外围油田范文（精选6篇）

外围油田 第1篇

1 试验工艺

原油采出地面后, 由于环境温度的影响, 析出的大量蜡附着在输油管内壁上堵塞输油管线, 单管不加热集输工艺不仅解决了这个问题, 而且利用了剩余能量。

工艺采用不加热不掺水的集油工艺, 一般不设集油阀组间, 油井产液在井口经过翻斗计量后进入发球装置。油井产液通过深埋保温管汇入集油干线, 各油井支线分别挂到干线上, 通过几条干线把油井产液集输至转油站或集中处理站。

工艺需要定期通球。在投球时, 通过手动或自动控制发球装置的阀门, 将配套的通管球投入到管线中, 以产液自身压力推动通管球运动到收球装置;通球完成后, 将收球装置的旁通阀门打开, 产液直接进入集油干线, 而通管球在关闭收球装置前后阀门的情况下可以从收球装置中取出。工艺流程见图1。

2 现场试验

敷古拉油田属于高寒地区典型的三低油田, 在油田选择5口井进行了单管通球加电加热保驾流程改造。对其中4口单井进行了多次现场试验, 目前运行良好。现场试验数据见表1。

从表1可以看出:塔31-19和塔32-17的产液量为3～4 t/d, 投球后井口回压从正常生产值0.6～0.8 MPa上升到1.5 MPa的时间, 在1、2月份仅有2～3 h, 随着环境气温升高, 3月份可以延长到3.5～4 h, 4月份可以到6 h;塔33-17的产液量约7t/d, 投球后井口回压从正常生产值0.6～0.8 MPa上升到1.5 MPa的时间, 在1、2月份仅有4～4.5 h, 随着环境气温升高, 3月份可以延长到5 h, 4月份可以到8 h。虽然通球能够保持一定时间的正常生产, 但是并不能满足生产需要, 所以这几口井均不适用通球工艺。塔2的产液量为12.7 t/d, 投球后井口回压从正常生产值0.6～0.8 MPa上升到1.5 MPa的时间, 在1、2月份有10～11 h, 随着环境气温升高, 在3月份可以延长到12 h, 在4月份投球后可以达到持续运行。所以, 认为塔2适用通球工艺, 但在冬季需要提高通球次数 (每天2～3次) 。

总之, 单井产量越高, 投球后井口回压从正常生产值上升到1.5 MPa的时间越长, 反之亦然;环境温度越高, 投球后井口回压从正常生产值上升到1.5 MPa的时间也越长, 反之亦然。所以, 在合理安排通球周期的情况下, 单管不加热集输工艺可以应用于高寒地区较高产量的油井和区块。

3 理论计算

通过软件计算主要运行参数, 分析单管不加热集输工艺应用的可行性。油气混输水力计算经验公式[1]如下:

式中:

p1、p2管线起点、终点压力 (绝对) , MPa;

η0工程标准状态下的气油 (液) 比, m3/t;

G液相 (原油) 质量流量, t/d;

d管线内径, m;

L管线长度, km。

该公式适用于一定条件下, 实践证明, 当混输流速在1～1.5 m/s以下、原油含水较高时, 计算值偏低。由于混输管线流动规律的复杂性, 至今仍无“万能”的计算公式来准确计算, 特别是低于凝固点以下的水力计算, 还有待于进一步研究。一般设计上取最大井口回压为1.3～1.5 MPa (计算值) 。按此经验公式计算, 塔2井井口回压仅为0.51 MPa, 而实际压力为0.6～0.8 MPa, 说明计算值偏低。

设计计算界面如图2所示。

以齐家油田为例, 进站压力定为0.2 MPa, 计算结果见表2。

从表2可以看出, 理论计算端点井井口回压约为0.5 MPa, 能够满足集输要求, 结合前期试验, 认为单管不加热工艺可以在齐家油田应用。

管线采用深埋敷设, 温降较低, 管线全程温度在20℃左右, 由于定期通球可以保证管线正常运行, 在此不考虑热力条件的影响。

目前, 该工艺在敖古拉油田应用5口井, 新肇油田1口井。采用该工艺后, 可以取消单管集油工艺的电加热器设置。以敖古拉油田5口井为例, 与电加热流程相比, 年节电约9.07104kWh, 年节省用电费用5.4104元;与掺水流程相比, 年节省掺水量约19 440 m3, 年节气80 947 m3, 年节电19400 kWh, 年节省运行费用10.1104元。若应用到采油九厂使用掺水流程产量大于15 t/d的75口油井, 年节气121.4104m3, 年节电29.2104kWh, 年节省运行费用136.4104元。

4 认识

(1) 单管不加热集输工艺现场试验表明, 在管线长度、管线规格等其他条件相同的情况下, 该工艺不适合低产井或平台的应用, 主要适用于产液量较高的油井或平台。

(2) 原油性质和含水率对工艺的影响和井口回压变化规律, 还需要进一步深入研究。

(3) 单管不加热集输工艺在高寒地区油田中的应用, 对于进一步优化集输工艺、做好节能降耗工作具有一定指导意义。

摘要：大庆外围油田属于高寒地区的低渗透油田。近年来, 为了降低地面建设投资, 主要采用树状电加热集输工艺, 但是随着工艺的推广, 耗电量猛增, 节能降耗成为一大难题。为了进一步优化集输工艺, 降低能耗, 开展了高寒地区不加热集输现场试验。试验主要采用单管通球加电加热保驾流程, 在敖古拉油田开展了现场试验。通过现场试验和理论计算, 分析了高寒地区单管不加热集输工艺的适用性。分析表明, 在合理安排通球周期的情况下, 单管不加热集输工艺可以应用于高寒地区较高产量的油井和区块, 为今后油田集输工艺的发展探索了一条新的途径。

关键词：高寒地区,单管不加热集输,现场试验,敷古拉油田

参考文献

外围油田井口智能间歇抽油技术应用 第2篇

1 技术思路

智能间歇抽油的技术思路是采用地面卷扬机装置, 通过柔性钢丝绳带动密封抽子将井下液体长距离、大排量地提捞到地面管线, 通过缩短抽油时间, 智能化测试液面深度、液面恢复速度和产能, 自动控制合理的间抽时间, 最大限度地将油井的抽汲参数与地层产能合理匹配, 达到节能降耗的目的。

2 装置结构及工作原理

井口智能间歇抽油装置由2部分构成:地面井口部分为钢丝卷筒、排绳器、电动机、滑轮、井口支架及自动化智能装置 (图1) ;井下部分由钢丝、抽子、油管、筛管等组成 (图2) 。

1—机架;2—电控柜;3—刹车装置;4—钢丝滚筒;5—深度传感器;6—传动链条;7—电动机;8—圆面钢丝;9—排绳座;10—排绳丝杠;11—下限位滑轮;12—上限位滑轮;13—导轴;14—丝杠座;15—排绳支架;16—滑轮;17—重力传感器;18—数据发射器;19—防盗报警器;20—井口支架;21—斜拉筋;22—直拉筋;23—抽子

工作原理:通过钢丝带动井下抽子在油管内设定的深度上下运动, 达到抽油目的。当抽油时, 电动机反转, 抽子带着钢丝下行, 当抽子到达液面时, 重力传感器感应到重力变化, 深度传感器感应出液面高度, 此时抽子继续下行至设置距离;当抽子到达设置距离时, 电动机正转, 抽子上行;当抽子抽油上行至所设定的深度时, 电路控制箱内的控制系统指挥电动机停止转动, 制动器制动, 使钢丝不再继续上行。根据液面恢复速度确定设置抽子停止时间, 等液面恢复一定高度后, 电路控制箱内的控制系统指挥开启制动器, 同时使电动机反转, 抽子带动钢丝向下运动。当抽子到达液面时继续下行到设置距离, 电动机正转抽子上行抽油。根据每次测得的液面深度的变化, 电路控制箱内的控制系统自动增加或减少活塞停止时间, 从而提高抽油效率[2]。

抽子下行到设置距离要上行时, 重力传感器所感应到的质量就是此次抽油的产量。重力传感器将感应到的信号传给电路控制箱内的存储系统, 电路控制箱内的存储系统存储每次抽油的产量, 从而可得到每天此井的产量及此井每天的平均液面深度。井下液体抽到小四通后进入输油干线。

3 现场试验效果

试验井178-82为1口正常运转的抽油机井 (图3) 。该井试验前机型为CYJ5-2.7-26B, 驱动电动机采用低转速节能电动机, 额定转速492 r/min, 电动机型号为YCD280-12, 额定功率15 k W。生产方式为24 h连续运转, 下泵深度888.74 m, 泵径φ38 mm, 冲程2.185 m, 冲速5 min-1。正常生产时日产液4.0 t, 日产油0.4 t, 综合含水90.7%, 沉没度382.7 m, 测试日耗电89.26 k Wh。

2007年8月19—22日, 该井转为试验井 (表1) 。智能抽油装置设定捞油软柱塞下入最大深度为800 m, 设计钢丝绳起下速度均为0.7 m·s-1, 设计间抽时间为2 h;每天提捞8次, 最长运转时间15天, 液位波动范围在0~320 m之间;日产液3.5 t, 日耗电37.4 k Wh, 节电率58.1%。

4 取得阶段成果

1) 采用全井筒捞油, 可有效减少抽吸次数, 正常生产后无需清蜡 (图4、图5) 。软柱塞皮碗最大寿命15天, 最大运行距离1.2×104m。在抽子下入500 m时, 采用液面恢复法测试日产液3.5 t, 液位深度206.7 m, 平均漏失量达到84.0%。

2) 采用钢丝绳代替普通抽油杆, 降低杆柱质量69%, 电动机的装机功率只有7.5 k W, 与原抽油机装配电动机功率15 k W相比, 额定功率下降一半。

3) 采用软件智能控制间歇生产时间, 使提捞次数与油井地层供液能力相匹配, 使生产制度更合理, 提高了抽汲效率, 实现节能降耗。

4) 装置具有防盗自动报警功能及无线通讯功能。当装置出现故障停机、停电、偷盗、破坏时, 现场发出警报, 并立即通过内置的通信装置自动发出短信息通知管护人员采取措施。

5) 设计通过井下抽子下行探测液面, 利用井口重力传感器感应到钢丝绳应力变化、深度传感器感应出每次抽油后液面深度变化, 计算出每次井下液面的变化。

6) 井下管柱采用特殊加工小间隙油管 (油管对接处丝扣间隙为3~5 mm) , 降低了软柱塞皮碗的磨损。软柱塞皮碗的寿命由10天提高到15天。

5 经济效益预测

该装置使用期按10年计算, 则经济效益预测依据如下:

投入费用:

◇每台抽油装置直接费用17.0万元;

◇每台抽油机每年的维护费用为0.5万元, 10年为5.0万元。

10年合计投入费用22.0万元。

产出效益:

1) 10年单井节省作业费用21万元。智能间歇抽油装置常年无需检泵作业, 只需定期将抽子提出井口, 更换抽子皮碗。抽油机检泵周期按2年计算, 10年检泵5次, 节省检泵费用21万元。

2) 10年单井节省清蜡费用4.0万元。智能间歇抽油装置抽油方式为抽子在全部井下油管内长距离运行, 不存在油管内结蜡问题, 无需清蜡车清蜡作业。目前全厂年平均单井清蜡4次, 每次0.1万元。

3) 10年节省能耗费用10.0万元。智能间歇抽油装置设计间抽时间为2 h, 每天提捞8次, 日耗电37.4 k Wh, 节电率58.1%, 预计年节电1.8172×104k Wh, 年创效益1.0万元。预计10年产出总效益35万元。

投入产出比为22/35=1∶2.7。

6 几点认识

1) 该技术改变了原有抽油机全日制运行模式, 实现了智能间歇抽油。由于抽油装置存在着软柱塞结构不完善、排绳器设计不合理等问题, 需要进一步改进和试验。

2) 该装置具有远程通讯传输及防盗报警、自动监控等功能。通过不断完善软件后, 可实现自动计量、液位自动监控、合理匹配抽汲参数功能, 最大限度降低消耗, 提高整机运行效率。

3) 该技术采用涂有复合材料的钢丝代替抽油杆, 没有抽油杆、抽油泵, 负荷减小, 无偏磨现象, 有效降低了防砂、防蜡、偏磨、杆断等作业费用。

摘要：针对低产低渗透油田油井呈现的“低液面、低泵效、低产能”问题, 采用常规抽油方式能耗高、运行效率低, 不利于降低成本和节能降耗。为了降低消耗、提高这部分井的系统效率, 开展了井口智能间歇抽油技术试验。该技术通过地面智能装置, 利用钢丝绳带动井下提捞抽子将油管内的液体长距离提升到地面, 大幅度提高了每次提捞的理论排量, 节约了抽油时间, 节能降耗效果显著。

关键词：机采井,间歇抽油,智能控制,自动计量,节能降耗

参考文献

[1]张琪.采油工程原理与设计[M].山东东营:石油大学出版社, 2000:135-141.

外围低渗透技术在油田开发中的应用 第3篇

关键词：外围低渗透,油田,开发,应用

1 外围低渗透油田开发技术分析

1.1 注水开发技术

注水开发技术应用时间较长, 是一种传统的低渗透油田, 这种开发技术使用人工注水的方式保持地层能量进行油气开采, 易于实施, 技术水平要求较低, 在低渗透油田地质地层条件理想的情况下较为适用。但这种开发技术在几年来相继出现了注入采出难度大、设备损坏严重以及采液效率较低等系列问题, 急需寻求一种新的技术方式进行替代应用。

1.2 气驱开发技术

低渗透油田气驱开发技术是为了解决注水开发弊端而进行的积极探索, 相关研究表明, 气驱开发油田在开发指标与经济性方面要优于注水开发技术。低渗透油田气驱开发具有以下几点优势: (1) 气驱开发注气过程比注水更易于操作, 同时可更为准确的控制地层压力, 达到注采平衡控制的目标; (2) 气驱开发注气压力较小, 能够有效避免压力作用下的裂缝开启; (3) 减少了注入气体环节中压力上升与土体膨胀对套管施加的载荷应力, 降低了报废井的出现几率。

1.3 渗析采油技术

渗析采油技术主要利用了低渗透油田双重介质渗透率相差较大的特点, 采用周期注水的方式通过开采地层区域内部的毛细管作用和亲水油层自吸排油作用进行原油开采的技术。该技术分两步进行: (1) 注水阶段, 开采区域注入完成注入介质充满裂缝系统, 随着注水压力的不断提高, 双重介质的压力会达到一个相对平衡的状态, 当注水压力达到一定程度时, 将注水井关井, 进行渗析, 然后转抽, 改为抽油井。 (2) 采油阶段, 注水井转抽后, 原双重介质中相对平衡的压力系统遭到破坏, 此时基质系统压力相对上升, 原油通过基质裂缝间的渗析作用和亲水油层的毛管力作用被采出。

除此之外, 如微生物吞吐采油技术, 裂缝性油田封堵裂缝调剖技术, 注表面活性剂降低注入压力、改善注入效果等技术也不同程度地在特低渗透注水开发油田中得以应用。

2 外围低渗透技术在油田开发中的应用研究

2.1 地层压力水平与下降幅度控制

外围低渗透油田常见的开发注入原则为“两早、三高、一适时”, 其根本目的在于合理控制开采区域的地层压力水平与下降幅度, 相关的研究表明, 理想地层压力条件下的外围低渗透油田, 具有较高的采油速度与采收率, 开发区域整体开采效果较为优异。具体而言, 在外围低渗透油田开发过程中, 通过注入时间与强度的控制实现早期注入与初期高注采比注入的目标, 充分减缓地层压力下降速度, 升高油井动液面, 缩短油井开采注入见效时间。

2.2 合理选择注采比

合理的注采比是保证油田开采压力水平与供采关系平衡的重要参数, 通过人工注剂的合理应用满足油层开采的供能需求。合理的注采比能够延迟油井见水时间, 提高低含水期产油量, 改善油田开发效果。合理的注采比应该满足以下条件:一是注水初期, 能够保证地层压力水平稳定或稳定恢复, 促进油井及早见到注水效果;二是油井受效后能够保持地层稳定回升, 在保持产量稳定的条件下, 努力延迟油井见水时间。注采比应按先高后低的规律匹配, 初期采用较高的注采比强化注水, 促进油井早受效, 注采比应保持在3.2~3.8。要根据不同区块压力水平合理调整单井配注量, 保证各区块在合理注采比条件下开发。

2.3 科学调整注采系统

注采系统的调整布置与外围低渗透油田开发效果直接相关, 在开采过程中, 应充分结合开发区域油井地层特征对井网进行科学的部署与调整。在开发区域主裂缝发育区域可适当增大井距、缩短排距, 与原注采系统呈一定夹角形成易于注采的井网, 以此充分发挥裂缝性油层吸水能力。通过这样的注采系统调整方法, 能够通过裂缝向两侧驱油, 充分拓展注入体积, 提升油田开发效果。相关研究表明, 进行注采系统调整后, 外围低渗透油田开采的无效注入可降低20%左右, 油田注入驱控程度可提高2%左右, 线状注水扫油面积系数可提高5%作用, 油田最终采收率可提高1.2%左右。

3 结束语

综上所述, 外围低渗透油田开发是一项复杂而系统性的工作, 在实际工作过程中需要考虑的要素较多, 影响油田开发效率的因素相对多样。行业工作者应从油田开发实际情况出发, 结合外围低渗透油田开采区域的实际油藏与地质条件特征合理选择技术与工艺应用形式, 通过地层压力水平与下降幅度控制、合理选择注采比以及科学调整注采系统等方法全面提升技术应用效果, 促进油田开发水平的提升。

参考文献

[1]张仲宏, 杨正明, 刘先贵, 等.低渗透油藏储层分级评价方法及应用[J].石油学报, 2012, (3) .

[2]赵玉武, 曲瑛新, 熊文平.微地震监测技术在低渗透油田裂缝研究中的应用——以大庆西部外围低渗透油田为例[J].中国工程科学, 2012, (4) .

外围油田 第4篇

1 气田集气站工艺优化改造

大庆采油九厂在分布零散、远离其他气井或集气站的独立气井建设了5座单井集气站;在气井密集的气田区块建设4座多井集气站。

1.1 单井集气站

目前采油九厂单井集气站处理工艺均为气井来气加热、节流、分离、甲醇防冻外输。以杜402 (1985年建设) 集气站工艺优化改造为例, 该站设计规模为3×104m3/d, 实际能力为2.754 6×104m3/d。原设计加热炉为2台水套炉 (41.86×104J和83.72×104J各一台) , 生产加热和采暖加热分开设计, 设备相对较多、管理点多, 水套炉加热效率低且需人工点火, 运行费用高。老式发球筒投球端位置高, 需要在平台上操作, 冬季时容易积雪, 操作不方便, 存在安全隐患。而且经过20多年的运行, 设备老化腐蚀严重, 影响正常生产。

针对存在的问题, 为提高天然气的利用率, 简化集气站工艺, 对杜402集气站进行改造。取消原水套加热炉和发球筒, 新建1台0.1 MW真空加热炉, 设双盘管, 分别为气井来气加热和采暖伴热加热;更换可直接在地面上操作的发球筒, 将老化的分离器更换为高效油气分离装置。改造后, 管理点减少, 设备自动化程度高且易于操作, 降低了工人劳动强度及运行费用;同时提高了加热炉效率, 年节省天然气13.5×104m3。

1.2 多井集气站

采油九厂多井集气站中新一集气站、二站集气站、阿拉新2号集气站目前是湿气 (冬季加甲醇防冻) 外输到阿拉新集气站, 三甘醇脱水处理后给齐齐哈尔市供气。

阿拉新气田为九厂主力气田, 阿拉新集气站建于1990年, 主要承担给齐齐哈尔市供气的任务, 日供气量约为12×104~17×104m3。阿拉新集气站原设计处理9口气井来气, 处理规模为15×104m3/d, 外输压力1.1 MPa, 气井来气压力为3.6~9.0MPa, 来气温度15℃。站外集气流程为三管伴热流程, 站内采用两级节流、两级分离、气波制冷的低温分离工艺。

气波制冷[1]是利用天然气本身的压力能, 通过膨胀产生激波和膨胀波, 从而使天然气制冷。该站气波制冷机的设计膨胀比为3∶1, 即进出口压力比为3∶1, 单台处理量为5×104m3/d。随着生产年限的延长, 原有流程出现了一些不适应性:

1) 气井压力下降, 最低的气井压力下降至1.7 MPa, 不能满足气波制冷机的压力要求, 气波制冷机及换热器停运。站内处理工艺流程为:气井来气→节流降压→一级分离→二级分离→调压外输, 外输露点为-2~-3℃, 冬季加甲醇防冻外输, 平均10天加一次药, 每次加药量为180 kg。

2) 站内部分阀门老化严重, 多井收球筒不能正常收球, 存在安全隐患。

3) 加热炉热效率降低, 不能满足生产要求。原设计是3台火筒式加热炉, 建于1990年, 其中2台为0.58 MW, 用于站内、站外三管伴热, 另外1台为0.29 MW, 用于站内采暖。经过14年的运行, 炉体腐蚀严重, 保温层脱落严重, 热效率只有68%, 没有液位计和自动熄火保护装置, 管理难度增大。

4) 站内天然气节流降压前没有加热升温, 节流阀处经常形成冰堵, 靠工人用热水解冻, 操作难度大。

5) 杜603、杜621含油较高, 经常使分离器扑雾网堵塞。

针对上述问题, 对阿拉新集气站进行了优化改造 (图1) 。改造中取消原3台火筒式加热炉和多井收球筒, 新建真空加热炉, 外输采用三甘醇吸附脱水;对含油高的气井, 在加热之前先一级分离然后再加热, 对压力低的气井不加热直接节流降压, 对加热升温程度不一致的气井, 就高不就低, 对低者设加热旁通阀补充冷气调节分离器的进口温度;对老化阀门进行更换, 将多井收球筒改为单井收球阀。同时对计量流程进行改进, 将原2台串联的计量分离器改为并联, 增加1台湿气流量计, 通过倒流程可以实现2口井同时计量。

改造后, 保证可以完成给齐齐哈尔市供气的任务, 而且自动化程度提高, 外输气露点小于或等于-20℃, 不需再加药, 降低了工人劳动强度, 提高了加热炉效率, 节省了天然气。

2 伴生气资源综合利用

针对外围油田零散、集气管网不完善、天然气放空的实际情况, 通过采用套管放气阀、完善管网、天然气增压、燃气发电及余热回收等技术措施, 有效利用和回收伴生气资源[2]。

2.1 推广使用套管放气阀, 回收油井套管气

为了充分回收油田伴生气, 在井口油套连通管线上安装定压放气阀, 用来回收套管气。套管放气阀不仅回收了天然气, 避免污染环境, 而且可以自动控制套管压力, 满足油田开发需要。

套管放气阀主要是由弹簧、压帽、阀体、阀杆、阀罩、定压阀等组成, 以套管压力为动力, 当套压大于油压时自动放气。随着技术的发展, 将井口工艺的相关阀门设计为一个组合设备, 即组合阀, 简化了井口工艺, 井口工艺设备减少, 工人劳动强度降低。截至目前, 九厂共安装套管放气阀1935套, 占所有机采井的90%, 每年可回收天然气615×104m3。

2.2 不断完善天然气集输管网, 减少天然气放空

在油田不断开发过程中, 油田伴生气产量不断变化, 已有的集输网络不能满足油田天然气供需的调配需要, 造成部分油田伴生气放空。为此通过对地面天然气集输系统整体优化, 充分发挥已有地面装置、管网的能力, 建设湿气集输管线对天然气进行联网调配, 减少天然气的放空, 提高天然气资源的利用率。

由于英一转、葡西二转所产伴生气自用后的富余伴生气均输送至葡西联, 使葡西联天然气大量富余放空。为此新建了葡西联至古31气井的输气管线, 完善北部集输气管网, 使葡西联天然气进入已建集输气网络, 实现天然气平衡及统一调配、统一管理, 年可回收天然气410×104m3。

2.3 利用增压装置有效解决天然气放空问题

由于集油系统回压为0.2 MPa, 经过站内气液分离处理后的伴生气压力只有0.15~0.2 MPa, 而已建气井气集输管网压力为1.1 MPa, 导致富余伴生气无法进入管网, 所以在龙一转和葡西联各建一座处理能力为2×104m3/d的天然气增压装置, 将天然气增压后进入输气管网, 使富余放空的天然气得到调配使用, 从而减少了气井产气量, 节省了天然气资源。

截至2012年, 龙一转增压橇累计向干气管线输送天然气1542×104m3。

2.4 采用燃气发电和余热回收利用技术提高天然气利用率

针对外围油田零散、天然气集输管网不完善, 部分区块富余伴生气无法外输, 而且一些零散区块供电系统薄弱的问题, 根据富余气量和电的供需情况, 采用燃气发电和余热回收利用技术[3], 提高零散地区天然气利用率, 同时解决电源不稳区块的供电问题。

2.4.1 燃气发电技术

在一些耗电量较大而耗气量较少的电加热集油流程产能建设区块, 综合考虑建设投资和运行费用, 充分利用自身能源, 采用燃气发电技术对伴生气资源自产自消, 所发电量用于油田采输系统供电, 当伴生气量不足时, 采用电网供电, 降低外购电量, 节省用电成本。截至2012年, 敖南联发电1755.4×104k Wh, 耗气513×104m3, 节省电费768.99万元;齐北一联2008年12月投产, 截至2012年累计发电695.3×104k Wh, 耗气297×104m3。

在耗气量相对较大的掺水流程油田, 由于夏季停运采暖系统和实施低温集输, 伴生气富余放空, 为避免资源浪费, 采用燃气发电, 解决伴生气放空问题。

在电源不稳定的油田, 采用橇装式燃气发电站作为备用电源, 实现双电源供电以保障油田的正常生产。这样的油田主要有阿拉新集气站、阿拉新2号集气站以及新店中间加热站, 当地电源异常时启用燃气发电。

2.4.2 余热回收技术

燃气发电机组燃烧1 m3天然气只有约35%被发电机组转化为电能, 约30%随废气排出, 25%被冷却水带走, 通过机身散发等其他损失约占10%左右 (图2) 。为有效提高已有资源的利用率, 实现能源的梯级利用, 减少损耗, 采用了余热回收技术, 回收烟气所携带的热量。目前九厂共建发电机组32台, 其中18台机组安装了余热回收装置, 将1 m3天然气创造的价值提高到1.28元。

新一联燃气发电机组安装余热回收装置, 在供暖期的第一个月和最后一个月采用余热回收供暖, 停运真空加热炉, 每天可节约天然气1400 m3;而在气温比较低的11月中旬到3月中旬, 加热炉和余热回收同时运行提供采暖, 这样每天可节省天然气700 m3左右, 年可节省天然气16.8×104m3。在敖南联, 余热回收装置还用于给本站来液升温, 由40℃升到58℃, 回收的余热相当于1.0 MW的加热炉供热, 年可节约天然气172×104m3。全厂的余热回收装置年可节约天然气293.4×104m3。

3 天然气综合利用面临的问题

对于分布零散的小区块油田, 规模小, 远离管输系统, 依托条件差, 开发投资利用困难, 制约了天然气的供给平衡。这些小区块油田集输工艺采用多功能合一设备储油, 单井拉油或集中拉油, 气源充足时采用燃气加热保温, 富余时放空, 不足时用电加热 (表1) 。

新肇油田2000年投入开发, 井口流程为老式流程, 2006年在20口井安装了套管放气阀, 但是目前还有90口井套管气不能回收, 直接排向大气。

由于站内采暖炉冬运夏停, 外输温度冬季高夏季低, 掺水量及掺水温度随季节的调节, 使天然气消耗量冬季多夏季少, 造成部分站冬季自产天然气不够用, 需要补干气;而夏季富余放空, 形成了天然气产耗季节性不平衡, 见表2。

九厂油田区块分散, 虽然经过积极探索和努力, 已经形成了南北区块的集输气网络, 但还未覆盖整个油田区块, 南北分布的两大区块不能相互调配使用天然气, 部分站存在天然气无法外输而放空 (表3) ;同时又有伴生气量小的站不能调用集输气管网天然气, 需要用电采暖。

4 认识与建议

1) 气田集气工艺建设时, 对分布零散、远离已建设施的小区块建设单井集气站;对气井密集的气田区块建设多井集气站。集气站建设或改造时以优化简化、降低成本、促进生产为原则, 实现单井轮换计量、多井加热工艺。

2) 继续挖潜创新, 配套完善现有工艺设施, 减少天然气放空。在天然气利用上根据油田区块具体特点, 继续探索“套管放气阀、完善管网、燃气发电及余热回收、天然气增压”等技术对不同区块的适应性, 减少天然气的放空, 提高天然气的综合利用率。

3) 加大对零散小区块油田伴生气回收研究力度。建小型移动式燃气燃油发电站, 启用时用燃油发电, 启用后用伴生气发电, 使油田生产自给自足。

4) 对季节性天然气不平衡区块, 加大冬季不加热集输应用力度, 减少冬季天然气消耗。

5) 对新肇油田未安装套管放气阀的90口井安装组合阀或者套管放气阀, 年可回收套管气约150×104m3。

6) 建议新建一条南北天然气调配管线, 当区域用气失衡时, 可以调用气田气。

摘要：大庆油田第九采油厂属于大庆西部外围油田, 共有龙虎泡、敖古拉等17个油气田, 建有单井及多井集气站9座, 天然气、油田伴生气资源较为丰富。截至2012年底伴生气量达4577×104m3, 气井气4623×104m3。针对大庆西部外围油田零散, 个别油田套管气、伴生气量大, 集输气管网不完善等问题, 根据不同油气田特点, 采取一系列切实可行、经济有效的措施, 保证气井气生产, 充分利用伴生气资源。优化集气站工艺, 针对单井集气站和多井集气站采取不同的工艺, 对使用年限长、工艺流程复杂的集气站进行改造, 使气井安全平稳生产;综合利用伴生气资源, 通过采用套管放气阀、完善集气管网、燃气发电及余热回收、天然气增压等技术, 有效利用和回收伴生气资源。

关键词：外围油田,集气站,伴生气,措施,综合利用

参考文献

[1]朱彻, 刘润杰.气波制冷技术在天然气脱水净化工程中的应用[J].制冷, 1995 (1) :10-15.

[2]田玉凯, 王忠民.大庆西部外围油田天然气综合利用研究[J].油气田地面工程, 2008 (4) :15-16.

外围油田 第5篇

1 剩余油分布模式研究

不同沉积类型砂体由于受平面及层内非均质性的影响, 动用不均衡, 存在局部剩余油相对富集部位, 剩余油分布模式主要有平面剩余油分布模式和纵向剩余油分布模式。

1.1 平面剩余油分布模式

平面剩余油分布模式主要为:遮挡控制型剩余油分布模式和平面连通关系控制型剩余油分布模式。平面遮挡在控制型剩余油分布模式主要是因为在注采关系完善的情况下, 由于发育断层、废弃河道、非主体砂体等, 连通性变差, 存在剩余油富集区。平面连通关系控制型剩余油分布模式主要是由于萨、葡油层窄条带河道砂体发育, 注采关系难以完善, 易于形成剩余油富集区。

1.2 纵向剩余油分布模式

纵向上受非均质与层间干扰影响, 纵向剩余油分布模式主要有:韵律控制型、夹层控制型、层间干扰型三种分布模式。层内受韵律与夹层影响, 形成韵律控制型与夹层控制型剩余油富集区;层间萨、葡油层主力小层突出, 层间渗透率级差3-5倍以上, 物性差异大、层间矛盾突出, 差层不吸水, 难以动用, 形成层间干扰型剩余油富集区。

2 剩余油预测方法研究

多层次模糊综合评判法是在综合评判地质与开发因素基础上, 根据检查井及测试资料建立评价参数体系, 对剩余油分布进行预测。神经网络模式识别法是模仿人脑而建立的一种非线性的数学模型, 具有区域性和局限性, 下面着重对多层次模糊综合评判预测剩余油预测方法进行研究。

2.1 多层次模糊综合评判因素的确定

影响剩余油分布的因素多而且复杂, 但归结起来主要是地质因素和开发因素两大类。

2.1.1 地质因素

地质因素主要有微相类型、油层厚度、连通类型等, 按照影响水洗程度的强弱对每个参数进行分为:

(1) 微相类型:大型曲流河道、小分流河道、主体席状砂、非主体席状砂;

(2) 油层厚度:油层厚度>2.0m, 1.0-2.0m、0.5-1.0m、0.5m;

(3) 连通类型:厚注厚采、厚注薄采、薄注厚采、薄注薄采。

2.1.2 开发因素

通过对影响剩余油分布的开发因素进行分析, 主要有注水距离、受效方向等, 按照影响水洗程度的强弱对每个参数进行分为:

(1) 注水距离:注水距离200m、200-400m;

(2) 受效方向:不受效、单向受效、双向受效、多向受效。

2.2 多层次模糊综合评判

多层次模糊评判是从n个方面 (因素) 来考察m个分类结果 (评价结果) , 并进行评价研究, 核心是进行剩余油预测中参数选择与各因素隶属度值 (定量关系) 确定。

2.2.1 一级模糊评判

一级模糊综合评判就是地质因素和开发因素两大类中的各个参数按照对剩余油影响的强弱进行综合评判。由于地质因素和开发因素的各个参数对剩余油影响的程度不同, 所以存在一定的级差, 首先确定影响因素与评价结果直接的关系如下, 一般由资料统计得出:

其次是确定隶属度值, 建立所有因素评价矩阵R

通过因素评价矩阵R与权重A的合成, 计算评判对象的综合评价结果B, 建立一级模糊判别结果矩阵B地质因素=A地质单因素权重R地质评价矩阵和B开发因素=A开发单因素权重R开发评价矩阵, 即B=AR。

2.2.2 二级模糊评判

剩余油的形成是地质因素和开发因素综合作用的结果, 因此以一级判别结果为基础, 按地质、开发两因素进行二次模糊评判, 得出二级评判关系矩阵。

分别对地质因素和开发因素赋予权重C= (ci) 2, 最后得到待估井层剩余油综合评判结果

Y=Q⋅C, 从而得到每个待估井的剩余油判断的可信度, 并以此为基础绘制各层剩余油平面分布概率图。利用多层次模糊综合评判预测剩余油预测方法对大庆外围油田中高含水期剩余油进行预测, 预测符合率达80%以上, 为精细挖潜剩余油提供了有力技术支撑。

3 结论

(1) 大庆外围油田平面剩余油分布模式主要遮挡控制型剩余油分布模式和平面连通关系控制型剩余油分布模式;纵向剩余油分布模式主要有:韵律控制型、夹层控制型、层间干扰型三种分布模式。

(2) 优选出多层次模糊综合评判预测剩余油方法, 从地质与开发两大因素进行了一级和二级模糊评判, 增加了剩余油判断的可信度。

摘要：目前大庆外围油田储层地质条件比较复杂, 影响剩余油分布模式与预测精度的因素较多, 针对油田技术现状及开发需求, 对平面和平面两个方面对剩余油分布模式研究入手, 在剩余油预测方法上从地质与开发两大因素综合对多层次模糊综合评判预测剩余油方法并进行了详细阐述, 量化剩余油分布, 为油田开发调整提供基础。

关键词：分布模式,预测方法,模糊评判剩余油

参考文献

[1]万学鹏, 赵新军, 陈龙, 等.低幅度剩余油分布及稳油控水研究[J].大庆石油地质与开发, 2009, (01)

外围油田 第6篇

目前常规注水管柱及作业设备无法实现带压作业, 注水井作业前需要降压到2M P a以下, 一般采取两种办法:一是溢流放压, 将返排液放到吐油池或用罐车拉走, 这种方法成本高、污染环境, 最重要的是严重影响注水效率。目前公司平均单井日注水量在15m3, 溢流放压将会损失大量的注入水, 导致注水效率低;二是关井降压, 外围低渗透油田油层渗透率较差, 地层压力在地层中扩散很慢, 据调查井口压力达到2MPa以下, 台105地区平均需关井30天左右, 台1地区试验了几口井压力下降的非常缓慢, 九厂合作区则需60天以上, 待作业周期长、严重影响油田注水。近年来研发的防喷作业机可实现不压井、不放喷作业施工, 但外围低渗透油田井深、压力高, 导致施工时间较长 (平均作业时间为15-20天) 、费用高 (每兆帕作业费用为1万元) 。

为此, 探讨了无污染井下作业技术研究, 可实现高压水井不泄压作业技术。

2、水井带压作业解决办法及技术思路

利用丢手封隔器密封住地层压力, 在保持地层压力条件下进行不放喷带压作业, 实现快速起下管柱。初期为了探索该工艺的可行性, 先实现对井口压力6MPa以下的井进行带压作业, 解决部分井关井时间长、放溢流作业易造成环境污染的难题。

3、技术方案及工作原理

工艺管柱随水井作业下入井内, 由下向上依次是提挂式油层开关、脱接器、防落物装置、正常注水管柱、油管工作筒。

作业时, 利用油管堵塞器及自封封井器暂时封闭油管和油套环空, 然后起管柱将提挂式油层开关丢手座封于油层以上, 实现不泄压作业;完井时, 对接丢手封隔器, 下放管柱使其解封, 置于管柱最下端, 下次作业时继续应用, 最后捞出油管堵塞器。

3.1 提挂式油层开关

起原井上提管柱时, 封井器随管柱一起向上运动, 此时导向块位于短滑道内, 限制卡瓦的下行距离, 封井器不工作;到达预定深度需要座封封井器时, 下放管柱1m, 依靠摩擦块与套管的摩擦力, 使滑套不动, 中心管下行, 导向块在导轨内滑动转向, 进入长滑道;此时再上提管柱, 导向块进入长滑道, 失去对卡瓦下行距离的限制, 中心管带动下部锥体及胶筒上行, 锥体迫使卡瓦张开, 固定在套管壁上, 封隔器的胶筒被挤压座封, 下部压力越高时座封效果越好。解封时, 依靠全井管柱的重量下放, 中心管带动锥体及胶筒下行, 卡瓦及胶筒复位, 导向块在导轨内滑动转向, 进入短滑道。

封井器胶筒采用氟橡胶, 具有耐高温、耐油及耐多种化学药品侵蚀的特性, 用于深井时, 可承受149℃和42MPa的苛刻工作条件。

3.2 脱接器

采用分瓣卡簧及内捞对接式, 座封井下封井器后, 继续上提管柱, 脱接器上部向上移动, 达到一定力量, 剪断脱接销钉, 分瓣卡簧向内收缩, 从脱接器工作筒内脱出, 完成脱开动作;对接时在地面换好销钉, 下放管柱, 脱接器上部插入工作筒内, 分瓣卡簧向内收缩, 卡簧进入工作筒, 卡在工作筒内, 完成对接动作。

3.3 防落物装置

在起下管柱时为防止注水封隔器胶筒损坏掉到丢手接头上, 在脱接器的上部安装防落物装置。分别由一级捞篮、扶正体、刀片和二级捞篮组成。有落物时, 首先落入一级捞篮, 落物比较大一级捞篮没捞到时, 下部刀片将其磨碎后落入二级捞篮。

3.4 井口自封封井器

在起下管柱时, 座封井下封井器之前或解封井下封井器之后, 为了不让套管内液体返出, 在井口安装自封封井器, 依靠环空压力压缩自封芯子, 封住油套空间的压力。目前该项技术比较成熟, 静密封压力可达到25MPa, 动密封压力为15MPa。

3.5 油管工作筒

在起下管柱时, 座封丢手封隔器之前或解封丢手封隔器之后, 为了不让油管内液体返出, 在油管上安装油管工作筒, 内部可以投捞堵塞器。安装位置设置在距井口100m左右 (丢手封隔器距油层上界的距离) 的位置。

4、室内实验

目前已完成可反复座封脱接封井器的座封、解封、承压、对套管伤害程度实验。首先将可反复座封脱接封井器下到模拟井内, 通过下放0.5m后上提实现座封、解封, 实验20次, 成功率100%;座封后, 在套管下部打压30MPa不渗不漏, 封井器无窜动;打压结束后, 对卡瓦部位的套管解剖, 观察发现卡瓦对套管基本无伤害。从实验结果看, 可满足现场试验要求。脱接器的脱接实验, 地面模拟了脱接器的脱接实验, 脱接器脱接正常, 脱开销钉定在4MPa。通过室内实验, 整套工具已达到设计要求, 近期将下井试验。

5、结论及认识

(1) 无污染井下作业技术与近年来研发的防喷作业机相比, 具有以下技术特点:一是设备配套性好, 利用现有的作业设备即可进行高压水井不泄压作业;二是施工周期短, 5-7天即可作业施工一口井, 而防喷作业机平均作业时间为15-20天;三是投入费用低, 应用该技术水井增加工具费用1.2万元、而防喷作业机每兆帕作业费用为1万元。

(2) 高压水井不泄压作业技术可以实现对井口压力6MPa以下的井进行带压作业, 随着该项技术的成熟和发展, 以后可以实现对井口压力10MPa以下的井进行带压作业, 基本上可以满足外围低渗透油田注水井作业的需要。