分注工艺范文（精选7篇）

分注工艺 第1篇

1 新木油田分注工艺

1.1 新木油田油藏特点

新木油田开发区块41个, 含有面积1269平方千米, 地质储量6411.79万吨, 开发的主要目的层扶余油层和扬大成子油层。油层深度550-1500米, 其中单一低渗透油层7个, 含有面积18.54平方千米, 单一中高渗透油层7个, 含有面积21.79平方千米。

1.2 地面分注工艺选井条件

注水井必须分两段注水, 使用这种工艺不能洗井, 这就要求油层物性好, 渗透率高。

1.3 地面两段分注工艺原理

由一个地面配水总成和一个不可洗井压缩式封隔器组成。一般井处于低洼地带, 进不去车井。这种分注工艺优点是工艺简单, 测试方便, 井下工具少。

2 现场试验

2.1 油压与套压平衡井封隔器性能研究

2.1.1 压力法

在井口用同一块压力表进行油套压录取。录取压力后, 逐步加大注水排量, 观察套压变化情况。稳定时间一般在20到30分钟左右。如果套压不发生变化, 证明封隔器密封。

2.1.2 流量法

将注水井的注水闸门、内套闸门关闭, 打开放空闸门、外套闸门, 逐渐关闭其中一个闸门, 观察水量是否发生变化, 如发生变化证明封隔器失效。

利用这两种方法, 对新木老区102口油套压平衡的两段分注井进行了验证。验证结果, 在102口井中仅有3口井 (101-3、11-021*1、A7-9.) 发现封隔器失效, 封隔器失效率为3%。

通过验证得出的结论:两段分注井油套平衡时封隔器并不一定失效。在A7-9井进行试验找出造成油套平衡的原因。

(1) 压力法验证封隔器

选用三块压力表, 其中一块为精密压力表。无水嘴情况下, 井口套压4.2mpa, 注水间内油压由6.2M P a提高到9.9M P a, 排量提到最大。30分钟后井口套压仍为4.4MPa。证明封隔器密封。

(2) 油套管无水嘴情况下逐渐提压

在油套管均无水嘴控制的情况下, 注水间内压力3.7MPa时, 井口油压3.7MPa, 井口套压3.7MPa, 间内排量1.7m3/h;间内油压提到4.7MPa, 井口油压4.7MPa, 井口套压4.5MPa, 间内排量8.3 m3/h;间内油压提到6.3MPa, 井口油压5.8MPa M, 井口套压5.2MPa, 间内排量16m3/h;间内油压提到6.5MPa, 井口油压5.9MPa, 井口套压5.4MPa, 间内排量无显示。

分析发现, 在无控制某一排量以下, 油套压可能达到平衡值, 随着排量的增加, 井口油、套压的差值逐渐增加。

(3) 封隔器失效井油套压情况

从理论上讲, 封隔器失效井口油套压一定平衡。11-021*1井是通过压力法验证封隔器失效的一口井。从作业后封隔器跟踪情况看, 11-021*1井二封胶筒在上次作业下入时挂坏。作业施工结束后, 对封隔器首先没有进行涨封, 直接注水。在无水嘴情况下, 油套压平衡。将油管装入3.0mm水嘴, 套管仍无水嘴, 无论注水间内排量如何变化, 井口油套压始终没有改变。涨封结束后, 经验证封隔器密封。这时间内排量发生变化后, 井口油套压出现差值。

因此, 控制注水情况下, 由于各层段吸水能力的差异, 在相同或不同水嘴下, 两段分注井井口压力在某一流量以下水嘴压力损失极小。由于压力表精度问题, 在流量较小的情况下, 两段分注井井口油、套压值与水嘴规格无关, 在达到或超过此流量后, 由于各层段吸水能力不同, 随着流量的增大, 井口油套压值与水嘴规格、地层吸水能力有关。水嘴规格越小, 井口油套压及流量随注水间压力幅度变化越小。

2.2 地面分注井封隔器失效的判断

如果井口油套压值出现较大幅度的下降 (一般为0.4MPa以上) 或相同水嘴下吸水指数明显变大, 那么封隔器失效的可能性较大。这里不排除水嘴刺大, 地层吸水能力变强等情况。

例如:1 0 1-3井, 6月2 0日间内压力7.5M P a, 井口油压7.5M P a, 井口套压7.5MPa, 6月25日间内压力7.5MPa, 井口油压7.5MPa, 井口套压7.1MPa, 6月30日间内压力7.0MPa, 井口油压6.9MPa, 井口套压6.5MPa, 7月2日验证封隔器失效。101-3井两次间内油压没有变化, 而井口套压已经发生变化, 等到下一个取压周期间内才开始有明显变化。

2.3 封隔器可靠性研究

目前, 新木油田使用的大部分封隔器757-3型的, 对两年以上未作业的4口井, 用757-3型封隔器验证是可靠的, 从施工后封隔器跟踪结果来看, 这4口井封隔器胶筒完好。两个未解封的封隔器, 胶筒涨封外径132mm, 与757-3技术规范提供的最大涨封外径完全相同。2.3.1试验目的验证757-3封隔器可靠性

2.3.1 验证过程

(1) 对757-3封隔器进行涨封。压力达到5.0MPa时封隔器涨封。

(2) 油套环空内逐渐提压

首先使油套环空内压力达到2.0MPa, 观察2 0 m i n, 环空不渗不漏。提压至3.0mpa, 观察20mpa, 环空不渗不漏;提压至5.0mpa, 观察20mpa, 环空不渗不漏;提压至10.0mpa, 观察20mpa, 环空不渗不漏。

试验证明, 在光滑的套管内, 757-3在承受10.0MPa的压差下, 封隔器密封性仍能保证, 但实际套管中由于结垢、腐蚀等因素影响, 封隔器存在未密封完全的可能。

3 结论

目前使用的封隔器在10MPa压差下不渗不漏的试验结果证明, 所使用的封隔器认为是可靠的。即使存在渗流的可能, 但其流量不会产生较大的影响。由于757-3封隔器胶筒隔环为平板形式, 754-6封隔器胶筒隔环存在凹槽。为了避免凹槽损坏胶筒, 754-6涨封压力不益过高。此外, 地面两段分注井井口油套压平衡并不能反映封隔器是否失效。平衡井封隔器不一定失效, 但失效井压力一定平衡, 要对每口井测试前必须验封。

摘要：新木油田整合后注水面积增加, 测试工作量加大, 特别是地处低洼地带的注水井测试进不去车等严重影响开发效果, 针对这些问题, 单一油层分注井采用了地面分注工艺技术, 极大减少了测试工作量, 注水效果显著, 为稳产和提高采收率提供了技术支持。

桥式同心分注工艺技术研究与应用 第2篇

1 桥式同心分注技术

1.1 管柱结构

桥式同心分注注水管柱由Y344-114型封隔器、同心电动直测配水器、球座、筛管、丝堵等组成, 4层分注管柱结构如图1。桥式同心分注工艺由于采用桥式同心配水器、Y344型封隔器, 不受投捞距离、封隔器卡距等限制, 真正意义上实现了多层细分注水。

1.2 工艺原理

桥式同心分注工艺是利用机电一体化及电缆传感接受技术, 采用边测边调的方式确进行流量调配和测试。桥式同心配水器将可调水嘴设计在中心通道外围, 可调水嘴固定安装, 井下智能测调仪与同心配水器同心对接, 实现测调同步进行。仪器转速较慢, 配合窄长型水流出口, 可以适应各种低注入量配注的精度要求。

1.3 主要技术特点

(1) 桥式同心配水器可调水嘴与工作筒为一体化结构设计, 测试调配采用电缆操作, 不存在反复投捞更换水嘴问题, 有效的缩短了测调时间, 且水嘴连续可调, 提高了测试效率及精度。

(2) 桥式同心分注测调时在配水器中心通道内作业, 定位对接、调节对接均为同心对接, 无需精确机械导向、对接, 提高了测试成功率。

(3) 配套的逐级解封封隔器, 能够降低起钻时解封拉力, 有效解决易卡难题。

2 主要配套工具及改进

2.1 优选了Y344-114型封隔器

Y344-114型封隔器主要由密封胶筒、解封锥体、解封套管等组成。与Y 3 4 1-11 4型封隔器相比, 该封隔器坐封压力低 (7-8MPa) , 解封采用环空加压方式 (反洗井) , 起钻时不再有解封力, 降低了多层分注井起钻易卡的风险;其次是反洗井时封隔器解封, 洗井更彻底, 油管重新加压注水封隔器重新坐封。

2.2 研制了桥式同心配水器

桥式同心配水器主要由同心活动筒、出水口、定位机构等组成 (见图2) 。配水器的水量调节是通过专用调节器转动工作筒中心位置的同心活动筒, 来改变注水流通面积, 从而实现注水大小的调节。同心活动筒的关键部位为陶瓷材料。在关死后, 同心活动筒下部为”凸”型密封圈密封, 可做到完全关死, 无渗漏 (图2) 。

2.3 研制了同心智能测调仪

同心智能测调仪主要由定位爪、调节爪、电机、流量计等组成 (见图3) 。地面系统软件输入各种控制参数, 通过电缆传输, 控制同心智能测调仪进行工作, 测调仪将流量、压力和温度的测量数据反馈回地面。地面系统软件对上传数据进行处理和解析, 从而实现对注水量的实时测量和调节。同心智能测调仪的动力传递设计为同心连杆机构, 和桥式偏心井下测调仪器相比, 机械结构简单, 动力传递效率高, 测调稳定性可靠。

3 现场试验及效果分析

2012年桥式同心分注工艺已在陈东油田南梁西、华152区、白455区下井试验37口, 试验井最大井深2216 m, 最大井斜37.5°, 最大分注层数5层, 最小卡距3m, 测调成功率100%, 分注合格率100%。

3.1 测调成功率高

偏心分注工艺测调需要精确的机械导向、定位、偏心对接来实现投捞测试, 在大斜度井和深井上测试成功率低, 平均测调成功率为50%, 而桥式同心分注测调时在配水器中心通道作业, 采用同心对接, 平均测调成功率为100%, 表明该工艺测调成功率高。

3.2测调效率高

由37口井试验情况来看, 桥式同心分注工艺单井平均测调时间为6h, 而偏心的测试工艺平均测调1口井需要2-3天, 显然, 该工艺测试效率较高, 缩短了测调时间, 同时降低了劳动强度。

3.3 测调精度高

对37口井97个小层流量实际测调值和地质配注量统计分析, 图4所示, 单层实际测调注入量与地质配注量平均偏差0.3m3/d, 最大偏差1.5m3/d, 最小偏差0 m3/d, 单层测调偏差由偏心20%30%提高到15%以内, 可见该工艺具有小水量测试精度高的优势 (图4) 。

4 结论

(1) 桥式同心分注技术集成了桥式偏心和空心分注的技术优势, 抛弃了传统钢丝投捞工序, 采用电缆仪器中心通道对接作业, 无需精确机械对接, 水嘴集成在同心配水器中, 且水嘴无级连续调节, 并可通过地面控制仪实现对各层流量实时监测、实时调节, 具有测试效率及精度高的特点, 满足了陇东油田多层小卡距精细分层注水的需要。

(2) 桥式同心分注技术作为一项新生技术, 需要扩大现场试验, 加强现场跟踪和效果评价, 关键工具以及配套仪器、测调软件的研发、工艺的优化等方面还需不断的升级完善, 以满足长庆油田精细分层注水的需要。

(3) 为满足精细分层注水的技术要求, 提出数字式自动测调分注工艺的技术思路, 具有测调效率高、测试精度高、测试自动化的优势, 为进一步实现油田精细化注水开发良性循环拓展了空间。

摘要：长庆陇东油田注水井具有“定向井、小水量”的特点, 对分注工艺的可靠性和实用性提出了更高的要求。针对目前使用的偏心分注工艺技术存在测试投捞成功率、效率低及测试误差大等问题, 引进了桥式同心分注工艺。该工艺在南梁西、华152、白455区块37口分注井进行应用, 通过现场应用表明, 该技术提高了分注井测调成功率、效率及精度, 满足了陇东油田精细分层注水的需要。

关键词：桥式同心分注,Y344型封隔器,同心智能测调,现场试验

参考文献

[1]杨洪源, 于鑫, 齐德山, 等.桥式偏心配水管在分层测试中的应用[J].石油机械, 2009, 3 (3) :59-60, 63[1]杨洪源, 于鑫, 齐德山, 等.桥式偏心配水管在分层测试中的应用[J].石油机械, 2009, 3 (3) :59-60, 63

[2]侯守探.常规偏心分层注水改进技术研究[J].油天然气学报, 2007, 29 (2) :112-113[2]侯守探.常规偏心分层注水改进技术研究[J].油天然气学报, 2007, 29 (2) :112-113

分注工艺 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.

分注工艺 第4篇

关键词：曲堤油田,分注工艺,应用现状

油田开发特有的注水步骤, 能补充耗费掉的地层能量, 提升各时段的采收率, 是成效凸显的方式。采纳合注办法, 能维持住初始时段的地层压力, 满足拟定好的工艺水准。曲堤油田特有的分注, 有序补充了区段以内的多层级能量, 有着凸显的运用前景。

1 概要的运用状态

1.1 偏心特性的配水器

偏心架构的管柱, 被设定成分注必备的配水器。这种偏心特性的配水器, 采纳了便捷的座封, 便利了接续的验封等。配水器框架以内的芯子, 便于后续打捞, 省掉了专用特性的打捞车。

偏心架构内的配水器, 能阻止住配件的慢慢蠕动, 补偿了上侧路径的常规蠕动。防止蠕动特有的配件, 卡瓦组装设定了偏大的包角, 并紧密衔接着布设好的套管。这样的架构, 保护成套套管, 拓展了注水特有的架构寿命。采纳液压推力, 去释放固定态势的锁定配件。体系固有的下侧, 放置某一坐锚。依托各时段的注水压力, 助推水井衔接着的封隔器, 缓慢上提这样的坐锚。

1.2 配水器的凸显优势

自锁特性的封隔器, 压差架构下的座封, 先要经过反洗, 才可予以解封。封隔器固有的抗压力、抗波动这样的特性, 由此可被提升。定压必备的球体, 在定压启动之时, 应阻止住剧烈态势下的波动。定压特有的沉砂底球, 采纳了衔接好的顺畅路径, 布设了必备通道、体系以内的泄压配件。

沉砂通道特有的配件, 可包含累积着的杂物、经由的砂子等。这样的尘杂, 能沉入衔接着的管路尾部, 不会埋没底球。泄压必备通道, 在管柱开启之时, 它与固有的钢球球座, 维持住设定好的某一间隔。这样做, 管路特有的内外压差, 就会彼此均衡。这就规避了潜藏着的偏大压差带来座封搭配着的胶桶损毁, 延长了封隔配件的运用时限。

2 应注重的事项

曲堤油田固有的层级差异, 还是偏大的。这种状态之下, 经过优先挑选, 采纳分注井必备的同心双管, 以便分注管柱。这样做, 能简化平日之中的调配流程, 延长了设定好的分注实效期。若没能区分层级, 设定统一注水, 那么高渗透特有的区段, 就会单独突进;偏薄态势下的低渗透区段, 却没能妥善注水。这种状态下, 层级之间潜藏着的矛盾, 就会渐渐凸显。

对于筛选出来的注水井, 采纳防砂措施。曲堤油田细分出来的一些区段, 凸显了出砂的难题。对于此, 采纳可行特性的防砂途径, 化解分注之中的若干困难。此外, 分注井常常结出污垢。采纳长时段的防垢办法, 慎重规避机械阻塞。

增产促动之下, 油水井原有的井下状态, 正在渐渐恶化。这种地层之内, 包含碳酸盐累积出来的污垢、固态特性的泥质, 阻塞了采掘路径。为此, 采纳了充填解堵。若储层固有的渗透特性不佳, 且凸显水锁状态, 则采纳缩膨途径。此外, 胶质特性的沥青, 带来有机堵塞。惯用的酸化途径, 能除掉无机物特有的渗透损伤, 但没能除掉对应着的有机物损伤, 缩减了解堵成效。土酸特有的酸化速率很快, 进到地层以后, 胶结物快速去溶解, 毁损了岩层固有的骨架硬度。土酸特有的酸化流程, 曾获取凸显实效。

然而, 长时段的开发之中, 地层吸纳了偏多的污水。针对不同特性的阻塞类别, 采纳差异情形下的解堵方式, 即综合解堵。某油田固有的泥质很高、细粉砂特性的物质累积。稠油阻塞住了周边范畴的管路。地层固有的深层解堵, 采纳复合步骤。残存油体、悬浮物及粘附的乳化油, 采纳调制得来的微乳液, 以便增注降压。若近井地段残存着碳酸盐、附带着的固态颗粒, 则采纳盐酸及土酸, 妥善除掉污垢, 回避设备堵塞。

3 分层测试特有的影响要素

3.1 水质及压力

沿线特有的污染, 带来水质不稳定, 干扰到了分注的稳定。压力频繁波动, 影响了井内建构的注水系统, 分注井特有的解封失效。为提升原有的酸洗成效, 着手去酸洗时, 采纳整体化架构的段塞。每次酸洗拟定好的某一油层, 暂时予以封堵。这种状态下, 全部井段就会布设着均匀的酸液。残存着的酸液、反应得来的物质, 就会顺畅上浮。在调和好的酸液以内, 添加带有油性特性的、屏蔽必备的暂堵制剂。例如:某水质监测得来的结论显示:联合状态下的注水站, 配水间固有的井口沿线, 带有偏重的污染。这种情形下, 注水管路常被腐蚀, 造成偏厚的污垢堆积, 影响常规的注水程序。

3.2 层级差异偏大

注水井特有的层级压力偏大, 缩减了分注效率。缩减注水特有的层级压力, 能够提升效率, 便利了后续的注水。

3.3 井筒及管柱

管柱固有的涂层滑脱, 或者井筒损毁。酸化情形下的防砂管柱, 采纳反循环框架之内的长井段、均衡特性的清洗步骤。对于设定好的某一管柱, 采纳酸化防砂, 同时酸洗泥饼。

4 分注疑难的化解思路

4.1 采纳双管分注

同心双管分注, 简化了平日之中的调配工作, 延长了分注特有的有效期。油田采掘之中, 单井特有的原有产能, 正在逐步缩减;采掘得来的液体总量递增, 流量却渐渐缩减。这种状态下, 甚至凸显了干磨的倾向。井下布设好的成套设备, 因此添加了原有的负荷, 耗费了偏多的采油成本。为此有必要采纳特有的双重管路, 提升分注速度。

为了提升分注原有的合格率, 可把这样的管线原材, 替换成玻璃钢管线。例如:根据检测得来的某数值结果, 投产时段偏长的钢制管线, 会凸显偏多污染。然而, 替换为玻璃钢管线以后, 检测得来的水质, 就凸显明显改善。

4.2 防砂长效治理

投产初始时段, 建构了两口特有的水平井, 采纳了套管特性的射孔手段。这种完井方法, 管柱固有的内径偏小, 很难接续改造;管路失效之后, 也很难去打捞。为缩减这个时段的钻井损伤, 提升区段之中的井产量, 拓展油井寿命, 应当优化变更。水平井特有的价值, 是增添区域之内的泄油面积。这种情形下, 变更了地层架构内的流体渗透。这样采掘出来的油藏, 整合了稠油、低渗透特性的优良油体, 包含偏薄的层级。实行井内范畴的防砂规划, 治理酸性特性的污垢, 化解出砂难题。

5 结语

曲堤油田范畴的分注手段, 针对油田独有的曲堤特性, 化解凸显矛盾。确保妥善分层, 能化解油层特有的偏大差异, 提升不同时段内的采油效果。伴随技术拓展, 曲堤油田布设的分注管路, 也逐渐被改进。未来时段中, 应能优化惯用的工艺思路, 采纳分层测试, 提升合格概率。这样做, 能为长时段的油田稳产, 提供可用思路。

参考文献

[1]张文峰, 王小勇, 程光华等.文留油田特殊井分注工艺研究与应用[J].内蒙古石油化工, 2012 (02) :137-138.

[2]段永华.曲堤油田分注工艺应用及效果分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2012 (S1) :35-36.

[3]赵杰, 王玉环, 付艳红等.油套分注工艺完善与应用[J].科技视界, 2012 (14) :27+234.

分注工艺 第5篇

1 技术关键

小直径梭形杆偏心分注配产器主要由上接头、扶正体、主体、导向体、下接头等组成 (图1) 。

通过改进, 配注器外径由114 mm缩小为95 mm;测试孔内径与堵塞器偏孔内径不变, 圆心距不变;测试孔与刚体不同心。

主体内外有开口, 注入时, 聚合物溶液由主体内开口进入偏孔, 流经梭形杆堵塞器节流降压, 然后由外开口注入地层。

当聚合物溶液流经梭形杆堵塞器时, 连续的梭形球使聚合物溶液产生压降[1]。配注芯越长, 梭形杆上的球数量越多, 节流压差越大。配注芯能任意打捞, 通过调整配注芯长短调整分层注入量, 从而达到分层配注的目的。

为能应用现有测试工具进行测试, 配注器主体上的测试孔中心与堵塞器偏孔中心之间的距离应保持不变。在刚体外径缩小的情况下, 测试孔与主体刚体要有一定的偏心距;因此, 需要根据小直径的工艺要求, 确定合理的偏心距 (图2) 。

同时, 配注器主体外径工具缩小后, 连接螺纹应具有一定的强度, 当配注器的承压达到25 MPa时, 偏孔不刺不漏, 满足井下工作要求。

2 设计计算

原配注器钢体外径D1=114 mm, 小直径配注器钢体外径D2=95 mm, 则

连接套是配注器主要的承压零件, 因此, 对其连接螺纹 (螺纹型号为M85X2) 进行强度校核[1]。

螺纹受力:

式中:

P工作压差, 25 MPa;

d3连接套内径, 83 mm。

螺纹强度[2]:

式中:

τ剪切应力;

F螺纹受力;

kz啮合系数, kz=0.56;

d1螺纹小径, d1=82.835 mm;

a齿根宽度, a=1.305;

Z螺纹工作圈数。

若Z=10, 则τ=71.1 MPa<[τ]=300 MPa, 剪切应力小于许用应力, 满足强度要求。

3 现场应用

在现场应用前, 为验证小直径梭形杆偏心配注器的承压性, 对该工具进行了室内承压性实验。实验中, 在堵塞器偏孔内投入死嘴, 加压至25 MPa, 持续15 min, 不刺不漏, 工具状态稳定。

在采用投捞器进行堵塞器的地面投捞试验中, 操作顺利, 投捞过程中无遇卡、遇阻现象。

截至目前, 现场应用4口井, 单层注入量均能达到配注要求, 投捞堵塞器无遇卡、遇阻现象。

现场应用的4口井, 平均单井累计应用184 d, 累计控制无效注入2.3104m3聚合物溶液, 节支48.3万元;减少无效产液1.8104t, 节支2.2万元;井组累计增油825 t, 原油价格每吨按5 234元计算, 增加收入431.8万元。共创经济效益482.3万元。

4 结论及认识

1) 小直径梭形杆偏心配注器缩小了工具刚体外径, 下入时可通过套损井内的加固井段, 同时满足承压需求, 投捞顺利。

2) 该工具继承了原有偏心配注器的技术特点, 可以利用原有的堵塞器进行流量调配, 满足套损井低黏损有效注入的需求。

3) 与小直径封隔器配套组成的工艺管柱, 突破了不能对套损井分层注聚的技术界限, 为今后的油田聚驱开发做好了技术储备。

摘要：喇嘛甸油田套损注聚井实施套管加固作业后, 偏心配注器下入时无法通过加固井段, 为解决这一问题, 在梭形杆偏心配注器的基础上研制出新型小直径偏心配注器。该工具与小直径封隔器配套使用, 可以顺利通过加固井段, 实现对聚驱套损井的分层注入。新型偏心配注器的使用完善了套损井井网注采关系, 减少了无效注入, 节约了聚合物用量, 降低了生产成本, 应用前景广阔。

关键词：聚驱分注,套损井,偏心配注器,小直径

参考文献

[1]李新勇.螺纹实用手册[M].北京:机械工业出版社, 2009:35.

套变井分注技术研究与应用 第6篇

关键词：分层注水,套损,层间矛盾

1 概况

奈曼油田奈1区块位于内蒙古自治区通辽市奈曼旗境内, 是开鲁盆地西南侧的一个次级负向构造单元。目的层为中生界白垩系下统九佛堂组, 分为九上段和九下段, 九佛堂组储层主要为低孔、低-特低渗储层, 局部发育中孔、中渗层带, 为低渗稠油油藏。油藏类型为层状边水油藏, 具有多套油水系统, 其中, 九上段确定两套油水系统:第一套为Ⅰ+Ⅱ上油水界面为-1560m, 第二套为Ⅱ下+Ⅲ+Ⅳ油层组, 油水界面为-1700m。九下段确定三套油水系统:第一套为Ⅰ油组1砂岩组, 油水界面为-1930m, 第二套为Ⅰ油组3砂岩组, 油水界面为-2180m, 第三套为Ⅱ油层组, 油水界面为-2380m。

1.1 储层岩性

奈曼油田九佛堂组为近物源供给的浅水扇三角洲沉积前缘亚相沉积, 主要发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂和水下分流河道间微相, 物源来自西部陡坡带和东部缓坡带。奈曼油田九上段储层岩性划分为砂质砾岩、含砾中粗砂岩、粉-细砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩。九下段储层岩性划分为凝灰质砾岩、凝灰质砂砾岩、凝灰质粗砂岩、凝灰质细砂岩、凝灰质粉砂岩。

1.2 储层物性

奈曼油田储层物性较差, 主要为低孔、低-特低渗储层, 局部发育中孔、中渗带层。其中九佛堂组上段孔隙度主要分布在10%~20%, 平均14.6%;渗透率主要分布在50×10-3μm2以下, 平均12.2×10-3μm2;碳酸盐含量主要分布在0-7%之间, 平均4.55%, 含量中等偏高;九佛堂组下段孔隙度分布在7%-19%, 平均12%, 渗透率主要分布在50×10-3μm2以下, 平均10.6×10-3μm2。泥质含量中等偏高, 平均8.89%, 碳酸盐含量中等偏高, 平均4.55%。

1.3 原油物性

九佛堂组原油为普通稠油, 九上段20℃时原油密度0.9091~0.9298g/cm3, 平均0.9174g/cm3;50℃时原油密度0.8923~0.9124g/cm3, 平均0.9019g/cm3;50℃时原油粘度为117.96~850.2m Pa.s, 平均440.3m Pa.s;含蜡量4.49%~7.97%, 平均5.8%;胶质+沥青质含量23.85%~37.48%, 平均33.6%;凝固点22.8℃。地层水总矿化度4904mg/L, 氯根含量1010.6mg/L, 重根2169.26mg/L, 地层水为Na HCO3型;

截至2015年10月奈曼油田按九上段180×90、九下段270×180m两套井网共部署实施各类井161口, 其中采油井123口, 开井113口, 日产液392.7t, 日产油186.3t, 综合含水52.6%;累计产油60.55×104t, 注水井30口, 开井24口, 日注水520m3, 累计注水111.18×104m3, 累计注采比1.028。

1.4 目前开发中存在的问题

1.4.1 油水井套损严重, 分层注水难度大

截至目前奈曼油田套损、套坏的油水井共有26口, 其中油井14口, 占油井总数的11.3%, 注水井12口, 占水井总数的40%。其中因为套变造成注水井无法分注的井7口 (奈1-52-50、奈1-54-54、奈1-56-54、奈1-54-22、奈1-44-50、奈1-58-34、奈1-76-32) , 严重影响油田的注水效果。通过研究适合不同套变尺寸的分注工具, 解决套变井分注问题, 提高水井分注率。

1.4.2 非均质性严重, 层间矛盾突出, 注水见效不明显

奈曼油田受到纵向含油井段长 (700-900米) 、层多、层薄的影响, 纵向砂体间非均质性强, 均质程度较低, 变异系数大于1, 渗透率级差在5.2~10010之间。纵向层间矛盾突出, 造成了单层突进现象严重。通过研究、试验、应用水井调剖、深部调驱技术, 降低强吸水层吸水比例, 启动低渗透层, 进而提高注入水波及体积, 最终提高水驱效率。

1.4.3 天然、人工裂缝的存在增加了注水开发难度

奈曼油田储层物性较差, 油井全部压裂投产, 天然、人工裂缝的存在, 一方面造成裂缝方向上的采油井见效快、见水快, 水线推进速度5-42.8m/d, 个别井10天就暴性水淹;另一方面, 裂缝侧向的油井见效缓慢, 甚至长期不见效, 水驱优势方向明显, 加剧了注水开发的平面矛盾。

2 套变井分注技术研究

目前辽河油田针对套变井分注难题进行大量的研究, 并在现场应用中取得成功。目前针对φ139.7mm套管尺寸已研究适用于套变尺寸φ110mm以上的套变井, 针对φ177.8mm套管尺寸套变井适用于套变尺寸φ140mm以上的套变井

奈曼油田目前有水井30口, 其中分层注水18口, 笼统注水12口。套变水井12口, 其中7口水井因套变无法实施分层注水, 目前只能笼统注水。如奈1-44-50井、奈1-58-34、奈1-54-22套变前4封4配分注, 奈1-56-54套变前3封4配, 奈1-54-54井在2012年检分注作业过程中发现套变, 奈1-52-50转注水过程中发现套变, 未实施分注, 奈1-76-32井套变前3封2配, 水井套变严重影响了细分注水。

目前共有18口井实施分层注水, 套管尺寸￠177.8mm的分注井一般通过Y341-148或K341-148封隔器与PSQ-114常规偏心配水器或KPX-116桥式偏心配水器组成分注管柱, 套管尺寸￠139.78mm的分注井一般通过Y341-114或K341-114封隔器与PSQ-114常规偏心配水器或KPX-116桥式偏心配水器组成分注管柱, 而部分套变缩颈严重井使常规封隔器无法正常下井。奈1-54-54井于2010年12月29日投注, 注水井段2174.5-2268.9m, 66.6m/14层, 套管尺寸￠177.8mm (9.19) ×2297.39m, 2012年7月7日在桥式偏心测调联动检分注作业过程中遇阻, 打印深度1758.31米, 显示铅印两侧变形, 最小外径148, 最大外径151, 中间有刮痕, 无法分注, 目前笼统注水。该井注水层位:九下Ⅱ3, 控制采油井7口 (奈1-58-K54、奈1-56-56、奈1-54-58、奈1-50-54、奈1-54-50、奈观1、奈1-52-K50) , 开井7口, 日产液33.4t, 日产油16.5t, 含水50.6%, 日注水量15.57m3, 油压13.1MPa。2014年11月27日测试吸水剖面, 油压14.0MPa, 注不进水, 未测成。2015年3月25日测试显示只有下段吸水, 上段不吸, 并且调控只能采取动态停注, 井组内油井变化较大。考虑采取小直径封隔器开展分注试验。

3 现场应用

为解决套变井分注问题, 研究人员查阅大量的文献资料, 考虑使用非常规封隔器实现套变井分注。从奈1-54-54出发, 研究并应用Y341-140封隔器、PXPS-114桥式偏心配水器分注工具完成三封三配分注, 10月25日正常注水, 压力13.2MPa, 目前日配注量35方, 日注入量35方, 成功实现分注。

下步将研究适用于￠139.7mm套管的套变水井分注封隔器, 最终解决不同套变尺寸水井分注难题, 对减缓层间矛盾, 提高低渗层的水驱作用有着重要意义。

参考文献

[1]张建博, 卫丽霞.套变井分注工艺研究与应用[J].内蒙古石油化工, 2011, 07 (101) .

分注井选配水嘴分析系统研究与应用 第7篇

1 分注水井压力、流量变化与时间关系试验研究

实验录取数据时, 主要针对同一注水层获取不同嘴径水嘴情况下流量、压力与时间的关系。在实验流程中先安装一个水嘴, 实验录取在这个水嘴下的流量、压力与时间数据, 再更换一个不同嘴径的水嘴, 再实验流量、压力与时间的数据, 这样可以得出在不同水嘴下的流量压力与时间的关系数据。

首先对某一口井某一层系, 选定某个直径水嘴 (如1.6mm) , 通常从最小的开始, 调整井口压力 (有微小变化可忽略不计) , 不同稳定压力下 (如分别稳定在6, 8, 1030M P a等) , 具体压力范围取值可以根据实际情况调节, 步长规定为2MPa, 均试验15天, 然后采集数据;

其次更换水嘴 (如1.8 mm) , 水嘴范围也可根据现场数据进行调整, 但步长规定为0.2 m m, 重复 (1) 过程, 直至所有井可投放水嘴的所有层系都试验完毕。

最后进行数据整理和统计分析。其数据记录字段为区块、井号、层号、水嘴大小、压力、流量、温度、时间。对现场采集到的实测数据, 对于顺序序号, 累积时间节点、t1、t2, t3、tn, 对应的压力p1、p2, p3、pn, 温度T1、T2、T3、Tn, 以及流量Q1、Q2、Q3、Qn针对流量实测数据做一个方差的数值拟合, 比如, 实测数据有n点, 对于整个实测数据, 其流量平均值为Q´, 其公式如下:

其中流量Q的单位是m3/d。对整个实测数据的时间, 取N等份, 每一等份中有i个时间点, 如t11、t12、t1i、t21、t22、t2i、tN1、tN2、tN i, 对应的流量Q11、Q12、Q1i、Q21、Q22、Q2i、QN1、QN2、QNi, 对每一平均时间段内做流量数值的方差拟合, 流量数值方差拟合公式如下:

其中0<=h<=N, 流量的单位是m3/d。通过每小段时间拟合, 最终得到这个实测数据的流量数值方差的拟合曲线。获得指示曲线图后可以设定流量阈值 (流量方差) , 默认值为1, 范围是0.5-10, 如果判断从某一时间点后的连续整个时间段的1/3时间是连续小于设定的阈值, 则可查询实测数据测得流量在第几天趋于稳定。

2 调配前指示曲线的研究

对于现场采集到的数据, 取4组注入压力P与注入量Q的值, 进行4组值的直线拟合, 以横坐标为注入量Q, 纵坐标为注入压力P, 拟合得到:P=k*Q+b

其中P为注入压力, 单位为MPa;Q为注入量, 单位为m3/d;K为拟合直线的斜率, b为在纵坐标上的截距。所以, 根据配前指示曲线图, 可以输入地质配注量Q1, 查询到相应的地质配注压力P1, 其中P1根据指示曲线拟合得到的k与b, 代入公式就可以得到:P1=k*Q1+b，

查询所得的地质配注注水压力P1, 将用于嘴损图版中通过测得井口地质压力 (油压) P, 计算得到嘴损压差∆P, 公式为:嘴损压差=井口配注压力-达到地质配注注水压力-管损

实验表明管损通常为0.2MPa, 计算嘴损压差时可忽略不计。即∆P=P-P1, 单位为MPa。

3 分注井选配水嘴校正图版分析

常规的嘴损曲线方程为： 。考虑到渗透率、渗透率级差以及孔隙度等主要因素对水嘴选择的模型的影响，根据对不同内径的水嘴测试得到的流量和嘴损压差的实验数据，利用计算机对实验数据进行曲线拟合得到不同内径配水嘴的Q与√Δp 的修正关系方程。即 ，其中k1是当渗透率极差发生重大变化时的修正加权系数。不同的区块不同的层段，修正加权系数不同。通过输入油层物性参数，得到修正嘴损图版(见图1)。

4 测试与应用

4.1 操作实例

以H5-123井为例, 该井为一级两段, 全井配注量为50m3/d, 油压10.5M P a, 其中, 偏1配注20m3/d, 水嘴6m m;偏2配注30m3/d, 水嘴3.8mm。偏1顶深:2012.82 m;偏2顶深:2155.3m。在计算偏2水嘴过程时, 第一步添加图版数据, 输入渗透率级差、平均孔隙度、平均渗透率等相关参数;第二步, 选择井号, 输入对应井的4组注入压力与注入量的数据, 4组值拟合得到指示曲线图;第三步, 输入地质配注量, 查询得到地质配注压力, 切换到嘴损曲线界面中, 输入油压及地质配注量, 查询得到配水嘴尺寸。

4.2 现场应用

对胡状油田相关的3 2井次水嘴优化计算与实际测试情况对比分析, 最大误差12.5%, 最小误差2%, 平均误差5.65%。

5 结论与认识

根据历史数据和邻近井数据以及各层启动压力, 建立嘴径、分层流量、压力与时间变化规律数学模型。根据储层物性 (包括渗透率级差, 孔隙度等) 、流量与压力关系研究, 建立对应层段水嘴优选图版, 并根据实际偏差, 引入自适应模型对建立的数学模型进行修正。研究编制了水嘴选配软件。

该成果现场实施测试32井次, 依据图版及分析软件, 水嘴优选后, 水嘴符合率达到93%, 测试层段配注符合率90%以上。

摘要：本文通过胡状油田分注井压力流量变化与时间关系试验研究, 得到了考虑非均质影响的嘴损曲线修正图版, 通过选配水嘴分析系统研究, 编制了选配水嘴软件, 应用到生产实际中, 解决了频繁投捞更换水嘴的问题, 提高了配注合格率。该技术在中原油田胡状油田进行了多井次的测试应用, 取得了很好效果。

关键词：分注井选配水嘴,嘴损曲线图版,指示曲线,变化规律

参考文献

[1]万仁薄等.采油技术手册第二分册.注水技术.北京:石油工业出版社, 1991:257～305