蒸汽驱智能调控技术（共3篇）
蒸汽驱智能调控技术 篇1
特种油开发公司杜229块, 自2007年实施蒸汽驱先导试验组, 截至目前已转驱12个井组。随着开发规模的不断扩大, 生产时间的不断延长, 稠油井的管理难度也越来越大, 人工计算手动调节机采参数的管理方式, 不仅无法对生产中的变化及时做出反应, 而且这种完全依赖人工调控的方法也阻碍了数字化油田的进程, 本文介绍的“蒸汽驱智能调控技术”是由我公司科研单位与外部研究机构共同研发的一种全新的采油控制工艺技术, 该项技术不仅能够解决人员调控不及时的问题, 而且能够有效提高稠油热采井的管理水平。
1 技术思路
1.1 设计思路
提高抽油机井生产系统效率和管理水平的关键, 就是确保供采关系协调, 即机采参数与地层供液能力相匹配, 以达到最优的泵效及系统效率。通过监测油井供液能力相关参数, 动态调整抽油机的机采参数是智能采油的核心思想。
通过对比, 选择井底流压作为控制依据, 而流压主要由套压及沉没度对应的压强构成, 起到主要影响的就是沉没度, 该参数由油井动液面确定;油井泵效取决于抽油机的冲程、冲次等参数, 但其关键参数为冲次。则动液面和冲次这两个关键参数之间存在着一定的逻辑关系, 这就是智能调控的主要方向。
1.2 关键技术
智能调控技术的关键控制参数为沉没度与油井冲次, 这两个关键参数对应着两个关键技术, 即动液面自动测试技术和油井冲次模糊控制技术。
1.2.1 动液面自动测试技术
智能采油的关键参数是动液面, 动液面反应油井地层供液能力, 其准确程度直接决定了智能采油能否成功应用。常规测试液面技术为回声法, 按声速确定方式分为音标法和节箍法, 按声源分为声弹、高压氮气、无声弹测试技术等。稠油开发中, 动液面波动大, 且油套环空内的介质组成复杂, 温度、含水、组成随周期变化, 因此很难测准。在环套空间内存在的气液混合带会反射声波造成虚假液面, 即俗称的泡沫层[1]。
智能采油系统以音标法为基础, 采用亚声波作为回波信号, 亚声波频率小于20Hz, 在油套环形空间内传播距离远, 能量消失的慢, 测出率和自动识别率高。相比传统的测试动液面设备, 该设备不需要自带氮气瓶, 采用两种方式发声:高套压下回收套管气发声, 在低套压下使用打气泵将套管气打入井中产生亚声波声源, 从而杜绝高压氮气瓶在无人值守的情况下出现的安全隐患, 实现连续自动测试动液面。
1.2.2 模糊控制技术
模糊控制是近年新兴的一种先进控制方式, 所谓模糊控制, 就是在控制方法上应用模糊集理论、模糊语言变量及模糊逻辑推理的知识来模拟人的模糊思维方法, 用计算机实现与操作者相同的控制。
蒸汽驱智能调控技术通过模糊控制算法计算频率, 首先由回声仪器测出当前动液面的值, 并将当前动液面与目标动液面的差异和差异变化转换成为适于模糊运算的模糊量, 然后将这些量在模糊控制器中加以运算, 最后采用重心法再将运算结果中的模糊量转换为精确量, 将得到的结果结合调节步长等参数计算获得最后的调节频率, 从而控制抽油机冲次。
蒸汽驱智能调控技术所运用的模糊控制技术, 不仅具有控制抗干扰能力强, 响应速度快, 对系统参数的变化有较强的鲁棒性的特点。而且具有闭环控制的特点, 即输出端通过“旁链”方式回馈到输入端, 并参与对输出端再控制的特性。
智能调控技术在调控过程中, 不仅能够实现数据的传输、记录、实时调控等功能, 而且该系统具有温度保护智能调控功能, 能够在超温的情况下自动降低冲次, 使生产井温度始终保持在安全温度之内, 防止井喷的发生。在对抽油机进行控制保护的过程中, 如果达到报警条件, 系统能够实现自动报警, 自动调节, 保证生产, 维持抽油机正常运行。
2 现场应用及效果分析
为验证数字化采油智能控制系统在蒸汽驱开发中的作用, 在原来试验的基础上, 2015年8月在蒸汽驱内优选3口井作为试验井进行试验。为便于分析, 所选择的3口试验井均选择在先导试验区的杜32-50-K34井组。3口试验井分别为杜32-48-34、杜32-49-35、杜32-51-K33。试验要求三口井在满足供采能力匹配的同时, 不能超过设计温度, 避免闪蒸防止汽窜。
杜32-48-34井油层中深989.55m, 泵深945.9m, 8月4日开始对该井采取智能调控, 连续试验8d, 该井设计降低冲次提高泵效, 实施智能调控后油井冲次由4.8次/min下降到3.9次/min, 油井日产液、含水、井口温度保持平稳, 泵效由实施前的71.7%提高到85.1%, 吨液耗电由5.0k W·h/t下降到4.4k W·h, 效果较好。
3 效益分析
蒸汽驱智能调控技术的目标是为了提高抽油机井生产系统效率和管理水平, 该系统经试验按照设计液面, 能够实现自动调整冲次, 达到稳定井底流压, 提高泵效, 减少电能消耗的目的。
参考文献
[1]张霞.辽河油田蒸汽驱配套技术及下步攻关方向[J].特种油气藏, 2014.
蒸汽驱智能调控技术 篇2
Ⅱ类稠油油藏蒸汽驱先导试验区, 含油面积0.34km2, 地质储量225×104t, 目的层埋深975m, 有效厚度28m, 主要以3m以下的中~薄层为主, 占总厚度72.9%, 单层厚度大于5m的仅占27.7%, 净总厚度比0.43。储层属高孔高渗储层, 孔隙度24.8%, 渗透率为1739×10-3μm2。油层渗透率非均质程度强, 突进系数2.35, 变异系数0.79。50℃脱气原油粘度9064MPa.s, 原油密度0.9922g/cm3, 折算油层温度45℃脱气原油粘度13000mp.s, 属重质稠油。原始地层压力9.6MPa, 汽驱时地层压力2.5MPa, 油藏类型为中~薄互层状边底水油藏, 油水界面-1020~-1040m。
于2008年6月采用83米井距、反九点法注采井网、一级两段分层汽驱方式投产9个井组蒸汽驱试验, 日配注1124t/d, 采注比1.1, 注汽速度1.65t/d.ha.m。目前试验区总井80口, 其中生产井69口, 注汽井11口, 日产液1280t, 日产油175t, 含水86.3%, 日注汽1050t, 瞬时采注比1.22, 油汽比0.17。
二、Ⅱ类油藏蒸汽驱存在的主要开发矛盾
1. 开发初期蒸汽腔建立缓慢
非均质油层层薄、层多, 区块平均单层厚度1.0-3.5m, 净总比0.43。隔层厚度1.4-6.6m, 夹层密度50.4%。转驱初期热损失多、生产井井底流压高, 使油层压力难以有效降低, 导致蒸汽进入油层后, 部分蒸汽以热水的形式存在, 汽腔形成缓慢。
2. 纵向油层层间受效差异矛盾突出
综合多种动态监测资料显示, 纵向油层受效极不均衡, 层间矛盾突出。产液差和不产液层占总射孔厚度的45%, 其中不产液占26%。主力产液层只有1个层, 占油井近50%产量。另外, 井温剖面也反映出主力产出层同为主要吸汽层, 其它层吸汽差或不吸汽。
3. 闪蒸导致油井无法正常生产
随着油层温度逐渐升高, 部分入井流体已经处于汽液临界状态, 入泵时流体闪蒸, 发生汽锁现象, 导致油井有动液面但生产特征显示供液差, 无法正常生产。
4. 井组无法满足提高采注比要求
区块在转蒸汽驱开时已经处于吞吐开发后期, 地层压力仅2.5MPa, 这有利于蒸汽驱汽腔的形成, 但不利于供液, 加之Ⅱ类油藏油层薄、渗透性差, 无法满足采大于注的需求。所以, 只能通过较高的采注井数比来实现高的采注比, 试验采用反九点井网, 采油井数相对较少, 无法满足提液要求。
三、Ⅱ类油藏蒸汽驱所采取的调控技术
1. 采取“强采强排”手段, 使在试验初期加速建立起热连通。
对见效滞后或未见效井采取吞吐引效、调参、换泵、加深泵挂深抽等“强采”手段, 最大限度降低液面“强排”生产, 降低井底流压, 增大生产压差, 加速注采井间热连通的建立。降低生产井动液面实质是降低其井底流压;降低井底流压必然相对降低蒸汽注入压力;低压条件汽驱可获得相对较高的比容和汽化潜热。
2. 采取分采手段强制启动受效差层, 平衡层间受效差异。
针对非均质油藏油层纵向受效不均的矛盾, 采取分采手段, 对受效差层与受效好层利用同井点老井实施分层开采, 强制启动受效差层, 降低低渗层油层压力, 引导汽腔形成与扩展, 平衡层间受效差异。主要通过利用老井、老井侧钻和老井更新三种方式分采。
3. 采取微型压裂手段, 提高中低渗层渗流能力, 引导汽腔扩展。
试验区目的层发育单层厚度小、渗透性差, 注采井间很难形成较大生产压差, 导致蒸汽腔难以有效扩展。根据监测资料以、生产状况以及油层发育特征, 优选对具有一定厚度的中低渗层进行压裂, 有效降低了生产井油层压力, 引导了蒸汽腔在中低渗透层的扩展, 有效提升汽驱效果。
4. 实施高温三相调驱, 扩大平面波及体积, 改善蒸汽驱驱替效果。
高温三相泡沫调剖剂体系主要由聚合物凝胶―固相颗粒―表面活性剂组成的综合体系。聚合物溶液携带的固相颗粒进入高渗透层, 起到封堵作用;聚合物溶液成凝胶后, 增加体系强度, 增强封堵效果;泡沫体系在地层中产生“贾敏效应”, 具有调剖、改变蒸汽走向作用;凝胶体系中的高温表面活性剂, 有改变地层润湿性, 降粘助排作用。从而改善蒸汽平面走向, 扩大平面波及体积。
5. 采取软件预警与现场调控相结合, 控制闪蒸, 保证油井正常生产。
针对入井流体闪蒸导致井口供液差, 不能正常生产的油井, 与高校合作研发软件, 有效预警闪蒸现象发生, 进而采取加深泵挂、下防气泵生产、下调生产参数控制闪蒸。根据蒸汽性质, 目的在于增加流体入泵压力和降低温度, 从而保证油井入泵保持液相状态, 恢复油井正常生产。
四、取得的效果初步评价
1. 实现了单井日产和总产量的有效提升。
通过采取一系列调控技术, Ⅱ类油藏先导试验区实现了产量翻番的好效果。单井日产油相对吞吐开发提高3.5倍, 年产油提高近9倍。
2. 关键技术指标达到Ⅰ类油藏汽驱同期水平。
油汽比、采注比等关键指标达到了Ⅰ类油藏水平。油汽比最高达到0.19, 平均在0.16以上, 采注比达到1.3, 与I类油藏齐40块蒸汽驱指标接近。
3. 地层压力始终稳定在合理的低水平。
试验区合理控制动液面生产, 始终将地层压力保持较低水平, 在2.5MPa左右, 从而获得较高的蒸汽比容, 促进蒸汽腔有效扩展。
五、结论与认识
1. 保持较低地层压力是Ⅱ类油藏取得较好汽驱效果的关键。
2. 各项调控措施的本质是降低高压层或高压区域的地层压力。
3. 针对注汽井低渗段在投注前实施先期压裂可能是比较好的选择。
参考文献
[1]张方礼, 张鹰, 曹光胜, 等.辽河油区热采稠油Ⅱ、Ⅲ类储量蒸汽驱、SAGD长远规划及先导试验部署[J].辽宁:特种油气藏, 2007, (14) .11~16.
蒸汽驱智能调控技术 篇3
1.1 主要地质特征
杜229块蒸汽驱先导试验区位于杜229块东南部, 试验区内构造简单, 没有断层发育, 总体向东北倾没, 地层较平缓, 注采井间构造幅度差在10—20m之间。试验区部署上下层系两套井网, 单排单列井为下层系井, 双排双列井为上层系井, 井距均为100米。2003年后上层系井陆续下返生产, 与下层系井形成70米井距。
试验区兴隆台油藏埋深-977~-1042m, Ⅳ、Ⅴ组油层发育厚度在15~43m之间, 平均射开厚度28.1m, 净总厚度比0.70。储层属于高孔、高渗储层, 兴Ⅳ组孔隙度一般在20%~30%之间, 平均为26.4%;兴Ⅴ组孔隙度一般在15%~25%之间, 平均为24.2%。试验区内兴Ⅳ组渗透率一般在1.0~2.0μm2之间, 平均为1.59μm2, 兴Ⅴ组渗透率一般在0.9~1.5μm2之间, 平均为1.06μm2。试验区内兴Ⅳ组含油饱和度一般在35%~55%之间, 平均为47.2%;兴Ⅴ组含油饱和度一般从小于40%到50%, 平均为43.1%。
1.2 开发历程
试验区1998年投入蒸汽吞吐开发, 经历了上产、稳产、递减三个阶段。2007年转入蒸汽驱开发, 实现了试验区产量稳定。转驱前试验区累产油65.7×104t, 油汽比0.486, 采出程度33.4%, 采油速度2.6%。转驱后阶段累产油17×104t, 油汽比0.167, 采出程度11.8%, 采油速度3.5%。
1.3 生产现状
目前7个井组注汽井7口, 日注汽量960t, 生产井开井37口, 日产液量1187t, 日产油165t, 含水86%, 瞬时油汽比0.172, 采注比1.2。
2 存在的主要问题
2.1 受停注影响, 受效程度减弱, 蒸汽驱产量下降
2010年上半年蒸汽驱平均日液864t, 日油115t, 最高峰时日液927t, 日油124t。下半年受道路施工、内涝、钻井、工程作业等原因影响, 注汽井先后4次大规模停注, 导致蒸汽腔缩小, 地下温场温度下降, 生产井受效程度减弱, 蒸汽驱液量、油量下降。
2.2 注汽井纵向上动用不均衡
根据吸汽剖面监测资料, 发现蒸汽驱注汽井54K34井纵向上动用不均衡, 层间矛盾突出。受储层纵向非均质性差异的影响, 兴Ⅳ组动用程度较好, 兴Ⅴ组动用程度较差。
2.3 50K34井组高含水
2010年50K34井组平均日液208.7t, 平均日油15.9t, 综合含水92.3%, 比2010年蒸汽驱整个试验区综合含水86.5%高出了5.8个百分点。
3 技术对策及取得效果
3.1 技术对策
3.1.1 复注之后优化蒸汽驱井组注采参数, 加强注采连通。
(1) 上调注汽井排量, 加快注汽速率, 提高蒸汽腔推进速度
4次大规模停注, 影响注汽量9×104t, 蒸汽腔缩小, 因此通过上调注汽井排量的手段加大注汽量, 以加快蒸汽腔推进速度, 进而使油井的产量快速恢复。
(2) 针对不出停关井实施吞吐引效, 加强注采井之间的连通
通过分析单井生产特点及规律, 对该类井及时实施吞吐引效措施。通过注汽井与生产井之间的双向注汽, 加强注采井之间的连通程度。2011年上半年, 共计实施吞吐引效11井次。11口井通过实施吞吐引效措施, 日产液量由58t上升至307t, 日产油量由8t上升至63.4t, 目前生产指标平稳。
(3) 合理调整生产井工作制度, 保证蒸汽驱各生产井在平面上均匀受效
针对日产液量低、井口温度低的井实施上提冲次的措施, 加快排液, 以利于蒸汽腔的扩展。针对日产液量高, 井口温度高的井, 下调冲次, 防止蒸汽腔的单方向突破。
3.1.2 针对注汽井纵向上动用不均, 实施双管注汽, 提高纵向动用程度
针对杜32-54-K34井纵向上动用不均的问题, 实施双管注汽措施。该技术主要采用同心双管配汽实现分层配汽。该技术具备地面控制, 调控精确的优点, 可通过地面分配间灵活调整内外管注汽量。复注初期内管排量设计为4t/h, 外管排量设计为3t/h, 以提高兴Ⅳ组油层的动用程度。
3.1.3 实施高温气体驱油助排剂措施, 提高驱油效率, 降低含水
针对50K34井组含水高的问题, 于2010年12月22日实施了能提高驱油效率的高温气体驱油助排剂措施。措施后对该井组生产井套管气中的氮气含量进行监测, 发现周围生产井均受到氮气波及。措施后, 日产液量上升, 日产油量上升, 含水下降。
3.2 取得的效果
3.2.1 生产井的受效程度提高
截至2011年10月份, 蒸汽驱注汽井、吞吐引效井及二线受效井累积注汽28.1×104t, 与2010年同期对比注汽量增加8.5×104t, 生产井受效程度明显提高, 井底温度由停注时的118℃提升至目前的161℃, 与2010年正常生产时对比, 井下温度提高9℃。
3.2.2 平面上均匀受效
2010年正常生产时日产液量1050t, 其中日产液量25t以下生产井13口, 所占产量比例18.5%, 25-35t生产井11口, 所占产量比例24.2%, 日产液量大于35t的生产井15口, 所占产量比例57.3%。2011年正常生产时日产液量1130t, 其中日产液量25t以下生产井10口, 所占产量比例14.1%, 25-35t生产井24口, 所占产量比例65.6%, 日产液量大于35t的生产井5口, 所占产量比例20.3%。与2010年对比日产液量小于25t、大于35t的生产井的技术和产量比例明显减少, 单井更加靠近方案指标要求, 平面上的动用程度更加均衡。
通过多技术联用手段, 蒸汽驱复注之后取得了较好的生产效果, 与2010年正常生产时对比, 日产液量由1050t提高至1130t, 日产油量由152t提高至165t, 与2010年同期对比产油量增加2100t。
4 结论
(1) 长时间停注会导致蒸汽驱生产井受效程度减弱, 严重影响正常生产。
(2) 吞吐引效是加强注采连通, 保证蒸汽驱效果的一项重要手段。
(3) 合理调整注采参数, 可以使蒸汽驱的平面上的受效程度更加均衡。
(4) 双管注汽技术可有效的改善层间动用程度的差异;化学驱油剂技术可有效的提高驱油效率, 降低含水。
参考文献
[1]岳清山, 赵洪岩, 马德胜.蒸汽驱最优方案设计新方法[J].特种油气藏, 1996, 3 (4) :19-23