超稠油井

超稠油井（通用8篇）

超稠油井 篇1

1 概况

以杜813块兴隆台南开发目的层兴隆台油层为例, 油层埋藏深度在765～920m, 油层平均有效厚度38.8m, 储层岩性主要以不等粒砂岩、含砾砂岩、中细砂岩为主, 储层物性相对较好, 储层孔隙度平均为32.4%, 渗透率平均为1.664×10-3μm2。原油密度 (20℃) 1.0098g/cm3, 原油粘度 (50℃) 165405mPa·s, 油层类型为互层状边底水超稠油油藏。在如此高粘度而且易出砂的超稠油面前, 我们用以往的放喷管理模式已经遇到了很多难题。

2 超稠油放喷生产中存在问题

放喷的质量主要决定于放喷压力、液量、温度三个参数的合理匹配。在超稠油放喷过程中, 以往的工作方式及经验在我们的每次碰壁中, 不断摸索改进, 但仍遗留很多问题:

(1) 放喷液量控制困难, 导致油层激动出砂, 造成近井地带地层伤害, 影响后期放喷效果。

(2) 油井放喷不够彻底, 经常出现“假死”现象, 下泵作业施工困难, 影响了油井开井时率和生产效果。

(3) 新井放喷时压力高, 均可达到2MPa以上, 远大于掺油压力, 实施地下掺液较困难。而且在现有流程情况下, 不能满足地面与地下同时掺液。

(4) 放喷后期, 可能出现“死油区”, 无法作业。严重时还会造成套管变形。对油层和油井, 损害都是巨大的。

(5) 在末期启接力泵后, 产液量低时, 泵有干磨现象, 对泵有损害, 浪费电能。

(6) 在启动比例泵后, 偶尔油井压力突然升高, 会使机泵损坏或掺液管受压破裂, 造成井口污染。

3 放喷设备的改进及作用

3.1 比例泵

当放喷井的套压高于掺油压力时, 利用大扬程比例泵进行地下强制掺液, 替出油套环形空间中的死油, 对油井起到诱喷作用, 便于作业。并且可满足地面地下同时掺液的要求。

3.2 可调式油嘴

为了控制放喷过程中的温度与产量均达到要求, 需要经常性的调整油嘴, 新式的可调式油嘴安全、环保、方便, 并减小了员工的劳动强度。避免了放喷参数不匹配, 造成地层激动出砂和放喷假死现象。

3.3 变频

放喷末期启接力泵后为控制产量和温度, 为接力泵增加变频控制, 调整接力泵的转速, 便于合理控制放喷的液量与温度。

3.4 改进型单流阀

只将接力泵使用变频, 又很难掌握泵效与地层供液能力的完全匹配。为了不使油井内产生太高负压, 我们将常规的单流阀稍做改造, 使它可以反向连接到套管闸门外。

4 改进的放喷管理模式

4.1 放喷初期阶段

放喷的初期阶段地层压力高, 液量控制不平稳, 造成瞬间压差较大, 易造成地层激动出砂, 因此放喷初期利用可调式油嘴 (小孔径2～4mm) 控制好油井的放喷液量, 对油井出砂情况有着很好的控制, 初期参数设计如下:

(1) 井口产液类型为蒸汽和水的混合物, 液量达不到要求时, 控制放喷温度在110℃～130℃之间。

(2) 井口产液类型为油水的混合物, 进行含砂监测, 放喷液量控制在35t/d～45t/d之间, 控制放喷温度在110℃～130℃之间。

此外, 冬季接力泵在初期与中期的运用:在未启动接力泵时, 流程为接力泵连通走向, 地面掺液软管连至接力泵的进口下端, 关闭接力泵的进口, 打开出口, 防止产出液在未启泵时对泵的磨损, 和防止油井在偶尔不出液时将接力泵冻坏。

4.2 放喷中期阶段

进入放喷的中期阶段, 此阶段要根据油井的压力情况, 动态调整油嘴的孔径, 保证放喷井的平稳、高效放喷。

当压力低于2MPa、温度高于80℃时利用大排量高扬程比例泵进行地面、地下同时掺液生产, 此时地下掺油起到诱喷作用, 保证油套管压力完全释放, 减少作业下泵困难、压井、替油环节。

经过长时间的现场实践经验, 得出比例泵的电流随油井的压力大小而变化, 电流的数值反映了油井压力大小, 我中心站对比例泵设定了过载停泵保护, 在电流高于70A时 (约为油井压力4MPa) , 自动停泵, 为安全生产起到了积极的作用。合理控制掺油量的使用, 计算稀油在油套环形空间完全充满时或井口发现明显稀油上返时, 适当削减稀油用量或改为掺水节约成本。

4.3 放喷末期阶段

在放喷末期, 随地层压力的降低, 放喷液量、温度也随之降低, 原油粘度增高, 此时采取无油嘴生产 (或油嘴无控制生产) , 并时刻监测放喷压力的变化, 当放喷压力低于1MPa时, 及时启接力泵生产 (产液量40～45t/d, 温度在80℃以上时不需要启接力泵) 。同时将地面掺液软管装回到可调式油嘴上。

在产出量低于掺水量时, 将改进型单流阀装在套管上, 在井内产生负压值过高时, 为油井供气, 使井内油套管和地层形成一个很好的连通空间。避免环形空间内出现“死油区”, 防止地层激动出砂, 还可以使油层在掺液的作用下, 保持稳定的压力。提高了开井时率, 而且保护油井、地层不被损害。

同时, 将接力泵改为变频运行, 有效防止了干磨, 而且节约电能。

5 结论

(1) 新的放喷管理模式避免了油井内压差过大, 使地层激动出砂, 减少了油井下泵后砂卡的现象, 同时也起到了保护套管的作用;

(2) 在推广了新的放喷模式后, 从去年9月份到今年9月份, 共放喷井次90余次, 平均放喷时间较老模式下缩短3天, 很大程度的提高了放喷效率。

(3) 提高一次性开井成功率, 为作业一次性开井成功提供了保障, 与去年同期相比, 我中心站一次性下泵开井成功率提高26.8%, 避免了不必要的成本损失, 也得到了各作业队的好评;

(4) 放喷过程中设备故障, 井口污染大幅度降低。2008年1-9月累计放喷90余井次, 设备故障1井次, 与去年同期对比, 在放喷井次增加的情况下, 设备故障降低了80% (表1) 。

超稠油井 篇2

主题词：掺药；稠油；单流阀；空心杆

曙光工程技术处作业五大队主要负责冷家油田采油作业一、三区的修井作业服务工作。辽河油田是我国最大稠油开采基地，冷家油田又属于稠油区块，原油粘度通常在15000mp.s左右，属于超稠油区块，普通的开采工艺开采困难，因而采用向地层注入高温蒸汽后，采用空心杆掺药技术和电缆加热两种方法进行原油开采，其中又以空心杆掺药法为主。空心杆掺药采油技术就是向空心杆内注入经过加热的高温降粘液体，通过空心杆下部的单流阀和筛杆，进入到油管中，降低油管中的稠油粘度，通过抽油泵采出地面的工艺过程。

1.现状调查

通过对2007年1月至2008年6月在冷家油田作业三区的307口检泵井、255口注汽转抽井，共计562口（均为实施空心杆掺药工艺的井），其中有25口井掺药不合格造成重复施工，掺药成功率仅为93.8%，因此造成直接经济损失2.5万元，此外还耽误了4个标准检泵井次，造成间接经济损失7.6万元。通过对2007年全年和2008年上半年质量跟踪班报表和施工完井总结，并与冷家油田相关部门协作配合，共同研究讨论，找出影响稠油井掺药成功率的因素，通过整理总结得下表：

2.原因分析

利用头脑风暴法，对稠油井小修后掺药成功率影响因素进行分析总结，做出如下因果分析图，见图1：

从因果分析图中可以看出，对影响稠油井小修后掺药成功率的因素进行分析和总结，主要有以下几方面的原因：

2.1人员技术素质低，工作责任心不强

现在我们的作业队伍中，农民用工和初级工多达50 %以上，由于这些人从事修井作业时间短、技术素质较低，缺乏施工经验，必然导致在作业生产过程中时常发生操作失误或出现不按标准进行施工的现象，这种现状已严重制约作业生产和质量管理。同时，个别人还抱着“当一天和尚撞一天钟”的思想，缺乏团队精神，使工作士气上不来。

2.2设备老化，不能满足施工需要

曙光工程技术处全处只有一台锅炉车，自高升采油厂建厂时就开始使用，一直沿用至今，虽经过多次改进，但仍然达不到施工需要。锅炉车高压胶管密封性差，设备配件老化，性能达不到要求，导致循环出的蒸汽温度低，蒸汽量小，压力不够。对于掺药开采的采油井，对下入井内空心杆质量要求比较严格，抽油杆必须丝扣完好，无弯曲、变形、裂纹等缺陷，同时杆内必须清洁，保证掺药合格，这就需要用锅炉车刺杆。蒸汽温度低，蒸汽量小，压力低导致刺杆不净，必然影响掺药一次成功率。

2.3抽油杆杆堵严重，单流阀结构不合理以及掺药水含杂质

2.3.1新送空心抽油杆和井内空心抽油杆起出因风沙进入杆内，造成泥沙沉积在空心杆壁，锅炉车的压力低不足以把泥沙冲洗干净，下杆过程中泥沙沉积在单流阀内，影响了掺药质量；内部有稠油或污垢，锅炉车蒸汽压力低，空心杆内壁的脏物刺不干净，造成油杆下井掺药不通，堵塞单流阀；由于空心杆的长期使用，内壁形成水垢、水锈，无法清除，下井过程脱落堵塞单流阀。

2.3.2单流阀结构不合理。单流阀作用是防止在井内压力作用下稠油进入空心杆内，影响掺药质量。现在使用的单流阀外径50mm，内径35mm，凡尔球直径28mm，球座直径20mm，凡尔球与筒体直径7mm，经计算单流阀过流面积346.2mm2，空心杆过流面积490.6mm2，单流阀过流面积比空心杆过流面积小144.46mm2。因此，空心杆内脏物、污垢及稠油容易堵塞单流阀，造成掺药失败。

2.3.3药液影响掺药成功率。掺药设施调整不及时，药液温度低，达不到良好的降粘效果，影响掺药质量；掺药水长期使用，并与地层流体产生化学作用，使药液产生了沉淀物，容易堵塞单流阀；药液混有其它杂质也影响了掺药质量。

2.4基层队质量管理制度不完善

辽河油田各部门都已制定了完善的质量管理，主要有《质量管理手册》、《质量体系文件》、《企业标准》及其它质量管理制度。在基层队也制定了质量管理制度，但不够完善，没有深入落实。对于刺杆时间短、下杆不用标准井通径或通径等不按照操作规程操作监督管理、惩罚力度不够。

2.5夜间施工条件的影响

修井作业24小时施工，由于夜间光线暗，照明设施不齐全，不易操作和检查。经过调查，夜间施工各方面配合有一定难度，对掺药成功率影响步太大。

3.制定措施

3.1加强技术培训和职业道德教育，提升人员素质

坚持“以人为本”的管理思想,强化职业道德、质量意识、技术业务培训等，使职工从被动的、单纯的参与转化为主动的和积极的质量管理。通过对职工进行井下作业新技术、新工艺、操作规程的集中培训和职工自学相结合，提高职工技术水平和实际操作技能。为提高全员的质量管理意识，树立质量效益的经营思想，一方面通过加强各种标准、质量管理体系文件的宣传与培训工作，另一方面举办多种形式的质量活动，如围绕“质量在我心中”等主题开展演讲、知识竞赛、征文等活动，使大家真正树立了“少一起质量问题或质量事故就是最大的经济效益”的思想。

3.2改进设备，满足施工需要

通过对设备检查、维护保养和改进，改善锅炉车高压胶管密封性差，设备配件老化等方面缺陷，使循环出的蒸汽温度，蒸汽量和压力符合要求。

3.3解决杆堵和掺药水沉淀问题，改进单流阀结构

3.3.1抽油杆结垢严重

冷家油田属于稠油区块，常规开采的降粘方式为掺药生产，而掺药使用的水和降粘药剂中经常会含有或多或少的杂质，当这些杂质进入杆中并在杆内积聚时，导致杆内结垢，使抽油杆内有限的空间变的更小，从而导致掺药失败或掺药不正常。因此需要我们在下杆前仔细检查，认真刺杆，发现不合格杆及时甩出，确保下杆后掺药质量。

特殊的地质情况和生产方式，抽油杆在工作期间形成的结垢需要在管厂经过除垢处理，因此，管厂要严格把好煮洗杆质量关，洗净杆内结垢，保证杆内清洁，在杆的运送过程中要做好防护措施，避免泥沙进入杆内，影响掺药质量。

3.3.2杆内油多，掺药水中有沉淀物

稠油井的施工轮次比较频繁，不能保证每口井的抽油杆专用，在煮洗和停掺时，部分稠油进入抽油杆内并在杆内聚积，所以在刺杆过程中，一定要保证足够的蒸汽温度、压力、排量和刺杆时间，刺净杆内残留的稠油，保证抽油杆的畅通，确保掺药质量。

由于停掺后掺药管线中水不流动，形成絮状沉淀物，这些沉淀物若进入到抽油杆中，会逐渐堆积，造成杆堵。因此，需要在重新开始掺药前先放净管线中残余的沉淀物，以避免其进入杆中，保证掺药成功率。

3.3.3掺药不及时，刺杆时间不够，未通杆

由于井内油稠，当杆下入到液面深度后，井内稠油便会倒流进入杆中，造成抽油杆堵塞。所以在稠油井下杆时，当下至液面深度时应采取边下边掺的下杆措施，每下20-30根杆掺一次药，以确保杆内畅通，提高掺药一次成功率。

抽油杆闲置期间，残余原油在杆中变稠，并有灰土进入杆内，所以要保证足够的刺杆时间，以除去杆内的这些残余物，保证杆内壁清洁。

通杆是下杆前的最后一道工序，也是下杆过程中的关键工序。所以需要用22mm的标准通杆规逐根通杆，除去杆内壁剩余的残留物，通不过的及时甩出，保证下杆质量和掺药一次成功率。

3.3.4改进单流阀结构，增加过流面积和清除脏物性能

原有单流阀的球座孔眼比较小，增加药流进入油管的阻力，应该切实有效地加大单流阀的液体通道，减少阻力，这样会大大增加掺药成功率。表2是建议改进的单流阀。

从上表可以看出，过流面积增加439.5 mm2，间隙增大6mm，能够满足工艺要求。

3.4健全治理管理制度，加强质量管理力度

3.4.1完善质量管理体系，健全质量管理制度

对于井下作业系统而言，为建立完善的、操作性很强的质量管理运行体系，主抓“三化”管理，即“组织网络化”、“运行规范化”、“责任合同化”。

3.4.2狠抓现场管理，严把施工质量关

为了提高井下作业施工一次合格率，减少返工现象，狠抓现场管理。根据施工作业的要求，落实施工方案、掌握井下情况、设备运转情况、施工器材准备情况,道路运输情况等，以上情况不落实或未准备好均不开工。把好工序交接关，严格实行“专检、班检、互检”为主要程序的施工现场“三检”制。基层施工班组每道工序完后，跟班质量检验员要对其进行严格的检查验收，凡是不符合质量要求的项目要及时返工，直到达到技术标准的要求后方可进行下道工序的施工。当班班长对施工过程中的工序进行抽查检验，下一班对上一班的工序质量及各种数据资料进行全面检查和交接，有不符合项可拒絕接班。在具体的施工过程中，力求做到施工需要的油管、抽油杆不落地，下井工具不落地；油管、抽油杆不干净不下井，下井工具不合格不下井，下井工具无专检人员签字不下井，油管丝扣不涂密封脂不下井。

为了保证稠油井掺药成功率，制定稠油井掺药施工安全操作规程，要求每次施工都要严格按照规定进行操作，并根据实际情况设计相应的施工方案和应急措施，使施工得到充分的，有效的质量保证。

制定和完善的质量培训等管理制度纳入稠油井小修后掺药施工的质量体系文件中，进一步落实质量责任制度，认真执行，严格考核，奖惩分明。

参考文献

[1] 《井下技术技术数据手册》编写组.井下技术技术数据手册[M]北京：石油工业出版社，2000.

[2]中国石油天然气集团公司人事服务中心.井下作业工.北京:石油工业出版社.2004

[3]王亚金，魏秉奎.井下监督基础理论与实践.北京:石油工业出版社.2004

超稠油井提高泵效的研究与应用 篇3

1 影响泵效的各种因素分析

深井泵在井下工作时, 受各种因素的影响。因此, 除油井抽喷和下泵初期外, 泵效都低于70%。影响泵效的因素很多, 通过研究分析, 主要存在以下三方面

1.1 供液不足的影响

(1) 吞吐末期因素;由于超稠油井是采用蒸汽吞吐作为主要的开发手段, 因此, 在吞吐末期, 井底近井地带温度降低, 原油粘度上升, 沉没度不断下降, 使用泵效降低。

(2) 套坏出砂因素;在高温注汽的情况下, 造成超稠油井油层胶结疏松出砂, 当沉砂口袋的砂面上涨至油层部位, 就会产生砂埋油层现象, 造成油层的液体不能够及时流向井底, 形成供液不足。

(3) 汽窜因素;超稠油井由于井位较近 (70m) , 经常发生汽窜现象, 部分连通性差一些的油层在汽窜发生后, 使井间的未被加热原油推向井底, 造成供液变差, 形成供液不足。

(4) 气体影响因素;由于油层能量低、供液不足或含气体过多的井, 当泵入口处的压力低于饱和压力时, 进入泵内的将是油气混合物, 进入泵内油的体积减少, 使泵效降低。

1.2 漏失的影响

(1) 泵凡尔漏失因素;深井泵在工作中, 由于受加工质量、井液含砂或杂质多、凡尔球与座接触时长期磨损、造成球与球座密封不严, 形成固定凡尔漏失、游动凡尔漏失、双凡尔漏失。

(2) 活塞与衬套间隙漏失因素;由于选泵不合适, 级数过低, 造成活塞与衬套间进入细微砂粒, 将间隙磨大, 造成漏失。此外, 由于超稠油斜井较多, 活塞与衬套偏磨使间隙漏失增大。

(3) 油管头漏失因素;由于施工质量不合格, 造成油管头密封圈损坏或密封圈不清洁, 形成漏失。

(4) 流体性质的影响因素;流体中多含腐蚀性的水和硫化氢气体, 腐蚀泵的部件, 使之漏失。

1.3 工作制度的影响

(1) 冲次的影响因素;稠油井油流进入泵筒的速度相对较慢, 冲次参数不合理会导致充满系数的降低, 从而影响泵效。

(2) 泵径的影响因素;超稠油井宜采用大泵径以减少油流入泵的阻力。泵径减小, 阻力增加。产液量减小, 但泵径的增大直接导致理论排量的增大, 从而引起泵效的降低。

(3) 冲程损失的影响因素;深井泵上下冲程过程中抽油杆柱和油管柱随交变载荷而产生弹性伸缩, 使活塞冲程小于光杆冲程, 从而减少了活塞所让出的体积, 使泵效降低。

2 提高泵效的措施

2.1 解决油井供液不足问题

(1) 针对油层发育差, 吞吐效果不好类油井;采取间歇吞吐。

(2) 针对出砂油井;采取防砂和大修综合治理, 中心站的套管损坏油井占总井数的42%, 套坏出砂成为制约油井生产的一大难题。

(3) 针对气体影响;采取降低冲次的办法, 保证深井泵具有一定的沉没度, 以减少气体的影响。

2.2 制定合理的工作制度

(1) 加大小泵径深井泵的使用;今年13口油井, 采用￠44mm防砂泵的使用对提高泵效起到了较好的效果。

(2) 选择合理的冲次;冲次是在生产过程中调节排量最为方便的手段。为防止出砂对油井的影响, 在注汽下泵后采用稳压启动的办法, 即低冲次开井, 正常后再逐步调至生产所需冲次。

(3) 合理实施间开措施;部分低产能井当冲次降低到不能够使油井连续出油的时候, 油井即会出现间出现象。这时若还没到注汽周期, 油井可实施间开措施。根据摸索出的油井间开制度确定法 (液面法、连续计量法、功图法) 。今年以来, 中心站先后实施间开井6井次, 达到了节能和提高泵效的效果。

2.3 及时处理深井泵的工作状况问题

(1) 固定凡尔漏失的处理;采用碰泵或碰泵配合掺洗可以解除;个别井我们采用将活塞拔出工作筒正洗, 利用阀球与阀座的间隙用洗井液将脏物冲洗净。

(2) 游动凡尔漏失的处理;采用碰泵掺洗的办法效果不明显, 一般采用热油车洗井。因为热油车洗井时排量和温度较掺洗来说能够得到保障。只要不是泵存在硬性机械损伤, 可以解除此故障。

(3) 双凡漏失的处理;由于泵存在较为严重的伤害, 需进行检泵作业方可解除。

(4) 活塞间隙漏失的处理;对于出砂较为严重造成的活塞间隙漏失, 选用携砂能力较强的携砂泵或沉砂泵, 提高井液的流动能力或减少砂粒进入泵内。由于井斜造成的活塞间隙漏失, 在设计油井下泵深时, 考虑油井的钻井轨迹, 避开斜度较大的部位, 防止活塞与衬套长期偏磨造成间隙增大。

(5) 油管漏失的处理;针对油管漏失, 主要是加强作业质量的监督工作。从滑车的使用, 丝扣油的涂沫, 油管的质量, 有无伤扣、裂痕等全面做好检查监督工作。检查好油管头的密封圈, 保持完好清洁。避免油管头处漏失。

2.4 消除流体性质对泵效的影响

(1) 消除硫化氢的影响;采用耐腐蚀性强的深井泵, 使用防腐涂料油管等消除硫化氢的腐蚀影响。

(2) 消除原油粘度高的影响;针对正常井采取合理动态调整单井掺油比。针对特殊粘度较高的油井采用了双掺流程, 两口井采用合走流程, 同时针对每口地下掺油井制定了合理的掺洗周期, 从根本上解决了地下掺油井回压高的问题。

3 取得的效果

通过加强对泵效的管理, 载止到十二月底, 我中心站完成原油产量6.179×104t, 对比进度超产原油0.703×104t。同时泵效对比去年取得了较好的效果, 12月份中心站的平均泵效为42.2%。较去年提高3.7%。

4 结论与建议

(1) 超稠油井使用￠44mm小泵径可行。

(2) 对油井参数的调整应以泵效为重点考虑对象。

(3) 加强日常油井的维护管理是保持泵效的关键。

(4) 合理的掺油比对稳定泵效有一定的作用。

(5) 提高泵效要与地质相结合, 充分考虑油层因素。

摘要：泵效是原油生产中的一项重要机械生产指标。在超稠油井的开发中, 泵效对油井的生产、成本的控制、管理水平的影响都是较大的, 也影响着整个抽油系统的效率。为此, 通过研究生产过程中各种对泵效的影响因素, 并采取一系列的有针对性措施, 达到提高泵效, 并进一步达到提高油井产量的目的。

关键词：超稠油井,泵效,研究,提高

参考文献

稠油井躺井原因分析及控制措施 篇4

1 躺井因素调查

从表1可以看出, 稠油井主要躺井原因是杆断脱和油管漏, 对已定性为油管漏和抽油杆断脱躺井进行了统计, 共计442井次。

从调查表可以看出, 虽然油管漏和抽油杆断脱受多种因素影响, 但造成油管漏和抽油杆断的主要原因是组合不当、杆管腐蚀和杆管偏磨、杆管质量四个因素。对四个问题加以解决, 能够延长杆管寿命, 有效控制全矿躺井。

2 主要躺井要素机理研究

2.1 杆管组合不当的原因分析

(1) 作业时新旧油管、抽油杆混用, 同样规格管柱能够承受的应力强度不一样。

(2) 长时间频繁使用, 油管、抽油杆强度下降, 发现和更换不及时。

(3) 检测力度不够。目前只是对出现问题的油管和抽油杆进行检测, 已经收到伤害的杆管重复下入井中使用。

(4) 工艺设计现执行的管杆标准是以新管杆的应力强度去进行组合, 而现场所使用的一般为旧管杆和修复管杆, 应力强度无法达到新管杆标准。

(5) 目前下井抽油杆90%上是∮22mm的一级组合。

2.2 对杆管偏磨原因

(1) 杆管弯曲偏磨:

(1) 杆管使用时间长, 在井下受交变载荷的影响, 材质受到严重影响, 性能严重下降, 导致强度和韧度下降, 造成管杆弯曲;

(2) 油稠粘度大, 抽油杆下行时受阻力增大, 致使抽油杆弯曲。为测定下行阻力, 曾进行∮70mm双作用泵的模拟实验, 根据压力差推算出和面积推算出在不同原油粘度下行阻力。由于室内实验条件要比油井实际生产条件简单得多, 并忽略了动载荷的影响, 所以实际的下行阻力要比列出的下行阻力值大。

(3) 封隔器在坐封时, 作业时未严格按坐封吨位标准进行操作, 致使坐封后管柱弯曲;

(4) 管柱伸缩, 抽油杆在管柱中上下抽动时代动管柱微弯曲, 造成偏磨, 抽油杆由于受到各种作用力的影响柱塞与泵筒之间的半干摩擦力、抽油杆受到的浮力、液流通过游动凡尔向上排出时抽油杆受到的力。

(2) 缺少保护手段。许多油井中未加入扶正器和加重杆, 致使管杆偏磨严重;

(3) 参数过高时导致管杆摩擦加剧。

2.3 杆管质量差的原因

(1) 杆管未清洗干净下入井中。

(2) 检测力度不够。杆管检测包括清洗、人工检测、试压、探伤及丝扣修复等工序, 杆管清洗不干净, 人检很难发现杆管受伤部位及受伤程度, 探伤时杆管在探伤机上走不动, 探伤效果差, 而在检测现场往往很难将杆管清洗干净。

3 对策

3.1 杆管组合不当的对策

(1) 加强施工前的数据统计、设计审核与历次躺井原因分析, 做到有的放矢对症下药, 减少不必要的损失浪费, 确保设计的精确性。

(2) 及时制定处在施工现场切实可行的油管、抽油杆现场检查、更换、报废的标准和制度, 使作业大队在现场鉴定油管、抽油杆有标准可依。

(3) 严格按照设计及有关技术操作规程和相关技术要求进行施工。

(4) 加大修复油管、抽油杆设备等硬件设备的资金投入, 特别是检测修复管杆的疲劳强度和应力强度的设备, 加大下井杆管的检测力度, 严禁不合格杆管下井, 只有这样才能对修复油管、抽油杆的质量有充分的认识, 在此基础上才能够更好的解决抽油杆和油管使用管理过程中存在的问题。

(5) 加强施工过程中的采油与作业的相互联系与互相监督, 对施工过程中发现的新问题及时沟通解决。

3.2 杆管偏磨的对策

只有采用标本兼治的措施, 才能有效控制杆管偏磨导致稠油井躺井, 我们在加强杆管保护措施, 延长管杆磨损时间的同时, 还要加强偏磨机理的研究, 加深其认识。目前主要有以下措施:

(1) 推广座封吨位小的封隔器和使用伸缩管装置, 抵消座封造成的管柱弯曲。

(2) 偏磨井管柱的合适位置安装扶正器和在偏磨井上对杆柱进行底部加重, 下入加重杆, 可以解决底部失重, 控制抽油杆早期疲劳断裂和偏磨。

(3) 尽量采用∮25mm和∮22mm的抽油杆组合。通过对抽油杆断脱躺井的解剖分析认为:∮25mm、∮22mm、∮19mm断的比例是2:5:20, 采用∮25mm和∮22mm的抽油杆组合可以有效控制杆断脱躺井。

(4) 在因杆管偏磨导致的躺井上使用复合碳纤维柔性抽油杆底部下加重杆或采用防偏磨泵等防偏磨技术控制躺井。

(5) 改善稠油井掺水温度参数, 使掺水温度保持在原油拐点温度, 降低井筒流体粘度, 可有效降低杆柱下行阻力。

(6) 从保护角度出发, 为了延长管杆磨损时间, 可以采用旋转井口装置。旋转井口装置为改进的油管悬挂器, 油管和悬挂器之间可以移动, 从地面转动旋转井口转装置, 可以带动井下油管转动。在生产过程中通过转动油管、抽油杆不断改变油管抽油杆接触位置, 使油管、抽油杆整个圆周均匀磨损, 避免管杆偏磨, 达到延长管杆寿命的目的。

3.3 杆管质量差的对策

(1) 加强作业质量监督, 防止不合格或清洗不干净的杆管下井。

(2) 加强杆管检测前最基础的清洗工作, 为提高检测质量打好基础, 同时, 还要加强杆管检测设备的配套。

(3) 完善杆管检测、修复的监督考核制度。

3.4 加强基础管理控制躺井

(1) 加强油井及掺水系统地面管理, 发现问题及时处理。

(2) 严禁随意随意停井。

4 效果评价

通过对2002年以来的躺井分类统计和分析, 找出了稠油井主要躺井因素, 并对主要躺井要素的机理加以研究, 有针对性的制定了对策, 建立了控制躺井的预警机制, 实施以后见到了好的效果, 躺井数比去年同期减少26井次, 躺井率由去年同期的6.1%降低到4.9%, 躺井率降低了1.2%。

摘要：本文分类统计了2009年至2011年6月全部躺井情况, 对稠油井主要躺井机理进行了详细的研究, 切合实际, 有针对性的制定了对策, 对稠油油田躺井控制具有一定指导意义。

关键词：稠油井躺井原因,下行阻力,控制措施

参考文献

[1]才汝成.油气藏工程方法与应用石油大学出版社2002年5月。

超稠油井 篇5

1 自洗流程及具备条件

自洗流程工序是关计量间计量总阀门, 打开放喷井 (高含水井) 计量阀门, 打开计量阀组扫线阀门, 关闭放喷井 (高含水井) 混输阀门, 打开掺油水阀组扫线阀门, 关闭掺油水表出口闸门 (防止脏东西卡表) , 打开需要自洗井的扫线阀门, 井口关闭套管气闸门, 及气水分离器闸门。放喷井 (高含水井) 的液体即可顺着掺油水管线进入油套环形空间, 起到与热洗车一样的热洗效果。

由于新井和作业检泵井经常需要热洗后才能开井, 水泥车洗井的原理是把水加热后用泵车从油套管环形空间挤入进行反洗。而放喷井的压力均能达到5.0MPa以上, 且温度高达90-130℃, 高温降粘的同时, 排量低不对油层造成二次伤害。比洗井车加热的温度还高, 且随时可以自洗。目前, 15#站可开油井数35口, 其中有放喷能力油井29口, 放喷天数在10天以上油井15口, 放喷5-10天油井9口, 5天以下5口。放喷自洗有3个独立流程, 站内、1#翻斗 (196#、211#平台、杜813-33-67、杜813-33-65) 、2#翻斗 (209#、210#平台) 。

2 自洗标准及实施效果分析

突然起压油井, 如排水见油油井进行自洗, 见井口返水后温度达到85℃以上循环3-4小时。油井在碰泵及憋泵无效情况下, 需热油车洗井可由自洗代替, 井口返水后温度达到90℃以上循环4-5小时。在突发停稀油的情况下, 由于长时间停稀油, 油井5-6小时造成软卡, 可利用多口放喷井及高含水井同时对高回压和出油油井自洗。

自洗井实例:杜813-29-67井生产末期高回压, 上周期末5-8t/d生产7天后转热采, 日掺油量12m3/d, 掺油比达到1.64。本轮周期末采取在高回压时进行自洗, 自洗周期为5-8天, 延长末期生产时间27天, 日掺油量7m3/d, 掺油比0.83, 对比上周期日掺油量减少5 m3/d, 掺油比下降0.81, 该井自洗效果如图1, 与上周期阶段对比增加产油量85.9t。

杜813-43-44周期末测功图显示固定凡尔漏失, 利用放喷井杜813-37-44对其自洗, 洗前井口温度36℃, 计量液量6.4t/d, 洗后井口温度82℃, 计量液量11.9t/d, 维持生产9天转热采, 该井自洗效果如图2。

在4月23日停稀油11小时, 造成9口油井回压升高或软卡, 利用放喷井杜813-38-45、杜813-39-44、杜813-41-44、杜813-45-46这4口井对9口井;杜212-23-309、杜813-44-49、杜813-43-50、杜813-43-46、杜813-42-49、杜813-40-41、杜813-43-44、曙609、杜813-38-45分2组轮换自洗, 使每口油井的井口温度达到80℃以上, 使这9口井恢复了正常生产。

杜813-37-44井双凡尔漏失, 计量液量0.9t。利用杜813-38-43井对该井自洗, 洗前温度38℃, 洗后温度78℃, 通过自洗使这口井恢复了正常生产。

杜813-43-50是边远高回压油井, 为了解决该井的高回压问题, 通过摸索该井回压由正常压力上升0.3MPa时, 利用放喷井为该井自洗, 有效期在4-5天, 日降低掺油量3 m3/d。

杜813-39-50井开井生产参数过大产生高回压软卡问题, 利用放喷井杜813-38-53自洗, 三小时后井口温度由62℃上升到82℃, 井口回压为0.5MPa, 恢复正常。

1-7月份共自洗19井次, 其中, 停稀油自洗7井次, 周期末回压高自洗4井次, 不正常井自洗6井次, 下泵软卡2井次, 创效6.2万元。

3 取得认识和结论

(1) 利用放喷井自洗, 有效解决回压高、软卡、固定凡尔被稠油影响等油井日常生产问题。

(1) 由于自洗时间长, 一般在7-8小时放喷井所在计量间其它油井不能量油, 所以在自洗之前其它井量完。

(3) 注意事项:倒自洗井解卡时选择的放喷井和高含水井温度要高, 操作过程中一定要倒对流程, 洗井过程中计量间和井场不能离人, 洗井时观察洗井压力, 压力高时可稍开计量间混输阀门卸掉部分压力。

摘要：超稠油井开采过程中, 由于粘度高油井易出现软卡、回压高、深井泵稠油影响问题, 解决这些生产问题需要热洗车来完成, 采油站员工通过摸索, 利用放喷井进行自洗, 代替了热洗车洗井。自洗在解决上述生产问题的同时, 节省了生产成本, 提高了开井时率, 增油效果明显。

关键词：问题油井,放喷井,自洗

参考文献

[1]车太杰编著采油生产常见故障诊断与处理[M].北京:石油工业出版社, 2010:260

稠油井封堵工艺的完善及优化 篇6

乐安油田先后有七套含油层系投入开发 (馆陶组、沙一段、沙二段、沙三段、沙四段、奥陶系, 孔店组) , 目前共累计上报探明石油地质储量1.4933×108t, 是处于盆地边缘的一个大型复式油气聚集区。西部断层发育, 主要为沙河街组常规稠油构造油藏为主;东部和南部以地层超薄为主馆陶组特稠油地层油气藏;二者间存在着复合型油气藏。在稠油开采的中后期, 封堵工艺作为一项重要的增产措施得到广泛应用。目前乐安油田稠油封堵作业主要包括四类:一是封堵管外窜, 它主要针对稠油井注汽过程中因地层非均质性、蒸汽超覆、油水粘度比大等引起的管外窜问题而实施的;二是针对报废层实施的封堵作业, 主要有封堵炮眼、打水泥塞;三是封堵修复损坏的套管;四是针对井间汽水窜、边底水侵入等问题进行的封堵。

2 封堵工艺优化

2.1 地层预处理优化

封堵前根据稠油对温度敏感这一特性, 利用本区块采出水加温至80℃以上, 进行热洗井使井筒温度升高稠油粘度下降, 对超、特稠油井在热洗液中添加降粘剂, 更进一步降低稠油的粘度, 热洗液用量要大于井筒容积的两倍以上, 以便于将井筒内的稠油彻底洗至地面。并对目的层试挤, 一方面了解地层吸收能力, 决定灰浆数量和密度, 另一方面的进一步清除污垢及堵塞。

另外, 针对许多油井因高温蒸汽吞吐开采、出砂等造成地层亏空大、漏失严重的问题。在封堵施工前采取地层预充填的方法 (仅限于封堵炮眼) , 将0.4-0.6m m的石英砂充填入待封堵层, 施工泵压控制在7-10M P a。达到填补地层部分亏空, 减少堵剂用量, 提高封堵成功率的目的。

2.2 堵剂的优选

在封堵施工中, 水泥浆必须满足低粘度、易泵入、稠化时间适当、控制失水、早期强度发展快、后期强度稳定等理化性能。现场使用的堵剂主要有G级耐高温高抗水泥、超细水泥、改性水泥封堵。G级耐高温高抗水泥是在G级水泥加入30%-60%的石英粉制成, 因加入石英粉大大改善了水泥的热稳定性, 针对一般漏失以成本低的G级耐高温高抗水泥为主;超细水泥适合需渗入狭小缝隙封堵套管和接箍的漏失以及封堵再次漏失井段, 发挥超细水泥能进入油层微小、抗渗性能好的特性来提高封堵成功率;改性水泥 (G F D-2堵剂) 具有凝固时间短、可膨胀、耐高温、固化后强度高、可泵性好等特点, 并且配置浓度和固化时间易于控制调节, 因此针对地层亏空大、漏失严重井段的油井, 以改性水泥封堵为主。

2.3 施工工艺参数的选择

2.3.1 施工用量确定

2.3.1. 1 水泥浆用量:

水泥浆用量与井身结构、漏点位置和试挤压力及漏失量有关。现场一般采用以下公式近似计算。

式中:

V-堵液用量, m3;

K-附加量系数, 经验数值取1.25;

l-处理井段长度, m;

R-处理地层半径, m;

φ-漏失井段有效孔隙度, %

由于稠油热采注汽对封堵质量要求较高, 为确保封堵效果, 封堵半径范围确定在1.5-3米。

2.3.1. 2 水泥用量:

式中:

G-所需水泥的总用量, kg;

V-需配水泥浆的数量, L;

γ2-需配水泥浆的密度, kg/L;

γ1-水泥的密度, kg/L;

γ-水的密度, 取1 kg/L;

2.3.1. 3 清水用量:

式中:

Q–清水用量, kg;

其它符号意义同前。

2.3.1. 4 顶替量计算:

V顶=H·V0+V附

式中:

V顶–顶替量, L;

V0-每米管柱容积, L;

V附–地面流程管线容积, L;

H–封堵管柱深度, m;

2.3.2 封堵方法选择

循环法应用于封闭井口挤水泥法, 将配制好的水泥浆替至油管鞋, 正挤清水顶替液, 观察水泥车泵压及顶替液方数, 可采用间歇挤压法, 在压力达到指定压力后, 一般为试挤压力的1.2--2倍, 停泵带压反洗, 替出油管内多余水泥浆。适用条件: (1) 单层炮眼封堵; (2) 短井段封堵; (3) 能够建立正常循环井封堵。

平推法用于解决水泥瘤现象, 即管柱下至待堵层下部, 替入水泥浆至油套平衡处, 然后上提油管, 反洗井一周, 保证笔尖以上油管内无水泥浆, 反挤清水顶替液, 将水泥浆面压至封堵层以上, 憋压关井候凝。适用条件: (1) 多层系井封堵; (2) 长井段封堵; (3) 地层亏空洗井不返液井封堵; (4) 地层压力较高井。

2.3.4 施工压力及排量控制:

施工压力超过需要的压力不会增加作业的成效, 而仅增大压裂地层的可能性。施工压力、顶替液液柱压力、水泥浆液柱压力之和小于地层破裂压力, 把水泥浆送至待封堵井段, 所施加的压力以能使水泥浆在炮眼等待封堵处脱水形成水泥饼即可, 一般不高于15M P a, 排量控制在300-400L/min。

2.4 钻具的选择

钻塞施工中主要采用转盘或者螺杆钻具, 钻头根据情况选择刮刀钻头、三牙轮钻头或者磨鞋等。螺杆钻具在钻塞施工中对于循环液的清洁度要求较高, 钻塞效率高。转盘相对就没有太严格的要求, 测试和使用相对比较方便, 但是转盘又受到带动动力的限制, 如果钻塞深度太深、井斜大或水平井等, 此时转盘的带动动力较小, 达不到快速钻塞的目的。按照钻具保证能够顺利通过大井斜段及水平段;有利于钻压的施加;调整钻具偏心距, 防止磨损套管及工具部件;有利于钻屑的上返原则对钻具组合设计进行优化。

3 现场应用

2011年乐安油田封堵施工15井次, 通过成功实施封堵工艺, 措施效果明显, 平均单井日产油2.1吨。

4 认识与体会

(1) 封堵前通井保证井眼畅通, 找漏落实套管情况, 施工管柱试压。

(2) 必须保证作业设备正常、能应付随时发生的复杂及事故。

(3) 如果需要封堵的井段较长, 可采取分段封堵的方法, 减小风险。

(4) 针对水平井封堵施工的特点, 施工中转动和上下活动管柱, 来预防卡钻;钻塞时钻头侧面尽可能是圆柱体, 底面尽可能是锥形或半球形, 可以减少对套管磨损及钻具扭矩损耗, 有利于施加钻压。

稠油井试油初期防凝管工艺 篇7

塔河油田主力产层为下古生界奥陶系, 该油藏为碳酸盐岩岩溶裂缝性油藏, 油藏储集体以溶洞、裂缝为主,具有极强的非均质性[1]。完井方式均采用先期裸眼完井,而试油工艺则结合所钻目的层溶洞和裂缝是否发育分为油管测试和酸化压裂。若在目的层钻进期间钻遇溶洞和裂缝,直接采取下油管进行诱喷求产;反之则进行酸化压裂来达到沟通目的层附近溶洞和裂缝的目的。

以上两种试油工艺在稠油区块试油初期未见稠油期间需依靠人工每隔一个时间段井口取样来判断稠油是否已到达井口。当发现稠油到达井口后,采用成熟的反掺正采工艺,及时利用掺稀管线正注一个油管容积的轻质油以防止稠油凝管,而后反注一个环空容积的轻质油进行正常的掺稀生产。但是仅仅依靠人工取样判断稠油是否到达井口会因人为疏忽原因致使大量稠油进入油管。随着稠油在流动的过程中的热损失, 使得黏度大幅度增大而造成油管凝管。2011年塔河油田在试油初期共发生6次稠油凝管事故,凝管后必须通过连续油管注热油进行循环解堵,平均解堵时间达5.3 d,造成极大的时效延误和经济损失。

为此现场迫切需要一套技术手段来自动识别稠油是否达到井口。本文通过室内模拟实验和现场实际应用,设计出一套针对稠油井试油初期防凝管的工艺。

1 工艺原理

FGH型含油率自动监测仪是利用不同介质对低能γ射线的吸收不同而研制的。放射性同位素放出低能的γ射线。当它穿过介质时, 其强度要衰减, 且衰减的大小随介质的不同而不同, 即取决于介质对γ射线的质量吸收系数和介质的密度[2,3]。因此,可通过油、水这两种介质对射线吸收能力的不同引起电路负载量变化的大小监测混合液中油的含量,同时经无线探头将数据传输至值班室电脑,利用配套软件设定相应的报警值,当达到设定的报警值后报警器启动声光报警。

2 室内试验

根据文献[2]报道现场应用情况,在混合液含油率大于60%时,FGH型含油率自动监测仪分析含油与人工化验含油误差为-2%～2%,具有较高的精确度。但是在稠油井试油初期,稠油是伴随着泥浆或残酸返排至地面。在未见稠油期间,返出流体含油为零。根据施工经验,当地面管线稠油含量达到20%时,需迅速进行回注防止油管凝管,因此还需开展FGH型含油率自动监测仪在高含泥浆和残酸情况下对原油含量监测的准确性。

首先在室内模拟了混合液在高含水状态静置时FGH型原油含水率自动监测仪测量精度的试验。

表1是40 ℃泥浆(比重1.16)与原油混合后静置状态时FGH型含油率自动监测仪测量数据:

表2是40 ℃残酸(比重1.16,pH值6)与原油混合后静置状态时FGH型原含油率自动监测仪测量数据:

从表1和表2两种试验数据可以看出,FGH型含油率自动监测仪在监测泥浆和残酸与原油的混合液时含油率数据比较准确、误差较小,能真实反映混合液实际含油情况。

但是为更加真实地模拟现场实际情况,本文还开展了如图1试验模型所示的混合液在流动状态下的试验,主要检测FGH型含油率自动监测仪测量的精度和所需时间。

该试验模型为在进口处连接泵头,将混合液用泵头以2 L/s的排量从进口处泵入试验模型中。FGH含油率监测仪前段10 m ϕ73 mm油管内容积为30 L,理论上泵入混合液在起泵15 s后到达监测仪处。

在每次测量之前,先将整个管线灌满清水,一是保证泵入的混合液在管线中为活塞式推进,二是校验FGH型含油率自动监测仪是否归零,确保试验准确性。

表3是40 ℃泥浆(比重1.16)与原油混合后流动状态时FGH型含油率自动监测仪测量数据:

表4是40 ℃残酸(比重1.16,pH值6)与原油混合后流动状态时FGH型含油率自动监测仪测量数据:

从表3和表4两种试验数据可以看出,在流动状态下FGH型含油率自动监测仪在监测泥浆和残酸与原油的混合液误差较静置状态略大,但误差小于20%;在混合液流动的过程中存在一定的时间延迟,但延迟时间较短,均小于3 s,因此可以忽略延迟时间对实际施工作业影响。

3 现场应用

根据现场施工经验,在取样见稠油20%后开始回注稀油。为此,结合FGH型含油率自动监测仪室内试验数据,在现场应用过程中将FGH型含油率自动监测仪的报警值设定为15%。

在试油期间,将该FGH型含油率自动监测仪安装如图2所示,将其安装于井口出口端以便于在第一时间监测到稠油含量。

目前该工艺在塔河油田12区稠油区块已应用10井次,取得较好的现场试验效果,图3和图4现场试验实测含油率曲线。

为保证现场评价试验顺利进行,采取井口取样观察和FGH含油率自动监测仪两种方式同时判断。在监测仪数据显示含油为2.5%时,取样观察混合液含少量油花,在监测仪数据显示含油为10%时,取样观察混合液含少量稠油颗粒,在监测仪数据显示含油为15%报警时,此时取样观察混合液含少量块状稠油。

从图3可以看出,在含油率达到设定报警值15%时开始声光报警,现场人员开始进行关井动作,整个过程持续约3 min,关井后,在FGH型含油率自动监测仪处流体不再流动,此时监测值不变。

4 结论与认识

(1)FGH型含油率自动监测仪在室内试验和现场评价时监测数据较为准确,误差较小;

(2)在稠油井试油流程上安装FGH型含油率自动监测仪可有效防止试油初期发生凝管现象;

(3)该工艺技术在稠油区块具有推广价值。

摘要：塔河油田所辖的6区、10区北及12区原油属高黏度、高含硫、高含蜡的超重质稠油。尤其是12区油藏,原油平均密度高达1.025 9 g/cm3,黏度高达300 000 mPa.S。上述区块油井在试油初期存在极大的凝管风险。为此,提出了一套全新的防凝管工艺技术。该工艺技术经室内试验和现场评价,取得较好的应用效果。

关键词：塔河油田,稠油,工艺

参考文献

[1]张荣军,李海军,任月玲.塔河油田深层稠油掺稀降黏技术.西安石油大学学报,2009;(05):84—87

[2]赵春娟,杨海文,等.原油含水分析仪的研究与应用.工业计量,2006;(S2):47—48

稠油井防砂工艺应用及效果评价 篇8

J131作业区的储层主要在克下组、八道湾组, 其储层岩性主要以砂砾岩、中粗砂岩、不等粒砂岩为主, 胶结类型以接触式、接触-孔隙式为主, 胶结程度中等-疏松。八道湾组油层平均渗透率为0.6D, 孔隙度一般为20%~30%, 平均25.1%。克下组油层平均渗透率为1D, 孔隙度一般20%~30%, 平均23.6%。由此看出J131作业区油层其储层是胶结比较疏松的粗砂岩。

2 油层出砂机理及影响因素

2.1 地质因素

地层应力是决定岩石原始应力状态及其变形破坏的主要因素。钻开油层后, 井壁附近的岩石的原始应力平衡状态被破坏, 造成近井岩石应力集中岩石的胶结强度主要取决于胶结物的种类、数量和胶结类型。主要有:基底胶结、接触胶结、孔隙胶结、杂乱颗粒胶结。容易出砂的油层主要以接触胶结主, 其胶结物含量少, 而且其中往往含有较多的粘土胶结物。J131作业区出砂地层应属于部分胶结地层。这类地层含胶结物少, 胶结差, 强度低, 取心易破碎。此类稠油储层在生产过程中很容易造成地层出砂。

2.2 开采因素

(1) 稠油开发主要用蒸汽吞吐方式进行对地层骨架遭受严重破坏。

(2) 采油速度突然发生变化的影响。

(3) 流体注入速度过高影响。

(4) 稠油的高粘性造成对砂粒的强拖曳力。

3 油层出砂对生产造成的不利影响

3.1 出砂井的修井

自2010年8月至2011年7月J131作业区因出砂原因上修64井次, 其中有23口井砂面达到100米以上, 有8口井二轮出砂比一轮更加严重, 其余井的砂面平均在20米左右。出砂增加了修井工作量, 频繁的修井作业, 增加了措施费用;其次, 解卡或冲砂工作影响修井施工进度, 工序及协调环节多。

3.2 出砂造成的储液罐清理工作

由于稠油的携砂能力较强, 携带出大量的泥砂在罐底沉积, 造成储液罐罐的压力变送器被覆盖, 使自动输油系统紊乱, 不能正常的进行输油。去年11月份, J131作业区32个储液罐清沙, 沉砂厚度普遍在60~80cm。

3.3 出砂造成输油泵磨损

稠油计量站使用的转输泵是螺杆泵, 由于出沙使得输油泵定子基本上3月就要更换。同时出沙经常造成管线堵塞, 影响油井吞吐。

4 现场各种防砂工艺方法的实施情况

从2010年8月至2011年7月J131作业区的出砂井进行洗井冲砂的井有36口, 其中有8口井发生了二次出砂的情况。洗井冲砂的有效率为77.8%。

(1) 钢丝网保护套防砂井3口, 其中2口井防砂后生产效果良好。

(2) 用GX-II高温固砂剂对6口井防砂, 5口井在防砂后又出现了杆卡。

(3) 用激光割缝管对12口井防砂, 只有2口井再次发生杆卡外, 效果良好。

(4) 螺杆泵防砂的12口井生产情况良好。

5关于出砂井的管理方法

通过对比, 从注汽的情况来看, 在每米注汽量相同的情况下, 克下组的注汽压力普遍高于八道湾组, 因此认为注汽压力较高是造成出砂严重的原因之一。同时, 对注汽速度进行调整, 作业区现在对于注汽压力和速度都进行了严格的控制。

油井焖开生产时, 作业区将用8mm油嘴更换为6mm油嘴的工作制度, 避免油井处于放喷状态, 使井底大量出砂, 甚至出现砂埋。

作业区将计量接转站原油集输方式, 由进两座储液罐后同时进出改为单罐进单罐出的生产方式 (即一座罐只进不输, 另一座罐只输不进) 。

6 防砂效果的评价分析及建议

6.1 防砂效果的评价分析

通过对出砂油井的资料统计和防砂效果分析, 得出了以下结论:

J131作业区的出砂井主要是在红001断块和红004断块。红001断块的出砂频率比红004断块的出砂频率高。

以下是各类防砂工艺的防砂粒径对比和产出投入对比表格 (如表1所示) 。

由上表可知化学防砂的产出投入比最低, 并且化学防砂具有一定的时效性, 所以我们应该大力推广螺杆泵和机械防砂。

6.2 油井防砂的建议

对于以后新打的井可以在一次采油过程中更多的应用螺杆泵进行稠油排沙冷采。因为注汽的成本很高, 并且注汽会破坏地层强度, 引起水岩反应, 注汽过程中, 高p H值、高温蒸汽注入储层, 冷凝水与岩石作用, 可溶解石英、长石、泥质等硅酸盐矿物, 产生方氟石等次生矿物, 同时使蒙脱石水化膨胀, 分散运移, 破坏了岩石的胶结, 造成油层出砂。。

对于那些反复出砂的井, 我们是否可以在洗井冲砂后, 直接下光油管完井注汽, 当地层能量得到了补充, 再下螺杆泵进行生产。

摘要：石油开采中, 油、砂分离是四大分离技术中的重点难点, 是油田开发中遇到的主要问题。我国目前发现并已投入开发的稠油油藏绝大多数为胶结疏松的砂岩油层, 新疆油田公司采油一厂J131作业区的油层也属于这一类型。其储层主要含油岩性为砂质砾岩、含砾砂岩和粗砂岩。填隙物主要为泥质, 胶结物以方解石为主, 钙质胶结, 胶结疏松, 类型为部分胶结型。所以J131作业区在开采过程中容易出砂。对油井进行防砂是油藏正常生产的重要保证。本文从新疆油田公司采油一厂J131作业区的岩性特征入手, 分析出砂的情况, 介绍了J131作业区现行的各种防砂工艺并对其效果进行了评价。

关键词：防砂工艺,效果评价,应用

参考文献