采配套技术范文

采配套技术范文（精选7篇）

采配套技术 第1篇

一、锅炉注汽技术

孤东采油厂共有注汽炉15台, 其中23.0t/h (17.0MPa) 注汽锅炉5台, 11.2t/h (17.2MPa) 注汽锅炉2台, 9.2t/h (17.2MPa) 注汽锅炉3台, 9.2t/h (21MPa) 亚临界高压注汽锅炉5台, 承担孤东九区、KD521、KD53、四区、KD92、新滩稠油区块及外围零星稠油井的注汽生产任务。

新建区块层薄、油稠、储层渗透性差, 注汽压力高, 采用普通锅炉注汽, 无法保证注汽质量。采用压临界锅炉, 额定注汽压力由17上升到21MPa, 在较高压力下能保持注汽干度。老区新井由于地层能量亏空, 注汽压力低, 采用普通锅炉较大注汽速度12-14t/h, 提高注汽干度。

二、井筒隔热技术

通过对2010年以来注汽两参数的测试情况来看, 在井底还有干度的有2口, 占测试总数的4.5%, 其他井平均在648米处干度为0。从干度与产量的数值模拟及稠油生产实践中, 可知, 注入油层的蒸汽干度每提高10%, 周期产量将增加300-500吨 (模拟油层厚度15米) 。因此, 要提高周期产油量, 必须提高注入油层的蒸汽干度。为提高蒸汽吞吐效果, 必须保证足够的井底干度。必须从注汽管柱加强优化, 应用隔热性能突出的管材和封隔性能良好的井下热敏封隔器, 尽量减少注汽热损失。

目前热采井注汽用的隔热管有防氢害隔热管、高真空隔热管。防氢害隔热管视导热系数较低, 注汽隔热性能好, 使用寿命长, 能满足注汽热采的要求, 现场得到了广泛应用。高真空隔热管是最新一代的高性能隔热管柱, 其视导热系数更低, 能大大提高注汽质量, 是目前加大推广应用的优质高效隔热管, 但价格较高。为确保注汽质量, 要求首选高真空隔热管。此外, 由于隔热管接箍处未采取隔热措施, 热量大量散失, 采取加隔热衬套的管柱方式。根据现场测试, 带隔热衬套的高真空隔热管注汽损失是不带隔热衬套的高真空隔热管的1/2~1/3。

三、降低注汽压力技术

孤东油田稠油区块在近年来的开发中, 发现了部分注汽高压井, 经统计表明, 共有26口, 分布在除新滩外的其它稠油区块, 这些井多为第一或二周期注汽, 采出程度低 (<0.6%) , 生产周期短 (平均生产周期<60天) , 部分井长停, 极大制约了稠油油藏的开发。统计分析表明, 油稠 (粘度>4000Mpa.s) 与泥质含量较高 (5-30%) 是造成注汽压力高两个主要因素。因此, 要加快稠油油藏的开发, 有必要针对矛盾对注汽压力高的井进行降压治理。

(1) 振动解堵注汽降压工艺

振动解堵注汽降压技术是针对稠油井注汽压力高、注汽效果差等问题提出的, 通过研制大功率井下振源, 对注汽高压井实施注汽前解堵, 达到降低注汽压力的目的。该工艺以井下大功率振源为手段, 在井下产生大功率液流冲击波, 对油层堵塞物进行松动, 同时配合相应的振动液对堵塞物进行溶蚀, 及后期反排措施, 综合作用提高解堵效果, 从而有效地降低高压井注汽时的启动压力。井下双重振源主要由主轴、滑动块、套筒及弹簧四部分组成。除此为其正常工作还配有转换接头和堵头等附件, 设计的振源结构如图所示。

2008年以来, 共实施振动解堵工艺61井次, 振动液主要为10%降粘剂或缓速酸溶液, 实施效果见下表:

实施效果表明:

a振动解堵成功率能达到60%, 基本适应现场需求;

b从振动液效果来看, 缓速酸效果好于降粘剂, 说明造成孤东地层堵塞主要是物理堵塞而不是油稠造成堵塞;

c目前解堵不见效的稠油井主要是层薄 (射孔厚度小于3m) 或地层水敏严重, 这类井建议先冷采, 待地层有一定亏空后再考虑注汽。

(2) 拌蒸汽注入化学药剂降压工艺伴蒸汽注化学药剂技术是通过研制一种可以伴蒸汽一同注入化学药剂的设备, 针对因油稠堵塞造成的高压井, 通过伴蒸汽注入降粘剂、石油磺酸盐降低原油粘度及油水界面张力, 提高蒸汽的驱替效率, 降低注汽压力;针对因粘土矿物堵塞的高压井, 通过伴蒸汽注入高温粘土防膨剂可以抑制粘土膨胀, 降低注汽压力。

2009年以来, 共采用小排量注入泵现场施工了15口井, 采用的化学药剂为降粘剂、石油磺酸盐、与高温粘土防膨剂, 降压成功7口, 成功率为46.7%, 5口井在治理前干度都为0, 注气压力15.5MPa, 且打排放, 治理后平均注气压力为15MPa, 平均注气压力下降了0.5MPa, 部分井还有了干度, 单井生产的油汽比由0.22提高到0.41。

四、结论

在深化地层认识的基础上, 突出注汽工艺配套, 深入挖掘稠油带注汽采油潜力, 提高稠油注汽效果。深入剖析单井开发简史, 建立单井增油潜力评估机制, 对注汽选井、注汽工艺、防砂方式、注汽参数、焖井时间、优化采液强度等进行综合分析, 建立完善相应的考核机制, 最大限度地提高注汽增油效果。各种注汽技术的应用, 都有一定的适应性, 需要综合了解井况, 根据每口井的不同性质, 制定相应的治理工艺, 才能起到降本增效, 最大潜力增油的效果。

参考文献

[1]程欣.分层防砂分层注汽工艺在稠油井上的应用[J].内蒙古石油化工, 2010, (12) .

[2]刘春枚.蒸汽吞吐最佳注汽参数图版研究[J].内蒙古石油化工, 2009, (16) .

[3]王争光.稠油降粘开采方法研究[J].科技资讯, 2009, (02) .

配套采气工艺技术及其应用 第2篇

由于压力会随着天然气田的开发而逐渐下降, 因此会出现气井积液等问题, 这些问题对天然气生产有重要影响, 轻则造成产气量下降, 重则造成气井生命周期严重缩短。因此, 需要采用配套采气工艺将气井积液排出, 提高天然气生产效率, 有效延长气井的生命周期, 同时缓解天然气藏量逐渐下降的问题。

一、配套采气工艺技术分析

1. 配套采气工艺技术简介

现今, 我国已结合当前的天然气开发实际情况, 加大了配套采气工艺研究力度。目前排水采气技术主要包含气举、化排和机抽等;储层改造技术以水力加砂压裂技术为主;地面管网改造技术主要包含井下节流、地面增温和高低压分输等。这些技术给天然气生产带来了极大帮助。

2. 水力压裂技术分析

一般的油田气藏有两个特点, 即产能较低和储层低渗致密, 我们需要通过改造储层来获得较高的产能, 提高动用储量。例如在某天然气田使用了压裂技术, 改造前基本没有产能, 压裂后使用油嘴改造, 支撑剂选用高强度低密度的陶粒, 返排则用气举、化排和液氮等技术, 通过使用压裂技术改造储层, 该天然气田的产能提高幅度很大, 同时改善了地层渗流条件。

提高气藏产量的重要方法之一, 就是水力压裂, 这也是目前气田改造运用较为普遍的方法, 随着天然气开采时间的延长, 气顶和气田均会出现不同程度的水淹现象, 必须运用先进的排液采气技术, 才能有效保证天然气田的采收率, 经过技术人员的研究, 形成了以化排、气举、小油管为主的气井工作制度。

3. 排液采气技术分析

(1) 小油管排液采气技术

其他条件如果相同, 气井自喷带液能力和管内径是反比例关系, 这是根据动能因子理论和垂直管流理论得到的结论;结合油气田的实际情况, 采用管柱油管结合的方法, 完全能够满足需求, 可以有效恢复老井产能。

(2) 化学排水采气技术

化学排水采气技术主要是运用发泡剂, 这种发泡剂能够减小水的密度, 从而能够通过气体将水带至地面, 达到排水的目的。发泡剂的适用性和质量对排水效果有决定性影响, 通过在油气田运用发泡剂, 达到了增加产量的目的。

(3) 气举排水采气技术

如果气井的能量不足, 就有可能产生带水困难的问题, 严重则会停产, 气举排水主要是通过注入液氮或者其他气体, 通过增加气量和压力达到带液能力的一种技术, 目前, 气举排水采气技术在我国的油气田中有广泛应用。如果气井压力不高, 产水量较大, 一般采用气举技术;而如果地层出液量较大, 而且气井能量比较高, 一般采用氮举技术。

4. 改造集输气管

如果气井储量较小, 随着开采时间的延长, 井口压力逐渐降低, 最后造成停产现象, 如果气井压力较高, 仍然无法正常生产。需要通过改造集输气管解决这些问题。

(1) 井口加温

在冬季, 气井保温效果不好、管线变径等问题, 会严重影响生产, 对于那些凝析油粘度较高、压力较高、井距长的气井, 为了使其在冬季仍能正常生产, 一般采用井口加温的方法, 主要是在井口增加水套炉。

(2) 采气工艺分期配套和气井防腐

气井的腐蚀能够造成油管断裂脱落或者穿孔的问题, 阻碍了正常生产, 要解决这个问题, 一般要使用缓蚀剂, 能够有效降低腐蚀速率, 缓解气井的腐蚀现象。由于气田的出水量、压力等指标会随着开采阶段的不同发生变化, 相应的配套采气技术也应随之变化。

二、其他气井排液采气配套技术和其特点

1. 机抽排水采气技术

自上世纪八十年代, 我国就对机抽排水采气技术进行了深入研究, 如果气井的动液面较高并且有一定产能, 则可以采用机抽排水技术, 配套的机械设备主要有深井泵、井下分离器和脱节器等。

机抽排水采气集水的原理是, 首先在油管上连接深井泵, 逐渐放至井下适当深度, 然后用地面上的抽油机将气井中的水带至地面, 气井中的压力随着液面降低而逐渐减小, 达到一定程度后, 可以将水气分离器分离。但是这种技术的缺点就是受到气液比和井深的影响较大, 主要用于后期低压井和复产水淹井等, 这种技术的配套技术仍然没有完善的解决办法。

2. 优选管柱排水采气技术

如果气井油管直径较小, 携液持续性较好, 效率较高;如果气井的油管直径较大, 虽然产量较高, 但是也会带来持续性较差的问题。所以, 一般要根据气井的实际情况, 选择合适直径的油管, 这也是优选管柱排水采气技术的主要内容。这种技术能够将气井本身能量发挥到最大, 在开采后期, 通过调整油管直径, 改善气体的携液效果。

要保证选择的油管直径合适, 就要使用数学方法, 精确的计算临界流速和流量。要保证排水的连续性, 气流流速就要接近临界数值, 而且管柱喷出气流时, 还要保证压力足够将天然气输送至管网中。运用优选管柱排水采气技术有两个注意要点, 如果气井压力小, 排水效果不好, 应采用直径较小的油管;如果气井产量高、流速大, 应选用直径较大的油管, 这样才能减少损失, 提高气井产量。

3. 射流泵排水采气技术

射流泵性质比较特殊, 主要工作原理是使用液体形成低压区, 也就是将压力转化为动能, 将井内液体吸附到喷嘴中, 最终使液体排至地面。射流泵排水采气技术不需要活动部件, 这也是优点之一, 所以这种技术用于含沙流体和腐蚀气井较为合适;可以用于高温深井, 因为射流泵能够处理高含气流体;也可用于水平井和倾斜井, 因为射流泵的结构较为紧凑。初期安装射流泵的成本较低, 并且具有灵活方便的特点, 但是需要较高的初期投资。再者, 在使用射流泵进行排水采气时, 应该注意腐蚀问题对射流泵的影响, 也就是如果暂时不使用射流泵, 应尽快收起, 不能让泵在井下停留时间过长。

结束语

综上, 对天然气田的配套采气技术进行了详尽的分析, 主要有优选管柱技术、射流泵技术、机抽排水采气技术以及小油管、化学和气举排水技术, 根据气井的实际情况, 灵活使用这些技术, 能够有效提高气井产能, 创造更大的经济效益。

参考文献

[1]朱铁, 田冬梅.配套采气工艺技术研究[J].中国化工贸易.2013, (12) :39.

[2]谭国华, 崔大庆, 梁成蔚, 杨永超, 李振江.配套采气工艺技术及其在中原油田的应用[J].天然气工业.2001, (03) :68.

采配套技术 第3篇

1.1 注蒸汽封隔器

1.1.1 K331热采封隔器。

K331热采封隔器是一种靠注汽温度座封的自封式热采封隔器。注汽结束温度下降后, 上提管柱自动解封。目前已形成适用于各种常规套管井的系列工具, 主要用于稠油蒸汽吞吐井中的稠油注蒸汽工艺。

封隔器密封腔内灌入膨胀药剂, 当温度升高时, 膨胀药剂涨开膨胀筒及胶筒, 实现密封。其结构如图所示:

1.1.2 Y331热力式封隔器。

Y331热力式封隔器主要是用于分层注蒸汽井的一种封隔器。该封隔器是通过热力使化学药剂膨胀推动液缸压缩密封件使封隔器密封。注汽结束温度下降后, 上提管柱自动解封。目前已形成适用于各种常规套管井的系列工具, 其结构如图所示:

1.1.3 QK361多级长效汽驱密封器。

QK361多级长效汽驱密封器适用于蒸汽驱及SAGD间歇注汽井, 可以长期注入蒸汽的一种封隔器。多级长效汽驱密封器在结构上主要由中心管、多级膨胀腔、液体扩张剂、支撑隔环等四部分组成。该密封器采用多腔体密封, 同时支撑环在高温和挤压作用下变形, 加强了多级长效密封器的密封效果和使用寿命。采取上提泄压的方式解封, 减少解封负荷。该密封器由于采用全金属密封, 并采用独特的软金属密封填充, 因此密封效果更好更长效。

1.2 注汽控制装置配套工具研究

辽河稠油大多为互层状油藏, 针对这类油藏常采用分层配注汽的办法来提高油藏的动用程度。在分层配注汽过程中需要应用注汽控制装置来控制各层的配注汽量。针对不同注蒸汽技术研发了四种注汽控制装置。

1.2.1 分层定量注汽阀。

在分层定量注汽工艺中, 需要先对一部分单元强制注汽, 达到注汽量后封闭该注汽单元, 改注另一单元。由于各注汽单元的注汽量是固定的, 不需要通过机械的或孔道的大小去控制或调整, 理论上注汽量不存在误差, 因此称其为分层定量注汽。在这一过程中分层定量注汽阀起到控制蒸汽流向的作用。注汽阀的原始状态为一个流道开启, 另一个流道关闭。在需要改变注汽流道时, 投入钢球堵住原开启流道, 在蒸汽压力的作用下滑套被启动, 打开原关闭流道。目前已形成适用于各种常规套管井的系列工具。

2 稠油注蒸汽开采配套技术研究

2.1 蒸汽吞吐注蒸汽开采配套技术研究

2.1.1 分层配汽工艺技术:

(1) 概况。针对油层动用程度低, 部分油层未动用是蒸汽吞吐阶段主要问题, 研制开发了分层配注汽工艺技术, 通过该项技术的实施来改进注汽井的注汽方式, 调整吸汽剖面, 改善注汽效果。分层配汽技术适用于油层渗透率错综复杂且符合射孔完井、油层井段固井质量合格、套管无重大变形、吸汽剖面资料比较明显的油井。在同一井段内将油层分成二至三个以上的油层单元, 一次注汽中同时对其进行分层配汽, 并根据各油层或各组油层的不同特性进行定量配汽。这样就实现了细分层注汽的目的, 同时也就大大平衡了油层纵向吸汽不均的矛盾。 (2) 技术原理。分层配汽技术根据油层井段内各小层的物性数据、传热特性、管柱的结构尺寸以及配汽参数, 利用分层配汽计算软件优化设计各油层合理的蒸汽注入量, 并设计相应油层的配汽器, 依靠配汽嘴的大小来调解各油层的蒸汽分配量, 它与分注封隔器一起构成分注管柱, 按油层的实际动用情况定量配汽, 使高渗透层的吸汽量受到有效、定量的限制, 中、低渗透层的吸汽量得到定量的分配, 这就大大平衡了油层纵向吸汽不均的矛盾, 提高了油层的动用程度。该技术实现一次注汽过程同时对两个或两个以上的油层单元进行注汽, 消除了各油层单元的焖井时间差问题。 (3) 技术特点:a.Y331热力式封隔器在注汽温度压力 (温度不小于230℃) 条件下, 利用蒸汽的热能自动座封。该封隔器整体上采用无卡瓦无级压缩型式, 同时具有体积小, 重量轻, 操作简单的特点。当温度降至封隔器工作温度以下时, 解封机构运动, 完成解封动作, 上提注汽管柱即可。b.在配汽器中设计均匀配汽结构, 包括对翼形涡流混流器和气动式喷管。使流经配汽器的汽液混合物, 依靠压力梯度的改变, 调整汽、液分布, 使汽液两相均匀混合注入地层, 提高了注入油层的蒸汽质量。c.分注管柱耐温350℃, 耐压17Mpa, 不动管柱有效期达到半年。 (4) 应用情况及效果评价。该技术在辽河油田的欢采、特油公司、金马油田等地应用100余井次, 施工成功率98%, 有效率98%, 增油1.5万吨。采用分层配注汽工艺技术后, 一次注汽管柱可以同时配注多个油层, 节省了作业费用;层间差异造成的油井纵向吸汽不均的现象得到明显的改善, 增加了油层的动用程度, 提高了油井的产能, 使稠油油藏的注汽开发方案更趋于合理。对于多层稠油油藏中的蒸汽吞吐开采, 提高了稠油井的蒸汽吞吐效果和油藏的阶段采收率。

2.1.2 分层定量注汽工艺技术:

(1) 概况。分层定量注汽工艺的特点是强制注汽, 先注一部分单元, 达到注汽量后封闭原注汽单元, 改注另一单元。由于各注汽单元的注汽量是固定的, 不需要通过机械的或孔道的大小去控制或调整, 理论上注汽量不存在误差, 因此称其为分层定量注汽。 (2) 技术原理。该工艺管柱适用于经多轮注汽后开发层系需要调整为由上到下或由下到上的调补层井以及具有正韵律油藏条件 (即高渗透率段位于油层底部, 经多轮吞吐后, 下部动用程度远远好于上部, 进一步开发的重点为上部油层) 的油井。分层定量注汽管柱是通过分注阀先注一个单元, 达到注汽量后再投球封闭该注汽通道, 注另一个单元。由于该工艺方式各注汽单元的注汽量是固定的, 不需要通过机械的或孔道的大小去控制或调整, 理论上注汽量不存在误差, 因此称其为分层定量注汽。该工艺的工艺管柱包括分层定量注汽I型管柱和分层定量注汽II型管柱两种。分层定量注汽工艺技术主要适用于如下地质条件:a.调补层井:从开发的角度来说, 开发层位的选择原则是由下到上, 因此调补层位 (即主力层位) 多位于上部注汽单元。b.正韵律的油藏条件:即高渗透率段位于油层底部, 经多轮吞吐后, 下部动用程度远远好于上部, 进一步开发的重点为上部油层。定量注汽II型是针对主力油层位于上部的油藏条件而设计的, 其目的是合理调整上、下注汽单元的注汽时序及焖井时间, 达到最理想的分注效果。定量注汽I型与II型所适应的油藏条件相反, 它们的配套使用对于调整稠油开采中后期层间矛盾, 充分利用注入蒸汽的热能, 改善吸汽剖面, 最终提高油藏动用程度发挥了作用。 (3) 技术特点。分层定量注汽I型管柱是针对主力油层位于下部的油藏条件而设计的, 其目的是合理调整上、下注汽单元的注汽时序及焖井时间, 达到最理想的分注效果。分层定量注汽II型管柱与分层定量注汽I型管柱所适应的油藏条件相反, II型管柱适用于主力油层位于上部的油藏。分层定量注汽I型管柱与分层定量注汽II型管柱的配套使用对于调整稠油开采中后期层间矛盾, 充分利用注入蒸汽的热能, 改善吸汽剖面, 最终提高油藏动用程度发挥了作用。该管柱的优点在于结构简单, 上、下阀间的关闭、开启同步进行, 施工简单, 投球时不用停注。封隔器密封可靠, 解封容易。 (4) 应用情况及效果评价。目前该技术在辽河油田累计现场实施1000余井次, 增油10万余吨, 施工成功率达到100%, 取得了很好的经济效益。从现场应用情况来看, 封隔器密封后, 套管不起压, 解封顺利, 没有任何卡井情况发生。上、下分层注汽阀启动正常, 实现了选注上、后注下的工艺过程, 可靠性强, 可以对适应这种工艺条件的分注井推广应用。

结论

该系列技术在辽河油田的欢采、特油公司、金马油田等地应用100余井次, 施工成功率98%, 有效率98%。采用分注分采工艺技术后, 一次注汽管柱可以同时配注多个油层, 节省了作业费用;层间差异造成的油井纵向吸汽不均的现象得到明显的改善, 增加了油层的动用程度, 提高了油井的产能, 使稠油油藏的注汽开发方案更趋于合理。对于多层稠油油藏中的蒸汽吞吐开采, 提高了稠油井的蒸汽吞吐效果和油藏的阶段采收率。

摘要：针对油层动用程度低, 部分油层未动用是蒸汽吞吐阶段主要问题, 研制开发了分注分采系列工艺技术, 通过该系列技术的实施来改进注汽井的注汽方式, 调整吸汽剖面, 改善注汽效果。该系列技术适用于油层渗透率错综复杂且符合射孔完井、油层井段固井质量合格、套管无重大变形、吸汽剖面资料比较明显的油井。并根据各油层或各组油层的不同特性进行配汽, 同时也就大大平衡了油层纵向吸汽不均的矛盾。

关键词：分注分采井下,配套工艺

参考文献

[1]王家宏.中国水平井技术应用评价及实例分析[M].北京:石油工业出版社, 2002.

[2]万仁溥.采油工程手册[M].北京:石油工业出版社, 2000.8.

采配套技术 第4篇

招安区现有机采井179口, 年举升液量801吨, 总装机功率1899kw, 年耗电量约4.3*106kwh, 耗电量约占全区总用电量的三分之一。今年来, 通过采取综合节能措施, 加大成熟节能设备应用力度, 使机采井能耗得到了有效控制。

2 节能配套技术在安塞油田的应用

2010年招安区对110口机采井进行能耗测试, 平均机采系统效率18.32%, 单井日耗电55.8kwh/d, 吨液能耗17.4kwh/t, 比中石油平均吨液耗电高2.1 kwh/t, 能耗浪费较为严重。针对这种状况, 招安区在机采井能耗普测的基础上, 选择节能设备的最佳组合, 通过一系列的研究、试验, 形成了一批适合于低产油田节能降耗的新技术、新工艺, 并取得了明显的节能效果及经济效益。

2.1 生产参数及工作制度的优化调整

由于单井产量低, 抽汲设备老化等因素的影响, 制约着吨液能耗的进一步下降。通过开展机采系统效率影响因素分析, 在抽汲装备一定的条件下, 优化生产参数组合, 改变油井工作制度可以明显的降低油井能耗。

2.1.1 生产参数的优化调整

抽汲参数对油井的能耗有着显著影响, 在抽汲参数中, 冲次对油井的能耗影响尤为突出, 慢冲次的抽汲, 可以减缓杆、管及泵的磨损, 同时可以降低电机输入功率, 减少交变载荷, 因此, 在抽汲装备一定的条件下, 降低油井冲次至3次/分以下, 采用合理的最小冲程, 可使油井能耗最小。

(1) 在现有设备下, 调小抽汲参数

2010年, 经过充分现场调研, 应用SYSEFF系统效率优化设计软件, 完成参数优化55口井, 调整后单井节电418kwh/d。其中D、S、N综合调整, 单井节电达20kwh/d。其次为冲次调整, 平均单井节电16.2 kwh/d。

(2) 低转速电机的应用

对于低泵效油井降低冲次的另一条重要思路是安装低转速电机, 通过应用低转速电机, 可以将油井冲次降至3次/分以下。招安区目前累计安装低转速电机30口井, 油井平均冲次由安装前5.22降min-1至3.13 min-1, 平均抽油泵效上升了19个百分点, 机采系统效率上升7.56个百分点, 吨液能耗由22.58kwh/t下降至16.04kwh/t, 节电率28.96%, 年累计节电70万kwh。

2.1.2 低产井实施间开, 实现节能降耗

通过对低产低效井实施间开技术, 缩短开井时间, 减少无功作业, 现场对23口实施间开前后油井能耗测试分析, 在产液量保持平稳的情况下, 缩短开井时间, 油井日耗电量下28.83kwh, 吨液能耗由44.32 kwh/t下降至22.48 kwh/t。

2.2 优化动力系统, 提高电机运行效率

招安区目前安装试用6台永磁同步电动机, 与普通电动机相比, 电机平均功率因数由0.33提高到0.89, 平均系统效率提高3.61个百分点, 平均单井日节电14.4kwh, 年创经济效益3125元。

3 经济和社会效益评价

招安区机采系统节能配套技术的应用, 有效的降低了采油井吨液能耗, 控制了机采能耗进一步上升的趋势, 充分发挥了设备潜能, 延长了油井检泵周期, 取得了明显的经济效益和社会效益, 对于低渗透油田降本增效, 提高开发效益具有重要的意义。

3.1 经济效益

推广机采系统节能降耗技术, 取得了较好的节能效果。近几年来, 安塞油田开展生产参数优化、油井间开、节能设备应用与改造等多项措施100余井次, 有效的控制了吨液能耗上升的趋势, 平均机采系统效率由18.09%上升到20.03%, 年累计节电53万kwh, 创经济效益30余万元。

3.2 社会效益

机采系统节能降耗技术, 紧密结合招安区的实际情况, 即充分考虑了节能型技术装备硬件的匹配, 又涉及了系统优化设计、管理水平等软件技术的应用。充分发挥了节能技术的优势, 增强了企业的竞争力, 对低渗透油田降低采油成本、提高油田开发水平具有非常重要的实际意义, 为全面推动创建节约型企业工作的深入、持久、有效开展提供了技术保障。

4 结论及认识

1、机采系统节能工作是一项系统工程, 涉及从地面到地下的众多因素, 即与油井条件密切相关, 也与技术装备、机杆泵的设计和科学管理水平密切相关, 只有结合地质状况, 才能有效的降低抽油机井的电能消耗, 实现节能技术的最优化、效益最大化。

2、抽汲参数设计在机采井节能技术中占有重要地位, 在保证油井最佳产能的前提下, 合理优化抽汲参数组合, 是降低机采井能耗较为经济的有效手段。

3、加大低能耗举升工艺及配套技术研究, 扩大成熟节能配套技术及设备应用规模, 同时兼顾适应低产油田的常规抽油机、电机节能技术改造, 充分发挥节能设备优势, 从而在最少的资金投入下, 达到最好的节能效果。

参考文献

[1]江苏油田石油工程技术研究院.一种有杆泵机械采油工艺参数确定方法.中国.ZL99109780.7.2002

[2]张琪主编.采油工艺原理与设计石油大学出版社2001.4

[3]崔振华等编有杆抽油系统北京石油工业出版社

采配套技术 第5篇

欢26块杜家台油藏位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段南部, 是欢北杜家台油藏欢12块的一个四级断块, 油藏埋深2435m~2820m, 含油面积2.8k m2, 地质储量313104t。泥质含量8%~15%, 油层在平面及纵向上非均质性严重, 渗透率变异系数0.85。孔喉半径为1.09~8.56μm, 平均孔隙度12.6%, 渗透率55.010-3μm-2, 属于低孔、低渗油藏。

2 前期注水开发存在问题及分析

2.1 注入水水质不合格, 外来流体中悬浮物易堵塞油层

欢26杜块低孔低渗, 储层发育差, 泥质含量高, 最大连通喉道半径仅6.05um, 早期注入水水质均低于B级, 水中悬浮物含量及固相颗粒直径不满足此类油藏注入水要求, 造成油层吸水能力差或不吸水, 无法实现注水开发。

2.2 注水井注入压力高, 工艺不完善

区块1980年采用500m井距全面投入开发, 至1988年, 在区块边部转注4口井, 进行早期注水, 但注入压力偏高, 平均注水压力25.9M P a, 受注水工艺限制, 最终因注不进回采或报废。

2.3 水驱动用程度低, 油井受效困难

区块平面上连通系数低 (50%-68%) , 纵向上层间渗透率级差达100-983倍, 吸水严重不均, 水驱动用储量低, 早期注水井组水驱动用程度仅为25%, 油井受效困难。

2.4 油井断、脱、卡、漏现象日益严重

由于区块主要采用天然能量开发, 进入快速递减阶段后, 地层压力低, 大部分油井供液不足。为提高举升效率, 普遍采取了加深泵挂措施, 最深泵挂达到2450m, 发生断、脱、卡、漏现象日益严重。

3 注采配套技术研究与应用

针对前期注水开发存在的问题, 为了提高区块开发效果, 在科学分析低渗透油藏注水水质界限基础上, 从改善注入水水质入手, 不断完善和改进注水配套工艺, 加强油井引效和举升配套, 实现了区块有效注水开发, 见到显著的水驱增产效果。

3.1 研究创新水质精细处理技术, 确保注水水质

3.1.1 注入水水质技术界限确定

根据Thumb理论:计算出适合注水区块对注入水中颗粒直径的范围, 该块1/7 ro为0.657u m, 参照《碎屑岩油藏注入水水质推荐指标》 (SY/T532994) 行业标准, 初定对该块选用A1级水质标准。

同时, 根据悬浮颗粒对地层渗透率的影响实验、清水对储层的伤害实验及驱油效率实验得出:注入清水对油层也有一定的伤害, 造成渗透率下降;不同处理方式注入水对岩心均有一定的伤害, 由此确定欢26块杜家台油藏注水水质技术界限为A1级, 注水水质处理技术可选用膜过滤技术。

3.1.2 水质精细处理技术研究

为了实现注水水质达到A1级标准, 在新7#站研究建立了一套污水精细处理系统, 该系统主要通过水质预处理技术和气动膜处理技术使注入水水质达到A1级标准。目前我厂日总处理量可达1700m3, 处理后的水质均可达到A1级标准, 满足了低渗透区块油藏注水需求。

3.2 完善注水配套工艺, 保证注水

3.2.1 完善优化地面注水工艺

(1) 设计应用单井单泵增注工艺, 实现增压注水

(2) 加强地面防腐防垢设计, 保证水质

(3) 设计应用高压增注井口, 为高压注水提供安全保障

针对区块低渗特点, 随着注水时间延长, 注水压力逐步升高, 在转注井安装了KZ65-35Ⅲ型增注井口, 耐压可达35MPa, 有效的满足了高压注水需求的同时也提供了安全保障。

3.2.2 完善设计高压注水管柱 (1) 管柱设计

针对常规注水管柱承压低、管柱弯曲、管柱蠕动引起井下封隔器失效等问题, 研究设计了高压笼统注水管柱:由Y521高压注水封隔器、筛管、丝堵等工具组成, 保证了高压注水, 提高了安全性。

(2) 工具改进

该管柱使用的封隔器是对Y521压裂封隔器进行改进设计, 利用其耐压高的特点, 通过增加反洗阀, 实现在高压注水的情况下既能保护套管, 又可以满足洗井的要求。

3.2.3 研究设计多氢酸解堵技术, 实现水井降压增注

针对区块部分注水井虽经早期的解堵防膨、排液和反复洗井等多种措施, 随着转注时间延长, 仍因注水压力上升而欠注或注不进的问题, 为提高注水井吸水能力, 研究设计了多氢酸解堵技术, 以实现水井降压增注。

(1) 配方设计

加强研究分析, 为避免常规解堵剂存在反应速度快、处理半径小、易发生二次沉淀引起新污染的问题, 设计一种膦酸酯复合物和氟盐反应, 膦酸酯复合物可以逐步电离出氢离子与氟盐反应, 缓慢生成HF的酸液体系称为多氢酸, 再与储层岩石反应。

(2) 参数设计

多氢酸液体系主要依靠逐级电离出的氢离子与氟盐发生缓慢反应, 再与储层岩石及堵塞物反应, 可以根据浓度控制反应速度, 达到缓速、增大处理半径以及其本身性质不易发生二次沉淀。

4 现场应用效果评价

4.1 地层压力回升

欢26块精细注水以来, 地层压力逐渐回升。根据可对比油井压力测试资料显示, 平均地层压力由转注前的11.7M P a上升到转注后的15.9MPa, 提高了4.2MPa。

4.2 对应油井增产效果显著

随着区块转注时间延长, 见效油井数不断增多, 区块产量逐步上升, 截至2011年10月, 区块日产液由转注前最低的49t上升到最高时的225t, 日产油由转注前最低的29t上升到最高时的97t, 日增产68t, 目前已累计增油26025t, 见到明显注水效果。

4.3 区块采收率提高, 可采储量增加

欢2 6杜家台油层水驱控制储量约260104t, 预计水驱采收率29.4%, 比天然能量开发提高采收率11.8个百分点, 增加可采储量37104t。

欢26杜家台油藏通过实施注采工艺配套, 实现了区块全面注水开发, 已实现阶段增油26025t, 创效1306.9万元, 增加可采储量37104t, 最终可创经济效益5.4亿元。

5 结论及认识

(1) 欢26块杜家台属于低孔低渗油藏, 改善注水水质是实现区块注水开发的关键。

(2) 集成应用转注前解堵防膨、单井单泵增注、防腐防垢、高压注水管柱、降压增注等技术是实现区块注水的有效保障。

(3) 研究配套油井压裂引效技术和不断完善优化举升配套工艺是改善和提高区块注采效果的有效措施。

(4) 由于井段长、非均质性严重, 高压分注是下步实现区块精细注水开发, 提高区块注水效果的重点工作。

摘要：本文分析了欢26杜家台油藏注采配套技术研究与应用, 主要对前期注水开发存在问题及分析, 注采配套技术研究与应用, 现场应用效果评价等问题进行了探讨。

采配套技术 第6篇

濮城油田南区沙二上2+3油藏位于濮城构造的南部, 系濮14断层与濮24断层所夹持的断块构造油藏, 是一个被断块复杂化的带气顶的断块构造油气藏。含油面积5.84K m2, 地质储量为1298.24104t, 平均有效厚度21.9m, 可采储量405104t标定采收率31.2%。发育沙二上2、3两个砂组14个小层。非均质性严重, 油藏平均渗透率182.64-240.5710-3m2, 非均质系数为4.9-10.5, 变异系数为0.7704。

经过3 0 a的开发后, 油田采出程度29.85%, 综合含水为97.3%, 已进入特高含水后期开发阶段。长期的强注强采, 使油藏投入开发15年含水就达到94%以上, 油藏调整的效果逐年变差, 采收率提高难度大。

2 油藏注调整中存在的主要问题

(1) 开发后期大多数油层都已呈现明显水淹特征, 注水过程中的水淹水窜导致储层中强、中、弱水淹现象同时存在, 油层电性特征受到很大影响, 水淹层测井解释难度加大。

濮城油田南区沙二上2+3油藏储层的层内非均质程度以严重非均质型为主, 根据隔夹层的平面分布特点, 该油藏隔夹层纵向分布频繁, 砂泥互层分布特征显著。特高渗透层穿插油层的各部分, 这种韵律特征使油田注水开发表现出初期产量大、油井见效见水快、油田水淹速度快的特点。通过特高含水后期取心井新濮3-38井资料分析:长期注水开发使储层性质发生较大变化, 渗透率变化较复杂、含油饱和度逐渐降低。统计近两年新井钻遇测井解释含水低于80%的二级水淹层占总层数的40%。对油井射孔2级水淹层后, 平均含水98%以上, 与测井解释严重不符, 使得该油藏水淹层认识不清楚, 剩余油赋存状态不明确。

(2) 井网控制状况变差, 井况损坏速度加快, 套漏、窜槽井多, 严重影响注采调整。

目前南区沙二上2+3油藏油水井事故井共有46口, 事故率为37.7%, 损失水驱控制储量29.6104t, 损失水驱动用储量21.3104t。特别是套漏、窜槽井较多, 目前水井已发现21口, 占开井数的60%, 其中套漏井11口, 占水井开井数的31.42%。但是没有进行测试监测的井是否存在套窜现象还不很明确。

3 配套监测技术在注采调整中的应用

针对南区沙二上2+3油藏开发中存在的主要问题, 为了验证油藏潜力, 充分认识油藏矛盾对油藏有必要开展整体监测, 优选监测技术, 通过多种技术的配套实施, 研究该区油层水淹特征、井筒状况、注采对应状况, 有效评价区块实际水淹状况和开发潜力, 为高含水油藏后期注采调整提供科学依据, 实现油藏开发效果的改善。

3.1 应用碳氧比、全能谱、脉冲中子等多种饱和度剩余油监测技术, 配套吸水、产出剖面测试, 准确评价水淹层

3.1.1 剩余油监测技术优选

由于沙二上2+3油藏处于特高含水期, 目前各种剩余油解释标准不统一, 因此我们进行了水淹级别的解释统一, 水淹层解释标准:大于95%为1级水淹层, 90-95%为2级水淹层, 小于90%为3级水淹层。为了更能准确的解释各类储层的动用状况, 我们优选了三种剩余油监测技术:高精度碳氧测井、脉冲中子饱和度测井、全能谱饱和度测井。对其优缺点进行了对比分析:

高精度碳氧测井是利用脉冲中子发射14.4M e V的高能快中子, 然后测量高能快中子与地层元素原子核发生非弹性散射而产生伽玛射线的能谱。计算C/O值就可以指示油水层。该项技术对高渗的主力层碳氧比定性、定量解释相对准确, 但对薄层和部分低渗层解释精度还不够。

脉冲中子饱和度测井使用中子发生器向地层发射14M e V的快中子, 与地层原子核反应主要是俘获反应。该项技术对相对低渗的二三类层定量解释相对准确, 但探测深度和受矿化度影响, 解释精度不够。

全能谱饱和度测井是一种新的饱和度测井技术, 综合了碳氧比、中子寿命、氧活化等技术特点, 能够准确描述主力水淹层的层内剩余油分布和层间倒灌现象, 对水淹层的解释更加准确, 但受井况影响较大, 对于沙二上2+3油藏来说应用受到限制。

3.1.2 整体监测, 综合分析水淹状况和水驱动用状况, 明确油藏剩余油潜力

2009年以来濮城南区沙二上2+3油藏集中进行剩余油监测8口井。同时油藏进行吸水剖面测试39口井、产出剖面2口。通过资料的分析应用发现, 南区沙二上2+3油藏由于隔夹层泥质含量的影响, 储层水淹状况比较复杂, 特别是测井解释中的厚油层存在高渗水淹条带, 因此通过细分层解释初基本上搞清了油藏的水驱动用状况和剩余油分布规律。

统计显示Ⅰ类层1、2级水淹层所占比例83.5%, 说明水淹状况比较严重, 剩余油分布特点主要是一类层主要分布在韵律层内、断层遮挡区, 属于高度分散的零星分布。ⅡⅢ类层弱水淹厚度占总厚度的46.8%, 表明水淹范围较少, 剩余油主要分布在井损区、水动力滞留区、物性变差区域, 属于局部连续分布。

3.2 应用氧活化找漏窜、吸水剖面、声幅变密度、多臂井径测井等监测技术, 充分了解井下技术状况, 为挖潜对策提供依据

南区沙二上2+3油藏开发时间长, 强注强采使井下技术状况复杂多变, 出现了套管腐蚀、井间冲刷窜漏、固井胶结变差等不利于开发的状况, 因此有必要进行整体的井况监测。2009年以来应用氧活化找漏窜、吸水剖面、声幅变密度、多臂井径测井等监测技术测试26井次, 共利用氧活化找窜漏16井次, 复测固井8口、多臂井径测试2井次, 发现问题井15井次。发现由于窜漏井严重影响了油藏的开发, 严重抑制了差层的动用, 主力层含水无法控制。

3.3 应用监测结果指导编制油藏注采调整治理方案见到明显效果

3.3.1 油藏调整治理方案实施

主要调整对策是: (1) 充分利用剩余油研究成果, 以井组为中心, 建立ⅡⅢ类层的注采井网开发; (2) 强化精细注水, 通过实施水井挤堵、卡封、大修衬4寸套、分注等技术, 实现层间优化组合、井别调整精细挖潜层间剩余油; (3) 依靠前期隔夹层研究成果, 对主力厚油层采用全封再射、配套堵水、差异性提液, 实施精细注采调整。

共实施精细注采井组24个, 配套油水井措施36井次, 对应油井16口见到注水效果, 日增油24.9t, 累积增油5164t, 井组平均累增油215t。初步建立了以水井为中心的分类储层井网, 优化注采关系, 水驱动用状况明显改善。

3.3.2 总体效果评价

水驱动用状况明显改善:按照油藏工程计算, 油藏目前水驱控制储量1120.89104t, 水驱控制程度86.3%, 水驱动用储量833.6104t, 水驱动用动用程度64.2%, 通过大修、转注、挤堵、分注等增加水驱控制储量42.7104t, 增加水驱动用储量25.0104t, 水驱控制程度89.6%, 水驱动用程度66.1%, 增加可采储量10.0104t, 采收率由31.2%提高到32%、提高0.8个百分点。两个递减大幅下降, 综合递减由2009年的13.2%下降到-4.99%, 自然递减由2009年的17.5%下降到-6.8%。

4 认识与体会

(1) 针对高含水开发后期油藏存在的问题, 选择适应的监测技术是改善油藏开发的必要手段。

(2) 加强窜漏井监测及治理, 提高有效注水, 是降水增油的保障。

(3) 利用剩余油监测, 加强大厚层韵律层段剩余油认识, 是提高措施有效率的保障。

摘要：本文通过对濮城中渗复杂断块南区沙二上2+3油藏进入后期开发后的剩余油高度分散、井况恶化导致的管外窜漏现象分析, 针对油藏开发面临注水开发效果差、采收率提高难度大的难题。提出运用饱和度监测、找漏窜等监测技术, 优选了氧活化找漏窜、分层启动压力、声幅变密度、多臂井径测井等相关监测技术, 应用了碳氧比、全能谱及脉冲中子饱和度等剩余油监测方法, 対油藏存在的问题进行深入的认识和研究, 在整体解剖的基础上, 优选调整治理对策, 进行有效地层间调整挖潜, 改善注水开发效果, 使水驱采收率得到了提高, 水驱效果不断得到改善。

关键词：剩余油分布,管外窜漏,挖潜,采收率

参考文献

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采配套技术 第7篇

目前井楼油田过热蒸气隔热工艺现状:

目前在井楼油田实施过热蒸汽注汽, 过热蒸汽的热力性质不同于湿蒸汽。过热蒸汽和湿蒸汽对比具有热焓高、比热大、温度高等优点, 注过饱和蒸汽开发蒸汽潜热大, 比容大、利于扩大蒸汽波及体积, 残余油饱和度低, 驱油效率高。相同压力条件下过热蒸汽相对于湿蒸汽, 温度高很多, 目前采用的光油管注汽工艺将可能导致套管损坏, 因此需要采取井筒隔热措施, 以防止套管高温损坏。

2 过热蒸汽吞吐井注采工艺管柱研究与配套

2.1 套管安全温度的界定

2.1.1 对于井楼注过热蒸汽, 在保证注

汽速度和过热度的情况下, 井筒是否隔热对井底干度影响不是很明显。

2.1.2 目前井楼油田过热蒸气隔热工艺现状

井筒隔热界限的分析主要从保护套管及固井水泥环的角度出发。当P110套管允许温度升高值最大:288℃, N80套管允许温度升高值最大:204℃, 套管接头耐温不能超过343℃。井楼油田套管主要是:N80, 或是N80和P110组合。

套管安全温度:井楼油田的湿蒸汽注汽锅炉为10MPa, 311℃, 到井口大概为8 MPa, 295℃, 套管最高温度为281℃。井楼油田没发生套管损坏情况, 因此认为套管温度没有超过套管允许的最大温度281℃。即套管的安全温度是281℃。

采用过热蒸汽热采后, 由于锅炉出口温度在380±20℃左右, 根据油井远近、蒸汽压力流量不同, 井口温度可在250-380℃。为了保证套管不超过281℃的安全温度, 当井口蒸汽温度超过295℃时需要采取井筒隔热措施。

2.2 过热蒸汽吞吐井注采工艺管柱优化与配套

采用过热蒸汽热采之后, 由于过热蒸汽热采温度较湿蒸汽高, 因此, 温度达到一定数值时, 需要采取有效的井筒隔热措施, 以保护固井水泥环和套管的安全, 同时降低井筒热损失和干度损失, 达到过热蒸汽热采的目的。

采用普通光油管注汽, 井口温度超过295℃时, 采用普通油管+封隔器注汽, 井口温度超过367℃时, 套管的温度就会超过允许的最大温度281℃。

因此得出, 达到井口的过热蒸汽温度小于295℃时, 不需要采取隔热措施, 可采用普通光油管注汽。

井口温度大于295℃, 小于367℃时, 应采用普通油管+封隔器注汽;

井口温度大于367℃时, 应采用隔热油管注汽, 以保护套管和水泥环的安全。

因此, 注过热蒸汽井隔热方式的优化主要根据井口的温度来确定, 具体的隔热方式选择界限如表1。

3 过热蒸汽吞吐井注采工艺管柱应用效果分析

3.1 现场应用情况

2010年根据过热蒸汽注汽井筒隔热界限 (临界温度) 的分析研究结果, 结合现场实际情况、确定隔热方式, 优化配套注采工艺管柱, 截止2010年12月31日, 现场主要在井楼油田0、5、6、7区实施30口井, 其中8口井采用普通油管封隔器 (主要是Y241-152和Y341-115) 进行隔热保护, 22口采用普通光油管隔热方式, 施工工艺成功率100%, 累计产油6430吨, 未出现套损情况, 取得了较好的经济效益。

3.2 应用典型井例

楼7302井截止2010年12月底累计吞吐4个周期, 产油301吨, 日产液4.1吨, 日产油2.4吨, 含水41%。注汽温度315℃时, 套管伸长6.3cm, 比措施前减少3.4mm。

4 经济效益分析

通过配套优化注采工艺管柱, 提高了单井注采经济效益, 有效保护了油层套管, 减少了套损和修井井次。取得的主要经济效益:

(1) 工艺成功率100%, 累计产油6430吨, 经济效果良好。

(2) 所实施的30口井中无套损发生, 其中8口带封隔热井套管伸长量比实施前明显减小。

5 结论及建议

5.1 结论

5.1.1 针对井楼油田的实际情况, 根据隔热界限的界定, 不同的井口过热蒸汽温度, 应采取相应的隔热方式来有效保护套管:

(1) 当井口过热蒸汽温度小于295℃时, 不需要采取隔热措施, 采用普通光油管注汽。

(2) 井口温度大于等于295℃, 小于367℃时, 应采用“普通油管+封隔器”注汽。

(3) 井口温度大于367℃时, 应采用隔热油管注汽, 目前井楼油田井口温度还未超过367℃, 所以未采用此隔热方式。

2.2.2通过配套应用过热蒸气吞吐管柱注采工艺管柱, 一方面降低井筒热损失, 提高热采效益, 另一方面可以保护套管和水泥环安全, 防止套管和水泥环高温损坏, 可以延长套管使用寿命, 减少套损和修井井次。

5.2 建议

(1) 井楼油田目前已有374口井实施过热蒸气吞吐注采, 下步还需根据单井井口注汽温度、采取相应的隔热方式来保护套管;

(2) 为了更好的评价分析过热蒸汽热采效果, 建议选取不同过热度的注汽井, 进行五参数的测试, 为过热蒸汽注汽井热采效果分析及下步措施提供依据。

摘要：目前在井楼油田实施过热蒸汽注汽, 以往采用的光油管注采工艺可能导致套管损坏, 因此需采取井筒隔热保护措施。优化并配套应用过热蒸汽吞吐井注采工艺管柱, 采取合适的井筒隔热工艺措施, 一方面降低井筒热损失, 提高热效率, 另一方面保护套管和水泥环安全。