水力喷射泵技术（共5篇）
水力喷射泵技术 篇1
1 垦东701区块水力喷射泵采油技术及应用情况
水力喷射泵是利用射流原理将注入井内的高压动力液的能量传递给井下油层产出液的无杆水力采油设备[1,2,3,4], 通过流体压能和动能之间的流体能量转换来传递能量。水力喷射泵工作筒主要由喷嘴、喉管及扩散管组成。
垦东701区块由于地处黄河入河口自然保护区不能采用常规游梁式抽油机采油工艺进行开采, 另外, 考虑井身轨迹复杂、井斜角度较大, 粘度为普通稠油, 优选水力喷射泵作为该块主要的举升方式。水力喷射泵是同心管结构的方式 (见图1) , 即混合液管柱和动力液管柱同心置于套管内。在施工时首先下入混合液管柱, 然后将动力液管柱下入到混合液管柱内, 通过动力液管柱最下端的密封插管实现与工作筒的连接和密封。
如果井下管柱密封不严或者存在渗漏, 势必引起能量损失, 从而使泵效降低, 甚至形成无效循环, 达不到预期产油量, 同时增加了采出成本。在水力喷射泵井下管柱中, 混合液管柱与动力液管柱之间起密封作用的关键是密封插管。该区块下入水力喷射泵6井次, 6井次第一次试压均不合格, 其中有两口井出现了两次试压不合格, 造成工序返工, 增加了成本, 影响了开井时率。
2 水力喷射泵采油工艺存在的问题分析
对垦东701区块6井次完井一次成功率低的情况进行了调查统计, 将完井动力液管柱起出检查密封插管, 发现密封插管的密封胶圈磨损情况严重达到66.7%。
3 改进措施研究及应用
3.1 密封圈材料优选及密封槽改进
首先对密封的关键部件密封圈进行了密封材料的优选, 采用耐高温高压、抗磨损的密封胶圈, 并进行了地面试验密封, 另外, 为了进一步改善密封效果, 将原来的矩形槽改变为梯形槽, 使密封圈由于体积膨胀所产生的较大过盈变为槽内补偿。
3.2 密封插管结构改进
3.2.1增加扶正装置
水力喷射泵是同心管结构的方式, 其中, 混合液管柱由工作筒及外径89mm、内径76mm的倒角油管组成, 动力液管柱由外径48mm密封插头及外径48mm油管组成。为了改该工艺管柱密封性能, 在密封插管的基础上进行了技术改进, 在施工时首先下入混合液管柱, 然后将动力液管柱下入到混合液管柱内, 通过密封插头实现与工作筒的密封。
针对动力液管柱下入过程中密封胶圈磨损的情况, 改进了密封插头扶正装置, 密封插头的外径48mm, 在设计扶正装置的外径时, 既要确保装置能够通过油管内部下入, 又要起到扶正作用, 因此将扶正装置的外径确定为66mm, 密封插头上的密封圈下井时在扶正装置的保护下不会被磨损, 确保了密封圈的完好性。
垦东701-斜30井改进后下入动力液管柱试压情况为试压20MPa, 15min降为18MPa, 30min降为18MPa, 可以生产。接下来的XTKD701-X31、XTKD701-X32井试压情况也是如此, 可以生产, 但是有压降存在。
3.2.2增加密封插管密封段长度
为了提高密封插管的密封效果, 进一步改进了密封插管的结构, 将密封插管的长度由原来的163mm增加为363mm, 并且将扶正装置与密封插管做成一个整体, 减少了原来装卸扶正装置对密封插管本体的损坏, 更有利于作业施工, 保证插入接头的密封性。
二次改进后的密封插管在垦东701新井转抽作业中进行应用, 到目前为止8口井试压一次成功, 且稳压效果非常好。
4 结语
4.1 统计分析了垦东701区块水力喷射泵采油工艺情况, 分析了该工艺完井一次成功率低的主要原因为密封插管的密封胶圈磨损引起的井下管柱密封存在渗漏, 造成泵效降低, 达不到预期产油量;
4.2针对上述问题, 从密封橡胶材料优选、密封槽结构以及密封插管结构方面进行了改进并进行了现场试试验应用, 效果表明, 通过上述3方面的改进, 明显提高了水力喷射泵采油工艺成功率, 对其他油田或区块的该工艺的应用具有良好的借鉴意义;
4.3 将继续优化改进并完善水力喷射泵密封插管结构, 将单级扶正装置增加为两级或者多级扶正装置, 降低密封插管的磨损程度, 以适应斜度更大、井身结构更复杂的井。
摘要：垦东701区块是胜利油田石油开发中心重点产能建设区块, 优选水力喷射泵作为该块主要的举升方式, 在初期下动力液小管过程中, 动力液小管底部密封插管与工作筒密封不严、试压不合格, 影响了喷射泵的正常完井。为切实提高水力喷射泵完井率, 统计分析了垦东701区块水力喷射泵采油工艺情况, 分析了该工艺完井一次成功率低的主要原因为密封插管的密封胶圈磨损引起的井下管柱密封存在渗漏, 造成泵效降低, 达不到预期产油量;针对上述问题, 从密封橡胶材料优选、密封槽结构以及密封插管结构方面进行了改进, 进行了现场试验应用, 效果表明, 通过上述改进, 有效提高了水力喷射泵采油工艺成功率, 对其他油田或区块该工艺的应用具有良好的借鉴意义。
关键词：水力喷射泵采油技术,垦东701区块,应用及改进
参考文献
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[4]韩洪宝, 余涛, 刘跃俊.海上边际油田高效开发新技术的综合应用[J].钻采工艺, 2011, 34 (5) :73-76.
水力喷射泵技术 篇2
1 水力喷射压裂技术的必要性分析
1.1 油田压裂技术现状
吐哈油田是一个典型的低渗透油田, 压裂改造是非常重要的增产措施之一, 经过十余年的技术攻关与研究, 逐步形成了适合吐哈油田储层特征的压裂改造技术体系。但随着油田高效开发的持续进行与国内外油田开发工艺技术的多样化, 底水发育、油 (气) 层储层厚度小、水平井、筛管完井、油 (气) 层与水层间距离小以及固井质量差等油 (气) 井日益增多, 常规压裂技术对这类井的压裂改造技术缺乏针对性, 严重制约了压裂改造效果。
1.2 压裂技术存在的问题
水平井、筛管完井具有压裂井段长的特点, 常规压裂技术存在施工风险高、压裂目的层针对性不强, 裂缝长度无法保证、压裂效果有限等问题, 并且随着水平段长度的增加, 水平井改造难度越来越大, 水平井分段压裂最大限度提高油气井产量的必要性突出, 水平井井下作业及增产措施亟待突破;底水发育、油 (气) 层储层厚度小、油 (气) 层与水层间距离小的井压裂改造时, 缝高失控、沟通水层的风险较高, 施工规模与排量均难以提高, 储层改造效果不理想。因此, 对这类井有必要进行技术攻关, 研究具有更有针对性的压裂改造技术。
2 水力喷射压裂技术研究
2.1 水力喷射压裂技术发展概况
20世纪60年代末70年代初, 美国NSF资助了一项庞大的研究计划, 寻求一种高效的切割破岩方法, 提出并试验了25种新方法, 比如电火花、激光、火焰、等离子体、电化学、高压水射流等, 最后一致公认最可行有效的是高压水射流破岩方法。1998年, Surjaatmadja提出水力喷射压裂方法, 并应用于水平井压裂。水力喷射压裂是集射孔、压裂、隔离一体化的增产措施, 专用喷射工具产生高速流体穿透套管、岩石, 形成孔眼, 孔眼底部流体压力增高, 超破裂压力起裂, 造出单一裂缝, 特别适合分段、分层作业, 无须机械封隔;准确造缝、有效隔离、一趟管柱多段压裂。
2003年在巴西的Campus湾1-RJS-512HA井上试作业并取得成功, 这是水力喷射压裂技术首次应用于海上油田增产作业中, 在国外, 水力喷射加砂压裂以成功应用超多200井次;2005年12月, 长庆油田与Halliburton公司合作, 采用常规油管在靖安油田靖平1井和庄平3井成功完成增产作业, 这是该工艺在国内首次试验, 近年来, 国内长庆、大庆、西南油气田、吐哈等油田与国外公司、各大石油院校均进行了该技术的研究与现场实施, 取得了较好的效果。
2.2 水力喷射压裂技术原理
水力喷射压裂技术是结合了水力射孔和水力压裂的新型增产工艺, 该工艺由三个过程共同完成, 水力喷砂射孔、水力压裂 (通过普通油管或钻杆或连续油管) 以及环空挤压 (通过另外一个泵) , 通过安装在施工管柱上的水力喷射工具, 利用水击作用在地层形成一个 (或多个) 喷射孔道, 从而在近井地带产生微裂缝, 裂缝产生后环空增加一定压力使产生的微裂缝得以延伸, 实现水力喷射压裂, 如图1。
该技术基于伯努利方程[1]:
方程式表明流体中的能量维持常量, 虽然实际上摩擦缓慢消耗能量使其转化为热能 (但这个简化方程不包含温度因素) 。由方程可知流体束的速度变化引起压力反向变化。喷嘴出口处速度最高压力就最低, 随着流体不断深入孔道速度逐渐减小, 压力不断升高, 到孔道端处速度达到最低压力最高。常规造缝方法需要对整个井筒加压, 大多数情况下观察到的破裂压力比裂缝扩展压力要大得多, 而且井内的每个裂缝都必须克服该压力。水力喷射压裂通过喷射流体在孔道内动能与压能的转换, 利用喷射滞止压力破岩从而在喷射点处产生微裂缝。由于能量集中在孔道端处, 井筒不受破裂压力的影响, 从而消除了压力曲线中地层破裂时的压力峰值 (如图2所示) , 并且近井筒地带扭曲问题很少出现[2]。水力喷射裂缝一旦形成, 由于喷嘴出口周围流体速度最高, 其压力就最低, 故流体会自动泵入裂缝而不会流到其它地方。环空的流体也会在压差作用下进入射流区被吸入地层。水力喷射压裂利用动态分流技术成功解决了水平井裂缝的定位控制问题, 通过流体的动态运动让其进入地层的特定位置而不使用任何机械密封装置。
2.3 水力喷射工具
水力喷射压裂的核心之一就是水力喷射工具, 它包括喷枪、喷嘴、单向阀、扶正器以及导向头等结构设计。
喷枪:喷嘴的载体, 起到稳定、连接、保护喷嘴的作用。
喷嘴:高压水力喷射射流发生装置的执行元件, 通过喷嘴内孔横截面的收缩, 将高压水的压力能量聚集并转化为动能, 以获得最大的射流冲击力, 作用于井底岩石上进行破碎或切割。
单向阀:在大排量时呈封闭状态, 小排量时单向阀开启, 该结构的特点是在施工时能很好的控制流体向下移动, 又能很好的实现反洗。
扶正器:固定喷射工具处于井筒中心位置。
导向头:使喷射根据顺利下至目的层段。
2.4 工艺流程与特点
水力喷射压裂集射孔、压裂于一体, 其主要的工艺流程与特点如下:
工艺流程:1) 地面喷射管柱连接合格后下入目的井段。2) 进行水力喷砂射孔。3) 射孔顶替完毕后进行加砂压裂。4) 拖动管柱, 重复步骤 (2) - (4) 进行上层施工。
工艺特点:1) 射孔、压裂一趟管柱完成。2) 不需要机械封隔, 施工风险小。3) 一趟管柱可进行多段压裂, 施工周期短。4) 定向喷射压裂, 准确造缝。5) 对裸眼井、筛管、水平井、薄差层具有很强的针对性。
2.5 射流影响因素
水力喷射压裂过程中, 固体颗粒受水载体加速, 高速冲击套管和岩石, 产生切割作用。如何优化射流参数尽可能充分地利用水力能量是该技术的关键之一。影响水力喷射压裂的因素主要包括流体参数、磨料参数、围压以及岩石性质[3,4]。
流体参数的影响受压力、排量和喷嘴直径控制。喷射深度随压力的增加近似呈线性增加, 孔径也随压力的升高而变大, 但存在一个临界压力, 低于临界压力就不能再破岩。每个压力下都有一个最大破裂深度, 当达到最大深度时增加喷射时间只能增加孔径而对孔深几乎没有影响。排量增加, 射孔深度显著增加, 这对现场应用来说是一个非常有用的结论。现场施工时可以通过提高排量来降低压力要求, 大排量低压射孔不但孔径明显变大而且破碎情况有所改善, 孔中基本没有残留颗粒堆积。由于磨料射流的有效速度增加, 较大的喷嘴直径能增加喷射深度。磨料参数主要包括磨料类型、粒度、浓度。在一定压力和排量下, 磨料的切割能力随硬度的增加而增大, 且带棱角的比不带棱角的切割能力强。喷射深度并不随磨料浓度和粒度的增加一直增加, 相反在磨料粒径增加一定程度时射孔深度反而有下降趋势, 表明磨料有一最佳浓度值和粒径值。根据实验
结果, 最佳浓度范围为6%～8%, 适用浓度4%～10%, 最佳粒度为0.4～0.6m m, 现场推荐采用5%～8%, 0.4～0.8m m。最佳浓度随压力的增高而增大。
围压对射流的影响很大, 围压条件下射流流体能量损失很厉害。在其它条件相同的情况下, 有围压时要比没围压时的喷射深度低很多。
岩性对喷砂压裂也有较大影响, 它主要与岩石强度有关。
2.6 水力喷射压裂难点与对策
经研究试验表明, 该技术在实施过程中存在如下难点:
1) 喷嘴工作强度大:以6个6m m喷嘴1m3/m i n排量计算, 喷嘴处速度达到100m/s, 喷嘴工作强度大。对策:喷嘴采用进口复合材料加工制作, 并设计挡板对喷嘴进行保护。
2) 环空压力控制要求严格:控制环空压力不能超过地层破裂压力, 否则会产生新的裂缝, 无法达到造单一主缝的目的。对策:对目的层破裂压力预测, 计算其压力上限, 根据施工情况实时调整, 严格控制。
3) 压裂液剪切严重:在喷嘴处压裂液由于流速增大, 剪切严重, 对压裂液携砂性能要求高。对策:采用低温水基压裂液并适当提高稠化剂浓度, 提高其抗剪切性能, 试验表明在510s-1剪切速率下, 冻胶粘度保持在150mPa.s以上, 满足施工要求 (图4) 。
3 现场应用
2008年吐哈油田引入水力喷射压裂技术, 在特殊井 (水平井、筛管完井、薄差层) 的压裂改造中发挥了重要作用。截至2012年2月底, 已完成水力喷射压裂改造34口井52层次, 施工工艺成功率96%, 单个喷枪最大过砂量30.2m3。随着水力喷射压裂技术的不断完善及在水平井上的广泛应用, 在直井上也展开了应用研究。
3.1 底水油 (气) 藏喷射压裂改造
吐哈盆地侏罗系的红南X号构造带上的油藏大部分属于典型的底水油藏, 改造规模小, 地层不产液或产液量很小, 改造规模加大, 则容易出水, 实际施工中用常规水力压裂, 合适的缝长与缝高不好控制。在分析多年的施工实践的基础上, 采用水力喷射压裂控缝高技术。现场对红南A井进行了水力喷射压裂施工, 该井压裂层段 (1716-1726/9.4m) 距离下部水层仅9m, 且无明显隔层, 控缝高难度很大。2010年3月10日, 该井施工一次性成功, 加砂10.3m3, 喷射排量达到2.0～2.2m3/min, 图5为红南A井水力喷砂射压裂现场施工曲线图, 该井压后增液不增油, 分析认为是该井物质条件差所致。 (图5)
3.2 水平井喷射压裂改造
牛东B井位于三塘湖盆地马朗凹陷牛东构造带上的一口水平, 水平井段岩性为火成岩, 为典型的低孔、低渗裂缝型储层。该井压裂难点: (1) 该井水平位移长达996m, 但经酸洗后日产油不足2t。储层物性差, 与裂隙的沟通差。 (2) 该区块储层最大主应力方向约为北东50°左右, 牛东B井水平段井眼轴向方位与最大水平主应力方向存在一个15度左右的夹角, 产生的纵向裂缝存在一个转向的过程, 转过一定角度后再回到与最大主地应力平行的方向上, 裂缝的转向产生附加的弯曲摩阻, 增加了施工难度。 (3) 该井实施分两段水力喷射加砂压裂, 需要拖动管柱, 但在水平段容易沉砂, 存在砂桥, 管柱难以拖动。
2011年10月份, 对牛东B井进行了现场试验, 通过施工管柱以及施工参数的精细化设计, 施工一次性成功。压裂改造后, 牛东B井日产油量由施工前的2吨增加到施工后的19.4吨, 日增油18.2吨, 增产8倍。 (表1、表2)
3.3 筛管完井喷射压裂改造
牛东C井是三塘湖油田牛东区块的一口开发井, 井型为直井, 井别为采油井, 2008年6月12日, 对筛管完井段1469-1489m射孔后压裂, 入井净液量312.6m3, 施工排量5.5m3/min, 施工压力26.2MPa-33.9MPa, 入井总砂量47.9m3, 平均砂比21%, 最高砂比30%, 停泵压力18.32M P a。压后初期日产油4.0吨, 产量下降严重, 一个月后, 日产油下降到1.1吨, 常规压裂技术没有达到理想的效果。
2010年8月份, 对牛东C井1480m、1503m实施分两段水力喷射压裂, 下层1503m段入井液量229.2m3, 入井石英砂2.4m3, 20-40目陶粒17.6m3, 最高砂比34%, 平均砂比18.4%, 上层1480m段入井液量313.7m3, 入井石英砂2.4m3, 20-40目陶粒27.8m3, 最高砂比34%, 平均砂比18.7%, 施工一次性成功。产油量由压裂前的0.6吨, 增加到10.5吨, 有效期超过260天, 累计增油800吨, 增产效果显著。 (图6、图7)
4 改进措施
4.1 解决施工管柱的位移
目前进行的水力喷砂射孔施工过程中, 一般施工管柱没有固定, 定性分析可知, 在施工过程中管柱由于受摩阻效应、鼓胀效应、活塞效应、温差效应等因素的影响发生变形。特别是在直井施工过程中, 管柱变形引起的弹性伸缩造成实际喷点位置与设计喷点位置存在一定的偏差, 影响了储层的改造效果[5]。
为了减少喷射器位置的移动, 建议在施工钻具上加防砂水力锚固定, 以提高喷射位置的准确性和喷射径向深度。
4.2 解决喷嘴磨损严重
水力喷砂射孔施工中形成的高压、高速混砂射流对喷射器喷嘴产生一定的磨蚀作用, 牛东B井水力喷砂射孔施工前后喷射器的实物照片对比, 施工前喷嘴直径6 mm, 施工后喷嘴直径为12～15 mm, 施工后喷嘴面积增大到原来的4～6倍, 严重影响水力喷射改造效果。建议水力喷砂射孔施工中选用材质较好的喷射器 (目前国外喷射器的质量较好, 抗磨能力强, 施工过程磨损小) , 同时加大对喷射器材料抗磨性能的研究。
5 认识及结论
(1) 水力喷射压裂工艺从射孔到加砂压裂一直处于高速射流状态, 持续作业可在近井地带形成较大缝穴, 由于可降低生产过程中近井地带的压力损耗改善压力分布, 因此可提高增产效果和稳产能力。
(2) 水力喷射压裂作为常规水力压裂的补充, 能有效地解决由于油 (气) 层多薄互层, 油 (气) 水关系复杂, 水平井, 筛管完井, 油 (气) 层与水层间距小及固井质量差等原因而很难进行常规压裂改造的问题。
(3) 现场34井次的压裂试验表明, 压裂增产效果显著, 具有良好的技术推广前景。
(4) 水力喷射工具喷嘴耐磨强度有限, 严重制约了施工规模与压裂效果, 有必要对喷射工具进一步研究, 提高其耐磨强度, 增强可靠性。
参考文献
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水力喷射泵技术 篇3
1 环空加砂压裂施工工序及优越性
1.1 环空压裂施工工序
工序一、将喷射工具放到目的层的位置处。
工序二、对第一段进行喷砂射孔操作, 直到裂缝出现起裂为止。
工序三、开始压裂操作
工序四、进行顶替放喷缓冲的操作
工序五、将管柱进行上提操作, 到达第二射孔层的位置, 开始冲洗管柱, 为第二次射孔操作做好准备工作。
工序六、重复第二步至第五步工序, 完成多层分压的操作。
工序七、采用冲砂的方式将井筒清理干净, 为投产做好准备。
1.2 环空压裂施工的优越性
通过实施, 我们发现水力喷射环空压裂技术比油管压裂方法更具有一定的优越性, 具体体现在以下几个方面:
1.2.1 能够有效减少摩阻, 提高排量=+
总摩阻=管柱摩阻+喷嘴摩阻
(1) 油管注入。水力喷射环空压裂技术的原理和常规压裂造缝原理存在这很大得不同, 这说明油井深井中, 所使用的油管传输压裂摩阻数值一定会非常大。过高的摩阻势必对深井井口设备和油管的参数要求非常高, 但是低排量会造成加砂浓度以及规模受到一定的影响, 无法完全改造储层。
(2) 环空注入。环空注入压裂的原理, 主要是通过地层破裂后, 通过油井的油管和套管环空注入携砂液进行实际操作处理的。这种环空方式的流动, 产生的通道, 要比连续油管大很多。而且因为携砂液不会流过喷嘴, 所以不会产生节流时出现的摩阻。这样一来就会避免了由于摩阻而造成的能量损失, 尤其当排量很小的情况下, 甚至可以忽略摩阻的影响, 这种方式为今后大排量施工提供了更大的应用空间。
1.2.2 环空压裂技术能够提高喷嘴的使用时间
在采用水力喷射压裂技术中, 喷嘴使用时间问题一直困扰着生产。在早期, 只有12.5至15T支撑剂喷嘴后发生了喷嘴故障问题。随着科技的不断发展, 工程技术的进一步改善, 目前喷嘴的使用时间可以达到25至30T支撑剂之间。因此, 在多层压裂的工序中, 喷嘴的使用时间还是一个应用短板。使用油管传输方式进行压裂的过程中, 支撑剂会通过喷嘴进入到地层, 此外由于施工时的排量过低, 导致携砂液对喷嘴持续打磨、切割, 一般在施工两段以后, 需要进行提管柱进行检查或者更换, 从而很大程度上降低了油田生产的效率, 增加了非生产的时间。但是, 在使用环空压裂技术后, 仅仅有120千克/平方米的射孔液经过射孔器泵入, 并且只是在喷射起裂的过程中出现, 因此, 很大程度的降低了对喷嘴的腐蚀性。所以, 利用环空压裂技术能够大大延长了喷嘴的使用时间, 而且还能够降低起下管柱的非工作时间 (约50%至100%) , 提高了油井生产的工作效率。
1.2.3 对压裂液性能要求得到了降低
(1) 摩阻。由于环控压裂技术对环形空间流动通道变大, 对压裂液的摩阻性能大幅降低, 使得普通的压裂液摩阻性能就能够达到进行施工的需要。
(2) 耐高剪切性。当油管进行压裂过程时, 压裂液需要全部在高速的环境下, 通过仅仅有几毫米的喷嘴。所以, 会受到较为强烈的剪切损坏, 这时, 压裂液本身具备的耐高剪切性能发挥了至关重要的作用。特别是在携砂过程时, 如果耐剪切能力比较差, 则会造成砂堵引发施工的停滞甚至失败。在使用环空压裂过程时, 只是在开始阶段喷砂射孔过程中, 受到了高剪切的作用, 而且因砂比非常小, 仅为120千克每立方米, 并且不容易发生脱砂现象, 如果出现裂缝起裂现象, 环空注液将不会受到射流的高剪切作用, 从而可以极大的增加了压裂液的可用面积。
2 环空加砂压裂施工中存在的不足
2.1 在裸眼井使用中的局限性。
使用环空压裂技术射孔液经过射孔器泵入, 在喷射起裂时, 裸眼井的漏泄以及固体颗粒输送就会存在较大的风险性, 因此不适宜在裸眼井内使用。
2.2 对井口设备具有一定的腐蚀性。
油井的作业管柱外表面会受到携砂液的冲击。为了解决这种问题的出现, 我们可以通过以下方法给予处理:首先, 可以在油管与套管的环空处, 设置一些吸液口。其次, 在地面设备的四周采用直径较大的井口装置, 把冲击的速度减少到最慢。第三, 可以同时使用上述两种办法。
3 结语
3.1 通过使用环空压裂技术, 能够大大的提高流动通道的宽度, 减少管柱的摩阻, 加大了施工过程中的排量, 提升了加砂的强度, 扩大了加砂的规模, 拓展了油管的应用范围, 使压裂技术应用于深井大规模加砂。
3.2使用环空加砂压裂很大程度的降低了对喷嘴的腐蚀性。所以, 利用环空压裂技术能够大大延长了喷嘴的使用时间, 而且还能够降低起下管柱的非工作时间 (约50%至100%) , 提高了油井生产的工作效率。
参考文献
[1]许长春.国内页岩气地质理论研究进展[J].特种油气藏.2012 (01) .
水力喷射泵技术 篇4
1 储罐常用的排泥技术
储罐的排泥技术经历了从人工清泥到机械排泥到专用高效排泥设备排泥, 从停产排泥到在正常生产运行中不停产就可以进行排泥的发展过程, 储罐的排泥工艺技术已较为成熟。
1.1 人工排泥和机械排泥
人工进罐清泥方法, 即将待清理的储罐先停产后排污至安全状态, 再安排专业清泥队伍进到储罐中进行人工清泥。人工清泥方法的劳动强度大, 效率低, 最大的弊端是作业过程中, 整个水处理系统被迫停用, 严重影响正常的生产。
针对人工清泥存在的诸多弊端, 机械排泥法应运而生。机械排泥法是在储罐内增设了积泥坑, 并在罐间阀室中设置了排泥泵, 从而定期排出储罐内积存的含泥污水。
从人工清泥发展到机械排泥, 不仅大大的提高了排泥效率、时率, 更有效的保证了劳动者的作业安全, 降低了安全风险, 但机械排泥依然要求停产作业, 无法满足生产的连续性。
1.2 静压排泥 (静压穿孔管排泥工艺)
静压排泥技术是在人工排泥和机械排泥技术的基础上发展而来的, 其技术原理是利用储罐自身液压将储罐污泥、杂物等压出罐外。主要有静压穿孔管排泥和反向喇叭口排泥等工艺技术。
静压穿孔管排泥原理是在储罐底部设排泥槽, 在排泥槽中安装了中密度乙烯穿孔管, 并将诸多穿孔管用汇管串联在一起, 进而依靠储罐自身的静压将储罐污泥从穿孔管中排出。
静压穿孔管排泥技术的工艺特征主要表现在其工艺原理和设备比较简单、排泥效率高、不需要附加动力、操作简便、不需助排液等特点。其不足之处在于排泥只能从高位向低位进行, 油泥和杂物不易收集和排出。
1.3 强制性排泥
强制性排泥工艺是在静压排泥技术的基础上发展而来的, 是利用外部人工泵入的高压液体将储罐底部沉积的污泥、杂物冲起, 使其形成流化状态, 进而通过反向喇叭收泥口和收泥管将其排出储罐外。
现有的强制性排泥工艺主要有水力漩流工艺和水力射流工艺, 该工艺洗泥彻底, 排泥效率高、自动化程度较高, 但依然未能彻底解决污泥收集困难的问题。
2 新型排泥技术的研究与应用
2.1 结构及原理
水力喷射排泥器是一种利用液体射流原理排除沉降罐、除油罐、污水罐等水处理容器底部污泥的装置, 由喷嘴、混合管、扩散管、引泥室、吸盘等组成。将排泥器安装在沉降罐底部, 喷嘴与工作液管线相连, 扩散管与排泥管相连。当工作液通过喷嘴时, 产生高速射流, 使集泥室内形成真空, 罐底污泥从引泥室两侧下面的吸盘被吸入, 与高速射流在混合管中混合, 随扩散管排出, 工作液不断地供给, 罐底污泥被不断地吸入排出。
2.2 应用
新型高效水力喷射排泥器既可以在储罐建造时直接安装, 也可以在原有储罐清罐、改造维护时安装。排泥器安装时, 不需改变现有储罐原有的内部结构, 且原有排污管路亦可利用, 操作简单、方便, 改造工作量小、费用低。
2.3 技术特点及工艺参数
(1) 外型小巧, 便于安装, 适合安装在原油脱水罐, 污水一次沉降罐、二次沉降罐等罐底, 也适用于给水净化平流式沉淀池底;
(2) 排泥效率高, 可以使排泥功效比穿孔管式排泥提高1~6倍以上, 而且污泥的排净率在85%以上;
(3) 自动化、机械化程度高, 大大延长了定期清罐的时间间隔, 有效地改善了污水处理的水质。
3 结论及认识
(1) 新型高效水力喷射排泥器能够满足长庆油田的生产需求, 其工艺技术能有效延长设备使用寿命, 减轻工人的劳动强度。
(2) 在排泥器的使用过程中, 应根据不同生产的差异性, 制定出合理的使用周期, 使排泥器高效运行, 确保排泥效率。
参考文献
[1]王建华.储罐负压排泥技术[J].石油工程建设, 31, (12)
[2]于秋玉等.污水沉降罐排泥技术研究[J].内蒙古石油化工, 2008, (10)
[3]金彦雄等, 大庆油田含油污水沉降罐排泥技术[J].油气田地面工程, 24, (8)
水力喷射泵技术 篇5
1 水平井水力喷射压裂技术现状
1.1 射孔研究
水力喷射压裂技术中的射孔过程就是指利用喷射工具把高压能量转化成为动力将液体以高速射流的形式对岩石或是套管等部位进行喷射, 从而得到所需要深度与直径的孔眼, 同时为使射孔效果更佳, 还能够在液体中渗入陶粒或石英砂等材料。
我国研究人员在对射孔分别进行了室内参数实验、机理研究以及模拟研究, 其中对8个对水力喷砂射孔有着主要影响的参数进行了详细研究, 实验结果认为喷砂射孔破岩的能力与排量与压力成正比, 即它们会同时增加或减少, 当渗入的磨料粒度与浓度达到最佳状态时, 那么在相对固定的环境之下, 水力喷砂射孔将出现最佳射孔时间与深度。
而在模拟研究中, 则认为水力喷射孔在具备极强的破岩性能的同时, 实现水力射孔破岩主要的形式就是其因冲击与卸载时所出现的拉伸破坏应力, 从而在定量层面确认了水力射孔技术相较于目前使用的聚能射孔技术有着相当的优势。
与此同时, 我国研究人员对水力喷射、常规射孔以及裸眼井的渗流场进行了比对分析研究, 经模型的分析研究结果显示, 水力喷射射孔不仅减轻了近井筒区域应力集中的现象, 而且对压实区域也没有造成任何污染, 对于提升渗透率、增加泄油面积、渗流速度、液量以及降低生产的压降都有着相当好的应用效果, 能够将油井产量有效提升。
1.2 射孔裂缝控制研究
为保证射孔以及压裂的效果, 我国研究人员对于起裂控制也进行了一系列的研究工作。有研究人员认为利用水力喷射射孔的技术能够较易实现射孔的方向保持与最大水平的主应力方向相同, 且所喷射的孔深度较大。在近井区域中压裂裂缝的转向能够通过定向射孔加以控制, 从而在裂缝的扩展阶段起到了导向孔的功能, 防止裂缝出现弯曲或不必要的多裂缝, 应用于增产油藏的改进具备了基础, 能够将压裂与射孔效率提高。
另外, 研究人员还利用有限元的方法对地层破裂压力与水力射孔参数互相影响与作用进行了进一步研究, 结果显示, 对地层破裂压力影响最大的就是射孔的方位, 即地层破裂压力处于最低值时, 射孔方向为沿最大水平应力的方向。在这个状态之下, 如果增加射孔的深度并将射孔的密度设置为每米4孔, 就能够使地层破裂压力有效降低。
1.3 喷射压裂研究
该技术利用水动力学的原理, 将射孔、压裂以及隔离实现一体化, 它设置有2套泵压系统分别负责在环空中泵与油管进行液体的加压与喷射, 整个过程不需要机械设备进行封隔。其伯努利公式为:2v2+ρp=C, 从这个公式中我们可以看出, 液体被油管中的动能高速喷射而出, 对岩石产生足够的冲击应力从而形成所需要的射孔通道, 而高速液体冲击的作用则在其射出的孔道顶部产生了微裂缝, 从而使地层起裂压力下降, 当高速流体在射孔通道中进行继续作业时就会起到相应的增压作用, 这时施加环空压力于环空中泵的入流体, 借助环空压力与喷射液体的增压叠加效应, 使这个叠加效应所产生的作用力大于地层破裂压力, 最终将射孔顶部位置的地层压裂, 即图1。而环空流体在其中起到了充分扩展裂缝的作用, 裂缝产生的条件公式为:p增压+p环空≥p破裂。
在这项研究中, 油管与环空的压力及流量的合理控制与确定是非常关键的, 其工作流量是由工作管柱尺寸所决定的, 因此就要优化处理油管的直径。流体流变、面积、喷嘴数量以及压差参数的函数结果就是管内流量值, 受到这些因素的影响, 一般实际管内流量与设计方案中的流量存在着较大差异, 而在实际应用中环空中液体也会朝着地层出现漏失现象, 环空流量的计算同样存在困难。基于此, 我国目前对于水力喷射压力与环空摩阻等方面的计算研究仍然显得较为落后, 因此在实际应用中, 需要在理论深入研究的基础上结合现场实践经验对其进行更深层次的研究及改进。
2 水平井水力喷射压裂技术应用与发展
水力喷射压裂技术自被国外研究人员提出以来, 近年来在全球范围内得到了广泛应用。2003年, 巴西海上油田的增产作业就成功应用了该技术, 并取得了良好效果;2004年, 该技术被应用于直井增产;2005年, 则在美国Barnett页岩油田的水平井增产中应用了该技术, 经效果评价显示, 在全部53口井中, 有47口井的增产效果明显;而我国则在2005年及2007年分别在长庆油田与四川白浅油井进行了应用, 并取得成功。例如2007年在长庆油田的庄平11井的水力喷射压裂取得圆满成功。
基于水力喷射压裂技术的应用日渐广泛, 其应用改进应朝着以下几点进行发展:
继续加强对水力喷射压裂技术的理论研究, 通过多样化的研究方法, 包括现场试验、室内试验、数据仿真模拟以及理论研究等对影响该技术的因素与压力分布规律进行深入分析。从而能够对水平井设备、成本等进行全面评价并对环境参数进行合理确定, 选取适宜的水平井水力喷射压裂技术, 同时将施工方案进行优化。
对喷射工具的制造选材进行优化设计, 从而减少喷射返流对其形成的损伤, 延长喷射工具的使用寿命。
研究推广双路泵入系统, 使井底流体问题得以改善, 解决提前砂堵、压裂液浓度太低等问题。
3 结语
综上所述, 我国水力喷射压裂技术在水平井中的研究与应用尚处于起步阶段, 但是随着对该技术各方面的深入研究并朝着适应于我国油井使用的方向发展, 相信该技术一定能够为我国低渗透油田增产起到极大的推动作用。
参考文献
[1]田守赠, 李根生, 黄中伟, 沈忠厚.水力喷射机理与技术研究进展.[J].石油钻采工艺.2008, 30 (1) [1]田守赠, 李根生, 黄中伟, 沈忠厚.水力喷射机理与技术研究进展.[J].石油钻采工艺.2008, 30 (1)