由额定排量和扬程确定，额定转速取决于电机结构。

油田经过10多年的开发，已进入含水上升较快阶段，该油田绝大多数油井采用电动潜油离心泵提液。随着生产时间越来越长，电潜泵井不可避免地出现了非故障停产，如何处理甚至避免电泵井的非故障停产造成的产量损失已成为采油厂上产工作的一个重点。根据对生产管理区11口作业电潜泵井调查发现，由于电缆击穿和频繁停电等非故障导致停产的井有6口，占电潜泵总停产井井次的54.5%，极大影响了生产管理区的产量。下面分析非故障停泵造成电潜泵井停产的原因及对策。

1 电潜泵井停产原因分析

1.1出砂导致电潜泵井非故障停产

据资料，油田油井含砂呈上升趋势，出砂电潜泵井所占比例由21%上升至

煤层气排采技术规范

煤层气企业标准煤层气井排采工程技术规范 (试行) 2008-08-18发布2008-08-18实施

煤层气企业标准煤层气井排采工程技术规范 1范围本标准规定了煤层气井排采工程施工过程中各工序的技术标准，包括排采总体方案的制定、泵抽系统、排采设备及地面流程的安装、场地标准、下泵作业、洗井、探冲砂、资料录取、分析化验、总结报告编制等技术要求。本标准适用于煤层气井的排采作业工程。 2引用标准下列标准所包含的条文，通过对标准的引用而成为本规范的条文。中联煤层气有限责任公司煤层气井排采作业管理暂行办法 SY/T 5587.6-93 油水井常规修井作业起下油管作业规程 SY/T 5587.7-93 油水井常规修井作业洗井作业规程 SY/T 5587.16-93 油水井常规修井作业通井、刮削套管作业规程 SY/T 5587.5-93 油水井常规修井作业探砂面、冲砂作业规程 SY/T5523-92 油气田水分析方法 SY/T6258-1996 有杆泵系统设计计算方法

3 排采总体方案的制定 3.1基本数据 3.1.1钻井基本数据钻井基本数据包括地理位置、构造位置、井别、井型、施工单位、目的层、开钻日期、完钻日期、完井日期、钻井周期、完钻井深、完钻层位、最大井斜、井深、方位、人工井底、补芯高。 3.1.2完成套管程序完成程序包括套管规范、下深、钢级、壁厚、水泥返高、固井质量、短套管、油补距。 3.1.3煤层深度、厚度及射孔井段 3.1.4解吸/吸附分析成果包括含气量、含气饱和度、临界压力 3.1.5注入/压降测试及原地应力测试数据包括渗透率、表皮系数、储层压力、压力梯度、研究半径、煤层温度、闭合压力、闭合压力梯度、破裂压力等。 3.2 排采总体方案 3.2.1排采目的 3.2.2排采目的层及排采方式 3.2.3排采设备及工艺流程设计 3.2.4排采周期 3.3工艺技术要求 3.3.1动力系统 3.3.2抽油机 3.3.3泵挂组合

发动机常见故障分析与处理

发动机常见故障分析与处理一、故障分类：发动机控制电路故障，发动机自身故障，其它外部故障。排除故障思路：原则上先排除控制电路故障——再排除发动机自身故障——后排除其它外部故障。二、常见故障现象及分析处理（以下疏理的是针对不同故障现象可能的原因，编者尽量按照排查故障的思路流程按照顺序罗列，考虑到不同检修人员的技术能力和对不同大机的熟悉程度等因素，仅为检修人员提供参考的流程）： 1、启动困难或不能启动。（电气控制的原因见电气故障，这里不再叙述）原因分析及处理：（前五项为操作人员自己可查，后面的需要经过发动机专业培训的人员进行检查） A、环境温度过低。处理：对燃油箱安装预热装置；更换燃油；检查预热火花塞状况。 B、电瓶无电或电瓶损坏。处理：给电瓶充电或更换新电瓶。 C、启动电机故障。原因：启动电机无动作，检查启动电机是否得电，如不得电，则检查或检查外部控制电路是否有电压进入，如得电，检查启动电机连线是否松动或锈蚀（电压标准：24V的电压测量应不低于22.18v）。启动电机仍然无动作，判断启动电机损坏。处理：启动电机一般损坏的原因可能是电磁阀损坏或电机碳刷磨损，修理或更换启动电机。现场临时应急处理启动电机损坏故障方法：手动拉起停机电磁阀开启；采用连接线或长螺丝刀连接启动电机的电磁离合器控制线桩头和电源线桩头2~3秒，带动发动机启动后立即断开（此方法操作不当对发动机有一定的伤害，为应急情况下使用）。 C、燃油不足导致无法吸上燃油或燃油质量及燃油供油管路问题。处理：⑴、检查油位并检查油箱排气孔是否堵塞造成吸油不到位。⑵、检查管路有否漏气情况。 ⑶、检查管路有无脏污。⑷、燃油滤芯的密封圈是否损伤，配合是否正确。⑸、燃油软管是否有损伤、老化和折叠现象。⑹、柴油管中空心螺丝的铜垫是否变形。 ⑺、柴油滤芯是否脏污。

抽油机运行故障成因分析及解决对策

抽油机运行故障成因分析及解决对策发表时间：2019-12-16T14:41:59.527Z 来源：《科学与技术》2019年第14期作者：杨光彦李洪波郝磊 [导读] 抽油机井长期处于野外生产，会加速抽油机井的老化，摘要：抽油机井长期处于野外生产，会加速抽油机井的老化，抽油机井故障会越来越频繁，抽油机井不能正常生产甚至停产的现象时有发生，一方面影响了油井的生产时率，影响原油产量，另一方面故障严重时会出现安全隐患，为维修人员和生产人员安全造成威胁。在这种情况下，要加强对抽油机井故障的分析和管理，提高对抽油机井故障的防范能力，制定故障的应对措施，为抽油机井的高效运行、安全生产提供有效的技术支持。本文在抽油机井常见故障分析的基础，提出并实施了相应的措施，取得了良好的效果。关键词：游梁式抽油机；故障分析；防范能力；治理措施游梁式抽油机长期处于野外运转，生产环境比较恶劣，抽油机及各部件会出现不同程度的老化现象，设备故障会越来越频繁，影响了油井的正常生产，严重时甚至会引发翻机等安全事故。因此，如何提高抽油机开采过程中的生产安全管理质量是油田干部职工十分重视的工作。本文分析了抽油机生产过程中常见的几类故障，提出并实施了相应的治理对策，取得了良好的效果。 1抽油机故障成因分析 1.1机组能正常运作生产的故障分析 1.1.1泵排量低或不出液。该故障可能的形成原因有：转向错误；地层供液短缺或选泵不合理；地面管线被异物堵塞；泵吸入口堵塞，出油管破裂；泵或分离器轴被折断，泵杨程不够或动液面太低；油粘度过高导致进入泵流速降低或者单流阀堵塞阻碍井液举升。该故障出现时，机组在短时间内仍可以正常运转。 1.1.2机电运行电力偏高。该故障形成的原因此昂对比较单一，主要是机组下在弯曲井段，泵偏磨、电压不足、互感器变比发生错误、机组部分设备损坏、井液粘度或密度过大以及井液中泥沙过多都因素引起的。 1.1.3运行电流不平衡。当供电电压不稳定、电机直流电阻不平衡、抽油机井含气量超标、机组设备损坏等原因都可能导致运行电流不平衡。 1.2机组不能运转生产的故障 1.2.1机电不能启动运转。机电不能正常运转通常都是由以下问题引起的：启动按钮未按到底，开关组件之间接触不良；微动开关不到位；电源被强行中断或者根本没有通电；控制柜线路出现故障；设调电压不足；电缆或点击绝缘性能被破坏出现漏电。此外，井下机组设备故障、油稠粘度超标、死油过多也可能出现该故障。 1.2.2过载停机。当过载电流设置不合理、偏载运行、泵的轴功率增大、电机、井内死油、泵内混入杂质、控制系统发生故障等问题有可能发生过载停机的问题。该过载停机会影响机组的运转生产，但危险性相对较低。 1.2.3欠载停机。欠载停机形成的主要原因是：欠载电流设置不合理、地层供液短缺、、花键套与轴分离、泵或分离器轴折断、油嘴堵塞让抽油机井蹩压等问题。欠载停机维修的危险性较大。 1.3抽油机减速箱常见问题分析 1.3.1抽油机减速箱漏油的问题减速器经常会出现漏油现象，常见的漏油方式有以下几种：最常见的是主动、从动轴头的密封处漏油，尤其是主动轴密封圈处漏油最为严重、减速器合箱面处漏油、减速器油窗、放油孔处漏油以及减速器箱体底部漏油。 1.3.2抽油机减速箱齿轮损坏问题减速箱齿轮出现断齿、齿轮非正常磨损、齿面点蚀以及齿面剥落等损坏是原油现场最常见的故障问题，这些故障产生的原因有的和材料质量有关系、有的是使用手段以及原油的质量等。 1.3.3减速箱出现串轴现场抽油机减速箱多采用分流式人字齿轮进行传动的，减速箱出现串轴的问题均是由输入轴串动引发的。造成输入轴串动的原因大体上由以下几种情况造成的：输入轴发生轴向串动的原因是在于动齿轮相对于中间轴产生了轴向传动，根本在于动齿轮与中间轴配合的过盈量不够；输出轴上从动齿轮和中间轴加工制造的时候规格偏斜；中间轴和输出轴上从动齿轮螺旋角出现误差造成串轴的发生。 1.3.4减速箱出现轴承损坏的问题轴承间隙调整不当致使输出轴受到的径向力大，导致减速器轴承损坏。这也是轴承损坏多发生在输出轴上的原因。 2降低抽油机故障措施 2.1欠载停泵再启动当抽油机井发生欠载停泵时，按照下面的流程尝试重新启动机组：发生欠载时，立刻测取机组工作液面；测取电机机组三相直阻与对地之间的绝缘性，如果是三相直阻不平衡，对地绝缘为零，说明是电机或井下电缆出现了故障，就准备检泵；如果三相直阻正常，对地绝缘不是零，重新启动泵；确认地面流程，如果所测欠载液面在３００ｍ以下，则采取环空补液，如果欠载液面在３００ｍ以上，１ｈ后变频３０ＨＺ拖带重新启动。 2.2抽油机井过载停泵再启动如果抽油机井因为过载停泵，再次启动的难度就比较大，这时就要对抽油机井的相关动、静态因素进行分析，进行调试后再尝试启动泵。主要流程：测取油套环空液面；观察检查电潜泵控制柜的工作情况，测取电机机组三相直阻与对地之间的绝缘性，如果是三相直阻不平衡，对地绝缘为零，就准备检泵，如果三相直阻和对地绝缘性都没有问题，则准备再次启动程序；以上操作都不能解决问题时，检查井口地面流程是否出现漏洞。 2.3电流不平衡故障停泵再启动电流不平衡导致停泵处理的危险性较大，通常需要由专业的电工人员对电潜泵面控制设备的运转情况进行诊断。在排除了地面控制设备存在的故障问题，确认机组电流的工作情况后再重新启动程度。 2.4生产动态异常情况处理当生产出现异常时，根据相关的动、静态参数的变化就可以判断机组的工作情况。例如当抽油机井电流下降时，就很可能出现欠载停

油田开发生产动态分析的内容

油田开发生产动态分析的内容 A、注水状况分析 1）分析注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。 2）分析分层配注的合理性，不断提高分层注水合格率。 3）搞清见水层位、来水方向。分析注水见效情况，不断改善注水效果。 B、油层压力状况分析 1）分析油层压力、流动压力、总压降变化趋势及其对生产的影响。 2）分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在较高水平上。 3）搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。 C、含水率变化分析 1）分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提高控制含水上升的有效措施。 2）分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系、确定其合理界限。 3）分析注入水单层突进、平面舌进、边水指进、底水锥进对含水上升的影响、提出解决办法。 D、油田生产能力变化分析 1）分析采油指数、采液指数变化及其变化原因。 2）分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。 3）分析自然递减变化及其对油田生产能力的影响。 4）分析增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。 5）分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。油藏工程名词解释地质储量 original oil in place 在地层原始状态下，油(气)藏中油(气)的总储藏量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下具有工业开采价值并能获得经济效益的地质储量。表外储量是在现有技术经济条件下开采不能获得经济效益的地质储量，但当原油(气)价格提高、工艺技术改进后，某些表外储量可以转为表内储量。探明储量 proved reserve 探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的地质储量，在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得经济效益的可靠储量。探明储量是编制油田开发方案、进行油(气)田开发建设投资决策和油(气)田开发分析的依据。动用储量 draw up on reserves 已钻采油井投入开采的地质储量。水驱储量 water flooding reserves 能受到天然边底水或人工注入水驱动效果的地质储量。损失储量 loss reserves 在目前确定的注采系统条件下，只存在注水井或采油井暂未射孔的那部分地质储量。单井控制储量 controllable reserves per well 采油井单井控制面积内的地质储量。可采储量 recoverable reserves 在现有技术和经济条件下能从储油(气)层中采出的那一部分油(气)储量。剩余可采储量 remaining recoverable reserves

第七章注采井组动态分析

第七章注采井组动态分析注采井组动态分析是在单井动态分析的基础上进行的。单井动态分析基本上以生产动态分析为主。而井组动态分析则是生产动态分析和油藏动态分析并重的分析内容。注采井组的划分是以注水井为重心，平面上可划分为一个注采单元的一组油水井。井组分析的核心问题是在井组范围内找出注水井合理的分层配水强度。在一个井组中，注水井往往起主导作用，它是水驱油动力的源泉。从油井的不同的变化可以对比出注水的效果。因此，一般是先从注水井分析入手，最大限度地解决层间矛盾，在一定程度上调解平面矛盾，改善层内矛盾，也就是说井组分析以找出和解决三大矛盾为目标。来改善油井的生产状况，提高油田的注采管理水平。本章所要讲的主要内容是：油田注水开发的“三大矛盾”，注水井的分析，井组动态分析的内容、方法、步骤、及井组动态分析的案例。第一节注水开发的三大矛盾当注水开发多油层非均质的油田时，由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均一性，注入水就沿着高渗透层或高渗透区窜流。而中低渗透层或中低渗透区却吸水很少，从而引起一系列矛盾，归纳起来主要有三大矛盾。一、注水开发的三大矛盾 1．层间矛盾层间矛盾就是高渗透性油层与中、底渗透性油层在吸水能力、水线(油水前缘)推进速度等方面存在的差异性，是影响开发效果的主要矛盾，也是注水开发初期的根本问题。生产开发中，高渗透油层由于渗透率高，连通性好，注水效果明显，表现为产油能力高，担负全井产量的大部分。中、底渗透性油层则由于渗透率底，连通性差，表现为产油量底，生产能力不能充分发挥。这样在油井中出现了层间压差。图7-1层间矛盾示意 256

257 在注水井中，高渗透层吸水能力强，可占全井吸水量的30%~70%以上。水线前缘很快向生产井突进，形成单层突进，如图7-1所示。因此，渗透率高、连通好的油层，由于注得多，采的多，生产井很快见到注水效果，含水很快上升。高渗透油层见效及见水后，地层压力和流动压力明显上升，形成高压层，严重的干扰中、低渗透层的工作，致使这些层少出油或不出油，全井产量递减很快，含水上升。因而能否使层间矛盾获得较好的解决，使油井能否长期稳定生产，油田能否获得较高采收率的关键所在。层间矛盾的表现：注水井转注后，高渗透层见效快，初期高产继而含水，并快速上升，直至水淹，从吸水剖面上看，表现为高渗透层大量吸水，吸水强度明显地比低渗透层大，从产出剖面上看，对应层的产液量，明显地高于其它层。随着注水时间的增长，水淹程度的提高，层间矛盾会越来越大，其原因，是高渗透层通过长期注水冲刷，其胶结物越来越少，渗透率也随之越来越高，甚致增加数10倍，如中原油田文25块的S=下42层的原始渗透率只有0.4μm 2左右，经过长期注水冲刷后，目前个别地方的渗透率可达2μm 2以上。层间矛盾的形成主要是油层的厚度、沉积物、沉积环境，沉积的时间的不同，造成了各层的物性和渗透率的不同。而形成了层间矛盾。表示层间矛盾的参数，用单层突进系数。即：多油层油井内渗透率最高的油层的渗透率与全井厚度权衡平均渗透率的比值。率油井厚度权衡平均渗透油井中单最高渗透率单层突进系数＝ n n n h h h k h k h k h +++++ 212211率＝油层厚度权衡平均渗透式中：h 1、h 2……h n ——为各单层有效厚度； k 1、k 2……k n ——为各单层渗透率。单层突进系数越高说明层间矛盾越严重。 2．平面矛盾由于油层渗透率在平面上分布的不均一性，以及井网对油层各部分控制不同，使注入水在平面上推进不均匀，油水前缘沿高渗透区呈舌状窜入油井，形成“舌进”如图7-2所示。图7-2 局部舌进示意

常规油田生产动态分析

1、动态分析模板共分单井动态分析、井组动态分析、区块（单元）动态分析等三个部分。 2、分析层次：动态分析人员日常工作主要侧重于单井动态分析、井组动态分析；阶段分析主要侧重于区块（单元）动态分析。（图表模板参考《吐玉克油田2011年度调整方案》）单井动态分析模板一、收集资料 1、静态资料：主要包括油井所处区块、构造位置、开采层段（层位、层号）、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。 2、动态资料：日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、对应注水井注水量及注水压力、气油比等。 3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。 4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管

柱组合及井下工具、井身结构（井身轨迹）等。二、分析内容 1、日产液量变化； 2、综合含水变化； 3、日产油量变化； 4、压力变化（静压、流压、生产压差）变化； 5、气油比变化； 6、对应注水井注水能力变化； 7、深井泵工作状况； 8、措施效果评价等。 ——单井生产曲线：日产液、日产油、含水、流压（动液面）、气油比、措施备注采油井生产曲线注水井生产曲线

三、分析步骤 1、概况 2、生产历史状况（简述） 3、主要动态变化首先总体上阐述油井日产液量、日产油量、含水、气油比、压力等变化状况，其次依次分析以下内容。日产液量变化 3.1.1变化态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的变化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。判定变化的标准（该标准可以根据本油田的具体情况自行确定）为：日产液量大于50t，波动幅度在±8％；日产液量在30-50t之间，波动幅度在±12％；日产液量在10-30t之间，波动幅度在±20％；日产液量小于10t，波动幅度在±30％；如果日产液量及变化处于上述区间的可以判定日产液量运行平稳；高于变化幅度可以判定产液量呈上升态势；如低于变化幅度则判定日产液量呈下降态势。 3.1.2日产液量变化原因分析日产液量上升的主要原因有： ①油井工作制度调整； ②对应油井注水见效；

电潜泵各组成部分作用

一、电潜泵采油是为适应经济有效地开采地下石油而逐渐发展起来日趋成熟的一种人工采油方式。它具有排量扬程范围大、功率大、生产压差大、适应性强、地面工艺流程简单、机组工作寿命长、管理方便、经济效益显著的特点。二、电潜泵工作原理电潜泵是由多级叶导轮串接起来的一种电动离心泵除了其直径小长度长外工作原理与普通离心泵没有多大差别当潜油电机带动泵轴上的叶导轮高速旋转时处于叶轮内的液体在离心力的作用下从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮的四周由于液体受到叶片的作用其压力和速度同时增加在导轮的进一步作用下速度能又转变成压能同时流向下一级叶轮入口。如此逐次地通过多级叶导轮的作用流体压能逐次增高而在获得足以克服泵出口以后管路阻力的能量时而流至地面达到石油开采的目的。三、性能参数额定排量Q、额定扬程压头H、额定轴功率P、额定效率η、额定转速n等参数。电潜泵的额定排量和效率取决于泵型额定扬程决定于泵型和级数额定轴功率由额定排量和扬程确定额定转速取决于电机结构。电潜泵采油系统由井下和地面两大部分组成一、井下系统组成及作用电潜泵井下系统主要由电机、潜油泵、保护器、分离器、测压装置、动力电缆、单流阀、测压阀泄油阀、扶正器等组成。 1、电潜泵电机是电潜泵机组的原动机一般位于最下端。它是三相鼠笼异步电机其工作原理与普通三相异步电机一样把电能转变成机械能 2、保护器位于电机与气体分离器之间上端与分离器相连下端与电机相连起保护电机作用。其基本作用有以下四个方面密封电机轴动力输出端防止井液进入电机保护器充油部分允许与井液相通起平衡作用平衡电机内外腔压力容纳电机升温时膨胀的电机油和补充电机冷却时电机油的收缩和损耗的电机油通过其内的止推轴承承担泵轴、分离器轴和保护器轴的重量及泵所承受的任何不平衡轴向力起连接作用连接电机轴与泵分离器轴连接电机壳体与泵分离器壳体。保护器的种类很多从原理上可以分为连通式保护器、沉淀式保护器和胶囊式保护器等三种 3、分离器位于潜油泵的下端是泵的入口其作用是将地层流体中的自由气分离出来以减少气体对泵的排量、扬程和效率等特性参数的影响和避免气蚀发生。按不同的工作原理可将其分为沉降式重力式和旋转式离心式 4、潜油泵为多级离心泵包括固定和转动两大部分。固定部分由导轮、泵壳和轴承外套组成转动部分包括叶轮、轴、键、摩擦垫、轴承和卡簧。电潜泵分节节中分级每级就是一个离心泵潜油泵按叶轮是否固定分为浮动式、半浮动式和固定式三种。 5、单流阀作用是保持足够高的回压使得泵在启动后能很快在额定点工作防止停泵后泵以上流体回落引起机组反转脱扣便于生产管柱验封。一般安装在泵出口12根油管处采用标准油管扣于上下油管连接。 6、泄油阀一般安装在单流阀以上12根油管处它是检泵作业上提管柱时油管内流体的排放口以减轻修井机负荷和防止井液污染平台甲板和环境。泄油阀目前有两种投棒泄流、投球液力泄流。前者用于稀油和高含水稠油井比较合适用于稠油井泄油成功率低后者可以重复使用用于低含水稠油更好成功率高。二、地面部分组成配电盘变压器控制柜接线盒电潜泵管柱电潜泵“Y”管柱无分采要求的生产井主要用于地层压力低的生产无分采要求的生产井主要用于地层压力低的生产井或油田生产中晚期井或油田生产中晚期优点管柱结构简单油井出砂容易处理优点管柱结构简单油井出砂容易处理YY99--5/8 5/8 ?0?1?0?1套管内径满足将生产管柱和机组同时套管内径满足将生产管柱和机组同时下入下入 YY 型接头的外径型接头的外径210mm210mm该图为典型的高压油气井管柱当油井具备自该图为典型的高压油气井管柱当油井具备自喷能力后可以通过停电泵、捞喷能力后可以通过停电泵、捞YY堵后直接自堵后直接自喷生产喷生产YY99--5/8 5/8 ?0?1?0?1套管内径满足将生产管柱和机组同时套管内径满足将生产管柱和机组同时下入下入 YY型接头的外径型接头的外径210 210 216216mmmm无分采要求的生产井主要用于地层能量较高、具有自无分采要求的生产井主要用于地层能量较高、具有自喷能力的生产井。当油井具备自喷能力后可以通过停喷能力的生产井。当油井具备自喷能力后可以通过停

变电站常见故障分析及处理方法

变电站常见故障分析及处理方法变电所常见故障的分析及处理方法一、仪用互感器的故障处理当互感器及其二次回路存在故障时，表针指示将不准确，值班员容易发生误判断甚至误操作，因而要及时处理。 1、电压互感器的故障处理。电压互感器常见的故障现象如下：（1）一次侧或二次侧的保险连续熔断两次。（2）冒烟、发出焦臭味。（3）内部有放电声，引线与外壳之间有火花放电。（4）外壳严重漏油。发现以上现象时，应立即停用，并进行检查处理。 1、电压互感器一次侧或二次侧保险熔断的现象与处理。（1）当一次侧或二次侧保险熔断一相时，熔断相的接地指示灯熄灭，其他两相的指示灯略暗。此时，熔断相的接地电压为零，其他两相正常略低；电压回路断线信号动作；功率表、电度表读数不准确；用电压切换开关切换时，三相电压不平衡；拉地信号动作（电压互感器的开口三角形线圈有电压33v）。当电压互感器一交侧保险熔断时，一般作如下处理：拉开电压互感器的隔离开关，详细检查其外部有元故障现象，同时检查二次保险。若无故障征象，则换好保险后再投入。如合上隔离开关后保险又熔断，则应拉开隔离开关进行详细检查，并报告上级机关。若切除故障的电压互感器后，影响电压速断电流闭锁及过流，方向低电压等保护装置的运行时，应汇报高度，并根据继电保护运行规程的要求，将该保护装置退出运行，待电压互感器检修好后再投入运行。当电压互感器一次侧保险熔断两相时，需经过内部测量检查，确定设备正常后，方可换好保险将其投入。（2）当二次保险熔断一相时，熔断相的接地电压表指示为零，接地指示灯熄灭；其他两相电压表的数值不变，灯泡亮度不变，电压断线信号回路动作；功率表，电度表读数不准确电压切换开关切换时，三相电压不平衡。当发现二次保险熔断时，必须经检查处理好后才可投入。如有击穿保险装置，而B相保险恢复不上，则说明击穿保险已击穿，应进行处理。 2、电流互感器的故障处理。电流互感器常见的故障现象有：（1）有过热现象（2）内部发出臭味或冒烟（3）内部有放电现象，声音异常或引线与外壳间有火花放电现象（4）主绝缘发生击穿，并造成单相接地故障（5）一次或二次线圈的匝间或层间发生短路（6）充油式电流互感器漏油（7）二次回路发生断线故障当发现上述故障时，应汇报上级，并切断电源进行处理。当发现电流互感器的二次回路接头发热或断开，应设法拧紧或用安全工具在电流互感器附近的端子上将其短路；如不能处理，则应汇报上级将电流互感器停用后进行处理。二、直流系统接地故障处理直流回路发生接地时，首先要检查是哪一极接地，并分析接地的性质，判断其发生原因，一般可按下列步骤进行处理：首先停止直流回路上的工作，并对其进行检查，检查时，应避开用电高峰时间，并根据气候、现场工作的实际情况进行回路的分、合试验，一般分、合顺如下：事故照明、信号回路、充电回路、户外合闸回路、户内合闸回路、载波备用电源6－10KV的控制回路，35KV以上的主要控制回路、直流母线、蓄电池以上顺应根据具体情况灵活掌握，凡分、合时涉及到调度管辖范围内的设备时，应先取得调度的同意。确定了接地回路应在这一路再分别分、合保险或拆线，逐步缩小范围。有条件时，凡能将直流系统分割成两部分运行的应尽量分开。在寻找直流接地时，应尽量不要使设备脱离保护。为保证个人身和设备的安全，在寻找直流接地时，必须由两人进行，一人寻找，另一人监护和看信号。如果是220V直流电源，则用试电笔最易判断接地是否消除。否认是哪极接地，在拔下运行设备的直流保险时，应先正极、后负极，恢复时应相反，以免由于寄生回路的影响而造成误动作。三、避雷器的故障处理发现避雷器有下列征象时，

煤层气井排采工操作手册

煤层气井排采操作手册中石油煤层气公司韩城分公司

目录一、名词解释二、煤层气排采基本原则三、韩城煤层气地质特征四、韩城煤层气排采特点五、韩城煤层气井排采制度要求六、煤层气井排采资料录取要求七、排采巡井工岗位职责八、排采住井工岗位职责九、排采工作业流程十、排采设备检查保养要求十一、典型案例基础篇一：名词解释 1、煤层气：就是指在煤层内产生和赋存的天然气，其主要成分是甲烷（CH4），约占70%以上，又称煤层甲烷、煤层吸附气或煤层瓦斯，它是煤层气的一种，是一种非常规天然气。煤层气与常规天然气最大不同点就在于煤岩既是它的储集岩又是生气原岩，它是煤层煤化作用的结果。煤的储集性和煤中天然气的储集是整个成煤作用过程的结果。 2、煤储集岩石学方面的参数：主要指煤阶、煤的显微组分、煤的显微硬度。煤阶通过测定煤中镜质组反射率（R0）来确定。其余则用反光显微镜区分，同时亦可以求得割理宽度和密度。

3、煤阶：表示煤在埋藏历史中，沉积物有机质在成分和结构上经历了一系列变化，其过程称之为煤的变质作用或煤化作用。可以用多种物理和化学参数来表征煤的变质程度，常见的煤阶参数有固定碳含量、镜质组反射率、水分含量。煤阶是影响割理发育的主要因素。通常，低媒阶的煤割理不甚发育，到烟煤系列时割理发育。割理面最密集的主要发生在低挥发分烟煤煤阶附近，高于低挥发分烟煤煤阶，割理或裂缝又不发育，标本上表现为割理封闭。 4、煤岩工业分析参数：该类参数是指煤的固定碳、挥发分、灰分、水分，目的是对煤岩性能质量作出评价以及在煤储层评价中校正含气量。 5、煤显微硬度：显微镜下可识别的煤的显微组分的抗压强度。不同煤级和不同显微组分的显微硬度不同。在研究中，一般以均质镜质体的显微硬度为代表。它是用专门的显微硬度仪进行测定的。随着煤级的增高，煤显微硬度也有变化。从褐煤到超无烟煤，煤的显微硬度值是增大的；同一煤级中，当镜质组还原性增强时，煤显微硬度略微降低；同一煤样中，煤显微硬度最大值与最小值间亦存在微小差异，反映出非均一性。 6、煤层含气量：是散失气量、解析气量和残余气量之和。散失气量是指现场取出的含气煤心在装入解析罐之前释放出的气量；解析气量是指煤心装入解析罐之后解析出的气体总量；残余气量是指终止解析后仍留在煤中的那部分气量。对煤层气开采有实际意义的是散失气量和自然解析气量，两项之和占总含气量百分率越大，对煤层气开采越有利。 7、煤储层压力：是指煤层孔隙内流体所承受的压力，即通常所说的孔隙流体压力。 8、临界解析压力：临界解析压力是指在煤层降压过程中气体开始析出时所对应的压力值。可以根据临界解析压力与煤层压力了解煤层气早期排采动态，临界解析压力越接近地层压力，排水采气中需要降低的压力越小，越有利于气体降压开采，据此可为制定煤层气排采方案提供重要依据。 9、地解比：地解比是临界解析压力与原始地层压力的比值。据此比值可以预测产气高峰期到来的时间及是否可以高产。临界解析压力越接近原始地层压力，含气饱和度愈高，高产富集条件愈优越。据已勘探开发的数据，可将地解比划分为高地解比(＞

油井动态分析

油气井动态分析目录第一节直井生产动态分析 (2) 第二节水平井生产动态分析 (24) 第三节气井生产动态分析 (34)

第一节直井生产动态分析在油井动态分析中，油井流入动态特征，是指原油从油层内向采油井底流动过程中，产量与流动压力之间的变化特征，它主要决定于油藏的驱动类型和采油井底各相流体的流动状态，这种变化特征是预测油井产能、确定采油井合理工作制度以及分析油井产能变化规律的主要依据。气井的绝对无阻流量又称无阻流量，以Q AOF 表示，它是判断气井产能大小和进行气井之间产能对比的重要指标，也是确定气井合理产能的重要依据。气井的绝对无阻流量定义为：当气井生产时势井底流动压力降为一个绝对大气压（即无井底回压）时，气井的最大潜在理论产量。实际生产时，气井的绝对无阻流量是不可能达到的。它主要作为确定允许合理产量的基础。气井投产后的允许合理产量的，限定为绝对无阻流量的1/4和1/5，需要说明的是气井的绝对无阻流量，并不是一成不变的。对于定容封闭消耗气藏来说，它随气藏压力的降低而减小，有效的增产措施也会提高气井的绝对无阻流量。因此，需要根据气井的生产动态和压力、产量变化情况，结合地层压力的测试，不失时机地进行气井绝对无阻流量的测试，以便调整气井的合理产量。一、生产指数和IPR 1、生产指数：通常用生产指数J 表示油井的生产能力，生产指数J 定义为产量与生产压差之比。 P Q P P Q J o wf r o ?=-= 1 o Q ——原油产量，bbl/d ； J ——生产指数，bbl/(d.psi)； r P ——油井泄油区的平均压力（静压）；psi ； wf P ——井底流压，psi ；P ?——压差，psi 。

煤层气井排采制度探讨总结

煤层气井排采制度探讨总结 1、稳定生产阶段。这一阶段储层特性将决定气、水产量和生产时间。此时环空液面应低于生产层，而且井口压力应接近大气压。随着排采的进行，压力的下降，在近井地带形成一个很小的低含水饱和区，有助于解吸气体流人井筒。此时，生产制度平稳，不要频繁更换油嘴改变生产压差。尽管在开始排采的前几周，产气量较低，达不到设计产量，但从长远的观点看，有助于保证今后生产的正常进行，减少故障发生。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 2、当储层压力接近解吸压力时要特别注意，这时易产生一个突变，一般表现为气产量突然增大，套压增大，有时气会将环空水带出，造成环空液面突然下降。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 3、由于继续排水，液面缓慢下降，同时逐步加大油嘴使套压降低，减小套压利于储层中更多的水进入井筒并疏干井筒附近的水，目的是在环空液面降低到泵的吸人口后，地面压力长期保持在正常工作的范围(O.05～0.1MPa)。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 4、加大油嘴直径，套压下降，产气量上升；反之，减小油嘴直径，套压上升，产气量下降。一般油嘴直径为3～7mm，套压不低于0.05MPa。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 5、对产水量大的井，需长期的排采才能使压力逐步下降，不可能在很短时间内将液面降低到要求的范围。因此，有些供液能力强的井，需要一个很长的排采周期。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 6、检泵时最好不洗井,一旦需要检泵，在砂面不埋煤层的情况下最好不要洗井，如必须洗井，最好用煤层产出的水，这样可防止煤层污染。另外，尽量缩短检泵作业时间，可缩短恢复产气的时间。检泵后，排采降液仍需一个缓慢的过程，切不可降液幅度太大，急于产气。（任源峰.煤层气排采中的技术管理[J].油气井测试，2003,12（5）：66-68.） 7、排采流压的控制依靠控制液面来实现，要及时调整排采工作制度，使环

常见故障分析与处理汇总

柴油机常见故障分析与处理 1．预防故障的发生和防止事故的进一步扩大。 2．进行正确的应急故障处理，减少机破和临修事故。一、甩车的有关问题（一）甩车目的（1）检查柴油机是否有异音；（2）检查各缸燃烧室内是否有积存的油和水。（二）甩车步骤（三）甩车时，有水从示功阀排出 1．故障后果：（1）造成机油乳化。（2）水量达到一定程度时，造成“水锤”，导致有关部件破损。 2．原因分析与判断处理：（1）甩车时多个气缸存在该现象。 ①机车停放在露天，遇大雨，雨水从排气系统进入燃烧室；此种情况甩完车后可正常起机投入运用。 ②甩车后起机，如水箱水位有下降趋势且排烟为白色，可能是中冷器水管裂漏，此时应打开机体进气稳压箱排污阀进一步确认(有水流出）。如要暂时运用，必须开着该阀。（2）甩车时个别气缸存在该现象，且起机后水箱水位出现不正常的升高，（称虚水位），一般为气缸盖火力面裂漏或气缸套穴蚀穿透。采用逐缸停缸法进一步确认。如要暂时运用，应使该缸喷油泵供油齿条维持在停油位。（四）甩车时，机油从示功阀排出 1．故障后果：（1）机油消耗量增大。（2）机油参与燃烧，造成有关零部件气门、喷油器等表面积碳、磨损增大等，引起柴油机排温高，排气总管发红，增压器喘振，柴油机经济性能下降。（3）机油量达到一定程度时，造成“油锤”。 2．原因分析与判断处理：（1）甩车时多个气缸存在该现象。 ①增压器油腔内机油漏入压气机腔，随进气系统到燃烧室内。 a．进入增压器油腔的机油压力超高； b．增压器转子轴损坏油封； c．增压器回油道不通畅。进一步确认：增压器压气机出口法兰面有漏油现象或打开增压器蜗壳下面的螺堵有淌机油现象。 ②机体主油道与进气稳压箱之间隔板漏焊、开焊。上述①②情况时，如需暂时运用，必须开着进气稳压箱排污阀。 ③活塞刮油环装反。（2）甩车时个别气缸存在该现象。 ①气缸盖顶部机油漏入燃烧室。 a．喷油器体与气缸盖座孔间密封不良，机油经相应座孔间漏入，橡胶密封圈和紫铜密封垫

气井动态分析模板教学提纲

气井动态分析模板

气井动态分析 2009年动态分析模式一、气井生产阶段的划分 1、生产阶段的时间划分（1）从XXX到XXX是什么阶段。（2）从XXX到XXX是什么阶段。 2、生产阶段划分描述（1）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。（2）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。二、气井异常情况分析处理 1、异常类型判断（1）从XX到XX是XX故障。（2）从XX到XX是XX故障。 2、异常现象描述（1）异常1：XXX，是由XX故障引起的。（2）异常2：XXX，是由XX故障引起的。 3、建议处理措施（1）异常1：XXX处理。（2）异常2：XXX处理。三、气井工艺选择 1、XXXX。 2、XXXX。

3、XXXX。四、计算解：依据公式：XXX。带数据结果。答：XXXXXXXXXXX。 2012年动态分析模式一、获取数据生产采气曲线（EXCEL表格内） 1、获取数据与原表保持一致。 2、采气曲线生产。曲线个数和题目保持一致。油套压在1个坐标系内。二、气井异常情况分析处理三、气井工艺选择四、计算生产阶段的划分无水气井（纯气井）：净化阶段，稳产阶段，递减阶段。气水同产井：相对稳定阶段，递减阶段，低压生产阶段（间歇、增压、排水采气）气井异常情况

一、井口装置 1、故障名称：井口装置堵现象描述：套压略有升高；油压升高；产气量下降；产水量下降；氯离子含量不变。处理措施：（1）没有堵死时：注醇解堵。（2）堵死：站内放空，井口注醇解堵。 2、故障名称：井口装置刺漏现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量下降（刺漏点在流量计前）；产水量增加；氯离子含量不变。处理措施：（1）验漏，查找验漏点。（2）维修或处理漏点。 3、故障名称：仪表仪器坏现象描述：（1）一个参数变化，仪表故障；（2）两个参数变化，传输设备故障；处理措施：（1）维修仪表。（2）维修传输设备。二、井筒 1、故障名称：（1）油管挂密封失效。（2）油管柱在井口附近断裂。现象描述：套压等于油压；产气量略有上升；产水量不变；氯离子含量不变。处理措施：（1）检查处理油管挂密封装置。

井组动态分析

井组动态分析试题一单位：姓名：成绩：分动用小层、厚度、渗透率、射孔情况分析储层特征及射孔动用情况分析：（5分）从储层动用的厚度、地层渗透性情况分析看：平面上厚度从南到北由厚变薄，渗透率呈高到低，纵向上层内差异大，Ⅰ6层的61大于62小层，Ⅰ7层的72大于71小层。62小层厚度较薄、渗透性差，油井全部射开动用，注水井未射孔注水，层内层间矛盾加剧。二、开发生产情况 1、利用天然能量弹性水驱开采（2001年1月-2004年12月）：此阶段投入生产井6口，01年井口产油1.325万吨，原油输差3.5％；02年井口产油1.215万吨，原油输差4.5％；03年井口产油1.105万吨，原油输差5.5％；04年井口产油0.956万吨，原油输差5.8％。阶段末地层压力保持水平70％。计算下列数据，每题3分：（1）每采出1％地质储量的地层压力下降值：＝地层总压降/(核实累计产油/地质储量*100%)=（14.5-14.5*0.7）/((1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/68*100%) =0.85Mpa （2）弹性水驱产率（单位压降下的产油量）：＝核实累计产油/地层总压降＝ (1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/(14.5-14.5*0.7）=0.8007*104t/Mpa （3）弹性水驱产油量比值： =累计产油量/(地质储量*综合压缩系数*总压降）＝ (1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/(68*0.0012*(14.5-14.5*0.7))=9.8129 天然能量开采阶段能量状况的评价（6分）根据每采出1％地质储量压力下降0.85Mpa,水驱弹性产率0.8007*104t/Mpa ，弹性水驱产量比是1的9.81倍的情况看，天然能量较充足。 2、注水、采油状况分析：

LKJ常见故障分析及处理论文

L K J2000型监控装置（硬件）简单故障判断及处理方法 L K J2000型监控装置（硬件）简单故障判断及处理方法系统简介

1．防止列车线路超速。 2．防止列车冒进关闭的进站信号机。 3．防止列车冒进关闭的出站信号机。 4．防止列车溜逸。 5．防止列车以高于规定的限制速度调车作业。 6．按列车运行揭示要求控制列车不超过临时限速。车载部分系统构成主机箱之插件主机箱之插件主机箱之插件数字量输入/出插件显示器速度传感器速度传感器系统构成（地面部分）

2000型测试台 2000型转储器地面开发系统地面处理系统微机网络打印机地面处理系统结构框图 1．采用32位微处理器技术主处理器采用M C68332芯片32位数据处理能力 16M寻址范围高处理速度高速输入/出接口故障检测功能双套插件

双套C A N总线双套V M E总线模块级冗余主备机故障自动切换数据记录的同步性车载数据与地面信息结合 LKJ2000型监控装置主机对核心部件都有自检功能，其上电自检后，对每个插件的核心部件都会自检。通过观察面板指示灯的查询屏幕显示器设备状态的方法，可以很好的判断部分故障部位。利用这一功能，对简单判断、查找故障源头十分有用。但是判断的前提条件是必须确保监控主机程序正常运行。另外，装置部分插件采用表面贴技术，人工焊接需要技术娴熟的专业人员方可进行。一、监控记录插件

部分故障现象及处理方法：

二、地面信息处理插件地面信息处理插件面板指示灯的含义1A、1B、2A、2B、8B是通用的，其含义不随信号制式变化。其他几个灯随信号制式的不同，运行程序的变化而表示不同的含义。三、通信插件自检完毕以后，面板指示灯含义如下表所示：

生产动态分析内容

2.1 生产动态分析内容 2.1.1 注水状况分析 2.1.1.1 分析注水量、分层注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。 2.1.1.2 分析分层配水的合理性，不断提高分层注水合格率。 2.1.1.3 搞清油井见水层位、来水方向。分析注水见效情况，不断改善注水效果。 2.1.2 油层压力状况分析 2.1.2.1 分析油层压力（静液面）、流动压力（动液面）、压力变化趋势及其对生产的影响。 2.1.2.2 分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在合理的水平上。 2.1.2.3 搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。 2.1.3 含水率变化分析 2.1. 3.1 分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提出控制含水上升的有效措施。 2.1. 3.2 分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系，确定其合理界限。 2.1. 3.3 分析注入水单层突进，平面舌进，边水指进，底水锥进对含水上升的影响，提出解决办法。 2.1.4 气油比变化分析 2.1.4.1 分析气油比变化及其对生产的影响，提出解决办法。 2.1.4.2 分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系，确定其合理界限。 2.1.4.3 分析气顶气、夹层气气窜对气油比上升的影响，提出措施意见。 2.1.5 油田生产能力变化分析 2.1.5.1 分析采油指数（采油强度）、采液指数（采液强度）变化及其变化原因。 2.1.5.2 分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。 2.1.5.3 分析自然递减率变化及其对油田生产能力的影响。 2.1.5.4 分析油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。 2.1.5.5 分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。 2.2 油藏动态分析 2.2.1 油藏地质特点再认识 2.2.1.1 利用油田开发后钻井、测井、油田动态、开发地震等资料，对构造、断裂分布特征和油藏类型进行再认识。 2.2.1.2 应用开发井及检查井的钻井、测井、岩心分析、室内水驱油实验等资料，对储层的性质及分布规律进行再认识。 2.2.1.3 应用油田动态、不稳定试井、井间干扰实验等资料，对油藏水动力系统进行再认识。 2.2.1.4 应用钻井取心和电测资料对储层沉积相进行再认识。 2.2.1.5 应用动态资料对油藏地质储量参数进行再认识，按GBn 269规定核算地质储量。 2.2.2 层系、井网、注水方式适应性分析 2.2.2.1 利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性。 2.2.2.2 统计不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数据，分析井网的适应性。 2.2.2.3 依据油层水驱控制程度、油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资料，分析井网密度与最终采收率的关系。 2.2.2.4 应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料，分析注水方式的适应性。2.2.3 油田稳产趋势分析 2.2. 3.1 应用分年度油田综合开发数据及其相应曲线，分析油田产液量、产油量、注水量、