高含水油井（精选4篇）
高含水油井 篇1
目前中国石化江苏油田分公司试采一厂80%油田已经进入中高含水期,取全取准油井生产资料,是生产管理与技术人员面临的新课题。根据目前标准分类,综合含水率80%～90%为高含水油井,综合含水率>90%为特高含水油井。沙20油田是该厂所辖主力区块,生产数据具有代表性,2012年有油井145口,平均综合含水率74.1%。综合含水率80%～90%的油井46口,占总数31%;综合含水率>90%特高含水油井20口,占总数14%,并且这一数据将逐渐上升。因此,录取准确的油井样品数据,对制订科学、有效的油田开发方案,提高油井管理水平和油井采收率,降低生产计量误差具有重要意义。
1 目前高含水油井取样存在的问题及影响
(1)油井进入高含水期产液量波动较大且无规律,低液量井存在间歇产液现象,增加了油井取样的难度,表1为侧真21A井含水率变化情况。
(2)现有的取样装置、标准规范和工作制度对于含水率>80%油井缺乏适用性,难以取准代表性油样,导致含水分析误差大。
(3)操作人员未能规范取样操作,取样时间和取样量不符合要求,样品代表性低。
(4)受操作方法、环境条件、流程设备等因素影响,化验数据的真实性和可靠性降低,生产数据不能准确反映油井生产动态,增加计量误差,影响经济考核和生产方案的制订与实施。据统计,产生原油生产计量误差的主要因素是含水率。
(5)针对高含水油井取样,目前可供参考的技术资料较少,GB/T 4756-1998《石油和液体石油产品取样法(手工法)》和SY/T 5317-2006《石油液体管线自动取样法》等标准仅适用于管输原油的取样分析,参照性较低[1,2]。
2 实施高含水油井取样设想
2.1 实施高含水油井取样研究原则
开展高含水油井取样操作方法研究,要遵循可靠性、适用性和经济性原则,对现有井口取样工艺流程不进行明显改动,不增加操作人员劳动强度,改进取样方法、取样装置和工作制度,录取代表性较高的油样,得到准确的含水率数据。
2.2 实施改进高含水油井取样方法的研究方案
选择典型的高含水油井作为试验地点,对目前的取样装置、取样容器和取样方法实施改进,进行数据比对与验证,分析含水误差变化原因,确定具有实用价值的取样装置与操作方法,指导基层人员掌握与应用,表2为试验油井生产数据。
3 实施高含水油井取样改进试验
3.1 井口取样器制作
为准确录取高含水油样数据,针对目前取样中存在代表性差,取样量少影响含水化验分析准确度的问题及制作与安装不规范的现象,参考标准规范,结合现场实际,在油井井口制作了取样装置(图1)。
(1)设计、制作油嘴套取样器(图2),采集水平管线油液样品。
根据SY/T 5317标准对水平流动油液含水分布呈梯形变化描述(图3),制作喇叭口取样器,可扩大采样截面,提高流动状态下录取油样的准确性。
(2)为提高样品比对效果,经过筛选,该装置在符合试验条件的真11-2、沙20-33等4口高含水油井进行了制作安装,与现有油井取样器进行取样比对。同时按照GB/T 4756标准在垂直管段的取样位置处,制作标准取样器,以增加油样的比对范围,提高试验效果。
3.2 制作高含水取样筒
依据Q/SH 0182《采油井资料录取规定》要求,含水率≥90%油井取样量不少于2 500mL,为提高样品的代表性,制作了带底阀的样筒(图4),样桶容积为5L,并制定了取样方法[3]。
(1)取样器排尽残油后,在上冲程多次取足油样,油样冷却后,从底阀排放溶解水与游离水,观察水变混浊后关闭底阀,称取前后重量,得出排水量。
(2)按上述方法填补空出容量,观察样筒内油样浓度符合分析要求(建议含水率<60%)。
(3)样品送化验室进行含水率测定,根据现场排水总量,计算综合含水率。
3.3 数据分析
(1)根据表3中真11-2、真108、侧花3-1等油井取样比对数据,从油嘴套取样器录取油样的含水率,比目前普遍采用的井口取样器录取油样含水率平均高出2.1%,同时其他油井比对数据也基本验证了上述变化。
(2)油嘴套取样器的取样范围覆盖了GB/T4756和SY/T 5317对水平管要求的取样点的位置,相比于单点开孔取样器,录取样品受液体流动状态和充满程度等因素变化影响较低。对出现结腊和卡堵情况,一是通过油嘴套循环热水加温;二是可拆卸检查维护,具有创新性、实用性和可靠性特点。由于伸入端较长,取样前需排尽管线内残留油液,确保样品纯度。
(3)油嘴套取样器配合带底阀的5L样桶,进行高含水油井取样,覆盖生产时间长、取样量大、操作方法合理。采用喇叭口取样截面,包含了GB/T 4756和SY/T 5317等标准所要求的取样范围,使取得样品具有较高的代表性,2012年4月以来,现场通过连续多次的含水比对试验也验证了上述结论。
3.4 油井取样器改进的含水比对
在真11-2和真108井,实施目前普遍采用的取样器,与按照GB/T 4756标准制作的取样器,进行了比对试验,试验情况见表4。根据试验数据,在油液呈自上而下流动状态下,2种取样器按照同样操作方法得出的含水率相对误差绝对值<0.6%,误差变化不明显,其原因是油液流动状态均未能符合标准要求,样品均化效果较低。
4 结论与启示
(1)高含水油井具有产液量、含水率与气液比等生产状态不稳定特点,随着油田进入开发后期,高含水油井的数量与比例将逐渐增加,因此实施高含水油井取样研究,对提高生产数据准确度非常重要。
(2)通过取样器制作与取样容器改进试验,掌握了一定含水变化规律,如油嘴套取样器结合带底阀样桶,录取样品的准确度平均提高了2%。
参考文献
[1]GB/T4756-1998石油和液体石油产品取样法(手工法)[S].
[2]SY/T5317-2006石油液体管线自动取样法[S].
[3]Q/SH0182-2008采油井资料录取规定[S].
高含水油井计量现状及改进意见 篇2
关键词：高含水,计量,应用
1 计量现状及存在问题
注采管理401站管理着位于孤岛油田西区、西区馆5-6稠油、南区馆5-6稠油、渤61等6个开发单元上的136口油水井。总井46口,开井44口,其中西1-8站现有油井6口,平均日产液量627.9t/d,平均日产油50.0t/d,综合含水率在90%以上。由于注采管理401站所管辖的区块以西区后续水区为主,综合含水率较高,计量波动性较大,影响计量的准确度。西1-8计量站一直采用两相油气分离器计量,是利用“U”型管的原理在计量房内通过立式两相分离器配套TM卡进行单井计量,TM卡可自动记录量油时间。由于高含水油井存在含砂量和杂质较高,容易造成TM计量系统的磁翻转液位计里浮子卡阻,加快计量仪表的磨损,影响计量仪器的耐用性及准确性。同时,计量采用三天量一次油的量油方式,难以代表油井的实际产量。
2 改进计量方式及应用效果
针对高含水油井计量存在的弊端,同时,为了更及时掌握各油井的原油和天然气的日产量,需要连续计量油井的液量和天然气产量。2008年9月,孤岛采油厂在西1-8计量站安装使用了XDY多井式油气计量装置(圆形多井式计量装置),该计量装置使用实现了精准、连续长时间计量的目的。
2.1 系统结构组成
系统包括圆型分配器、总线、切断阀(截止阀)、总干线、分干线及单井立式切向油气分离计量装置等构成。
2.2 系统工作原理
圆型分配器构成及原理:设有总管、分管与旋转式中心分管。旋转中心分管旋转轴可将中心分管与各分干线单独导通,使单井计量装置与单独分干线形成同一密闭通道,实现单井油气计量功能。单井计量一定时间后,PLC控制中心记录单井瞬时流量与累计流量,完成单井计量。然后PLC发指令执行器自动转入下一口井进行油气计量。利用该系统与单井式油气计量器结合实现多井式油气全自动计量及数据存储、远传、报警等功能。
2.3 仪器技术特点
(1)计量的范围较大。多井式油气计量装置对单井产液量的测量范围为2~720m3/d。(2)连续和长时间计量,提高了单井计量的准确性。(3)计量的精度较高。计量范围内计量精度不大于±3%,适用于无伴生气油井。(4)该装置占地面积小,操作方便,无人值守,橇装化的优点,能根据用户需要,实现单井油气量自动远传与报警。
2.4 应用情况及效果
2010年9月,我们在西1-8计量站安装应用了多井式油气计量装置,改变了以往采用两相分离器计量的方式,对该站所辖6口油井进行可视化微机计量。
安装后,及时进行计量数据对比,发现该装置计量数据与采用两相分离器计量的数据相差较大,如表1所示。在表1的液量对比数据表中可以看出,该站6口油井的日产液量和与之前使用两相分离器计量对比减少了4.1t。
为了进一步确定该装置是否精确,我们对该站随意抽取了两口油井,采用计量车进行了标定计量。通过表2数据表看出,随意抽取的两口井标定误差较小,在合理范围内,说明该多井式油气计量装置准确度较高。
通过使用多井式油气计量装置,针对高含水油井,多井式油气计量装置和以往两相分离器计量相比,具有以下优点:多井式油气计量装置对单井产液量的测量范围为2~720m3/d,计量范围大;具有可视化操作界面,单井计量自动切换,形成无人值守计量,节省劳动力,提高生产工作效率;连续和长时间计量的方式能够解决以往采用两相分离器计量高含水井带来的数据波动性难题,实现精准计量。
3 结论与认识
(1)采用多井式计量装置的方式进行计量,在技术计量上跨上了一个新的台阶,在工人劳动量上也是一项大的减负措施。采用微机计量,不仅节省工作时间,提高工作效率,而且创造了更大的社会效益。微机计量是一项新的技术,要求管理人员和岗位工人掌握这套系统的原理和操作方法,因此,必须加强培训,提高管理人员及岗位工人的技术水平。(2)多井式油气计量装置由于其价格昂贵,还未大面积推广使用,使得在计量过程中遇到有关仪器故障问题,不能及时互相进行交流与解决。所以,还需建立完善的专业化队伍,配备必要的工具和手段,行成厂、区、队三级计量维修管理体系,保证仪表的检修、检定和正常运行。(3)在计量中,还需完善计量制度,合理确定单井计量周期和量油时间,使量油结果具有代表性。
参考文献
[1]王安松.圆形多井式油气计量装置.油气田地面工程.2009.7.
[2]仲永寿.对油田高含水期油井计量改造的几点认识.油田地面工程.1992.2.
[3]潘敏勇.XDY油气水三相计量装置的应用.油气田地面工程.2007.11.
高含水油井 篇3
一、造成低渗透油藏含水上升的原因
裂缝是造成油井含水上升的主要原因之一,虽然裂缝在油藏注水中可以起到提高油水渗流能力的作用,提高石油的开发效率,但如果对裂缝控制不佳,则会出现油井水淹的情况。一般油田储层的裂缝是自然天生的,如安塞油田长6 油层中,其主要包含直立缝、两条正交缝等天然裂缝。通过对安塞油田的调查发现,超过一半的油井存在天然裂缝。在进行长期注水开发后,会致使油井出现水窜问题,导致油井含水上升。在进行注水开发油田时,如果储层的非均质较强,则会出现不同位置的油井存在见水程度不均的情况。对于低渗透油藏,需要初期改造,即需要根据低渗透储层的特征,进行相应措施的处理,但可能会出现初期参数原因,对该区块的开发出现问题。如在西峰油田BM区块,见水区与未见水区存在加砂强度区别较为明显的问题,根据数据的比对可以发现,见水区加砂加强较高,由于加砂量的增大,直接影响了油井含水上升。对于油田的开采主要是采用注水的方式,辅助油田能量实现对石油的开采。为了使油田能量能够尽快达到要求,一般会采用提前注水的形式进行石油开采,然而在开采过程中,地层能量保持水平会随着注水时间的变化而变化。如果注水量持续增加,致使注水沿着微裂缝推进,逐渐使部分油井出现含水上升问题,从而对石油开采效率产生影响。根据对同一油田的不同区块进行对比可以发现,注水时间越长、提前注水量越多,则也容易出现油井上升问题。
二、低渗透油藏中高含水油井增产技术研究与应用
1. 注水井深部调剖技术的应用
如果低渗透油藏储层部分存在区块裂缝问题、吸水剖面不均、调剖难度大等问题,可以采用注水井深部调皮技术进行改进。深部调剖技术能够阻止后续注入液的水窜问题,并针对吸水剖面不均的问题进行改善,实现驱油效率的提高。一般选择G523-DQ系列弱凝胶体系作为调剖剂,其具有粘壁性好的特点,而且没有固定的形态,将其应用在储层中,可以有效使调驱效果符合要求。2009 年,将G523-DQ系列弱凝胶体系在安塞油田中某注水井中,该注水井具有尖峰状吸水的问题,通过对G523-DQ系列弱凝胶体系的应用,使相对应的油井出现了明显的增油效果,达到了年增油339.69 吨。
2. 裂缝性中高含水油井堵水技术的应用
如果储层中存在大裂缝问题,从而导致油井含水上升,此时可以通过堵水技术,改变水在地层的流动方向,从而达到降水增油的结果。在建井时一般采用超前注水方式,由于存在加砂量过大、注水压力过高等情况,会出现油井水淹问题。此时可以采用油井堵水技术,可以通过改变水在地层的流动方向,使水淹油井依然能够达到原来的产能。另外通过堵水技术的应用,并集合其他驱油剂,扩大减小范围,达到提高产能的目的。目前常见的堵剂主要有弱凝胶G523-DQ堵水剂。
针对老井进行堵水技术的应用,如长庆油田起哄27 口老井在应用该技术后,有效增油3287 吨,因此堵水技术在老井中应用,所起到的效果非常明显。另外堵水技术在新井中应用,其效果也比较好,如在靖安油田中,对7 口井采用堵水技术,日产水均下降,且日产油均上升。新井主要存在压裂加砂量过大,注水压力高等问题,而利用堵水技术可以有效解决此问题。
3. 孔渗性中高含水油井堵水压裂技术的应用
如果油井存在孔渗性见水问题,则需要采用堵水压裂技术。针对孔渗性见水问题,应当利用堵剂的方式进行封堵,同时还能够实现对“死油区”的挖掘,以达到增加产能的要求。为了了避免堵水剂对储层造成伤害,在进行堵水剂的选择时,要根据实际情况,选择最合适的堵水剂。一般主要选择G530-DQ作为堵水剂。该技术在长庆油田中得到了应用,使其日增油0.95 吨。另外,对于堵水剂不能使用的地方,可以采用堵水压裂技术提高产能,堵水压裂技术在靖安油田中进行试验,其在初期便达到日增油1.4 吨,在后期平均日增油为0.81 吨,年累计增油达到498.4 吨。该技术还在长庆油田中得到了使用,其中6 口井累计增油739.5 吨。
4. 裂缝深部暂堵酸化技术的应用
对于非均质性强的低渗透储层,会采用酸化的方式进行改善,但酸化会导致其出现油井含水上升的情况,致使酸化不能达到预期的效果,无法起到增产的目的,针对该情况可以采用暂堵酸化技术。暂堵酸化技术主要是利用缓速酸、暂堵剂等,使酸液体进入储层深部,从而实现酸化的目的,达到提高低渗透层导流能力、解除裂缝壁面堵塞物的作用。该技术在长庆油田中得到了应用,其中5 口井累计增油1062.58 吨。
结束语
综上所述,我国对石油的需求量日益增加,但由于油井含水上升,给油井开发和增产造成一定的影响。通过上述分析可知,针对油井含水上升问题可以采用水井深部调剖技术、裂缝性中高含水油井堵水技术、裂缝性中高含水油井堵水压裂技术、裂缝深部暂堵酸化技术等进行改善,以达到增油的目的。
参考文献
[1]尉亚民,张立会,张启汉.青海油田低渗透油藏深层举升工艺技术研究与应用[J].钻采工艺,2011,02:29-32+114.
[2]杨满平,高超,闫栋栋.特低渗透油藏单井产量递减规律及其影响因素——以长庆油田盘古梁长6油藏为例[J].油气地质与采收率,2011,04:68-71+116.
[1]王友净,宋新民,田昌炳.动态裂缝是特低渗透油藏注水开发中出现的新的开发地质属性[J].石油勘探与开发,2015,02:222-228.
高含水油井 篇4
关键词：含水率,CAV424,电容传感器
1 引言
油田开发处于高含水时期时,对油井两相流含水率的准确、可靠测量极其重要,它对油田产油量的预测和控制综合含水率上升速度等都有着决定性意义。然而,由于油井发生堵塞或不连续试井分离器的周期性停工等因素的影响,使得油井含水率的精确测量成为石油工业亟待解决的一项技术难题。
油井含水率的检测有动、静态两种方法。静态检测即采用实验室取样的方式来确定含水率,该方法实现简单,但测量误差大,无法满足实际工程的需求。动态测量则是将检测仪器直接下井,在线检测油井的含水率,并可以分层检测。目前,动态测量油井含水率的方法很多,如红外法、微波法、导纳法和电容法等。其中,电容法以其结构简单、灵敏度高、能在恶劣环境下工作等优点,应用最为广泛。电容测量电路中,以往采用的分立元件法,不仅电路复杂,所需器件多,且寄生电容和环境变化等都会对传感器的精度造成不可预测的影响[1]。因此,本文在采用过流式电容法测量油井含水率的基础上,选用电容/电压转换专用集成芯片CAV424,简化了电路设计,提高了测量的准确性。
2 测量原理
石油和水的介电常数相差很大,不同的含水率使得油水混合介质的介电常数发生较大的变化,这为电容法测量油井含水率提供了有利的依据[2]。
本文采用过流式电容法测量油井的含水率,让井下流体全部流经电极室,在流动状态下进行在线测量,消除了产液波动、流态不均匀、瞬间测量等所带来的测量误差,提高了测量的精度。电容传感器设计示意图如图1所示。
根据电容传感器原理,同轴柱状电容传感器探头表面涂有绝缘材料,绝缘介质膜的介电常数为ε1,流过的混合液体的介电常数为ε2,绝缘介质和电极覆盖油膜电容为C1,混合液体电容为C2。由此可知,电容传感器的电容量C等效为C 1与C 2的串联。
根据H-B公式,油水混合介质的等效介电常数εm[3]可近似表示为:
式中,εo为原油介电常数;εw为水的相对介电常数;εm为油水混合液体的介电常数;Kw为油水混合液体的含水率。
公式(1)可以看出,测得的电容C与含水率满足一定的关系,根据测得的电容经公式转换后即可求得油井含水率。
3 基于CAV424油井含水率检测系统设计
3.1 系统组成
系统组成框图如图2所示。油井含水率在线检测系统由电容传感器、电容/电压转换、AD转换、MC U处理器、LCD显示以及通讯等六部分组成。其工作过程为:电容传感器经CAV424进行电容/电压转换后,由于CAV42 4的输出信号为具有较大动态范围的差分信号,无需附加的放大电路,可直接接入A/D转换模块,然后送入MCU微处理器进行数据处理,将油井含水率在LCD上进行显示。考虑信号的测量精度和成本,系统采用C8051F350作为CPU,它运行速度快,内部集成有24位的A/D转换模块、8位的D/A转换模块、可调增益放大器PGA和UAR T等。
3.2 CAV424芯片简介[4]
C A V 4 2 4是德国A M G公司开发的电容/电压转换专用集成电路芯片,具有信号采集、处理和差分电压输出等功能。其工作原理为:一个由电容Cosc确定频率的参考振荡器控制着两个相位恒定和周期相同的对称构造的积分器。这两个积分器的振幅通过电容Cx1和Cx2来确定,Cx1为参考电容器,Cx2为测量电容器。比较两个积分器的电压振幅差值就可以给出电容Cx1和Cx2的相对电容变化差值。该差分信号通过一个二级低通滤波器转换成直流电压信号并经过输出可调的差分信号输出级输出。只要简单调整很少的元件就可改变低通滤波器的滤波常数和放大倍数。该测量电路可测出与参考电容值的5%到1 0 0%的变化电容值。C A V 4 2 4内部还集成了一个温度传感器,实现对系统温度漂移误差的修正。
3.3 CAV424接口电路设计及性能测试
设电容传感器测得电容信号为100pf-200pf,根据C A V 4 2 4的工作原理,设定参考电容Cx1=1 0 0 p f,Cosc=160pf,测量电容Cx2=100pf-200pf,Rcx1=500K,Rcx2=500K,Rosc=250K,CL1=CL2=34.7nf,RL1=RL2=1 0 0 K。C A V 4 2 4接口电路设计原理图如图3所示,管脚5直接与C8051F350的AD采样模块相连接。
4 实验测量及结果
采用油水两相模拟实验装置,用柴油和自来水代替油井中的地层水和原油,流量为0.5m3/d,对含水率进行在线测量。在实验前,先对系统进行标定,以1%含水率为间隔配置油水混合液体,将测得的电容值作为在线测量含水率的标准。在线测量的含水率与标准含水率之间的比较如表1所示。
5 结束语
本文在采用专用的电容/电压转换集成芯片CAV424基础上对油井含水率在线检测系统进行了设计,相对于以往的分立元件法测量电路,大大简化了电路设计,提高了测量的准确性。
参考文献
[1]陈卫民.电容/电压转换电路CAV424及其在油品含水率测量的应用[J].中国计量学院学报,2003,14(2):94-96
[2]王进旗,强锡富.新型油井含水率测量仪的研制[J].仪表技术与传感器,2003,(7):10-12
[3]《测井学》编写组编.测井学[M].北京:石油工业出版社,1998:75-78