油井区块（通用4篇）
油井区块 篇1
姬塬油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡天环凹陷, 黄区内地表属典型的黄土塬地貌, 地势北高南低, 沟壑纵横, 地面海拔1500m-1700m, 相对高差200m左右。随着黄3区块油井水平井在钻井工艺上的日臻成熟、钻井技术的改进完善, 其工艺流程已相对固定。如今长庆油田在黄3区块的水平井施工逐步成熟, 井眼轨迹控制和井下事故预防也相应的成为了首当其冲需要考虑的问题了。
1 影响黄3区块油井水平井施工的难点
1.1 轨迹防碰
油井水平井地质设计、工程设计均没有邻井资料和井眼防碰提示, 但在实际施工中水平井的井眼轨迹控制需要进行绕障施工。
1.2 靶点数据的调整
因地质地层卡不准确, 导致靶点数据调整频繁。钻进过程根据地层变化情况, 反复的上调降低垂深, 导致井眼轨迹及其不平滑, 近似波浪形, 而且间或的等停也增加了井下事故的风险, 不利于起钻和下套管的作业。
2 针对施工难点对井眼轨迹进行控制
2.1 二开直井段
黄3区块油井水平井的井深大都在3000m-3800m, 造斜点一般都在1900m-2100m左右, 可见直井段在全井井深中所占的比例相当大, 所以一口井的机械钻速能否提高、钻井周期能否缩短, 都与直井段的快速钻进分不开。由于该区块地质分层中的洛河段易斜、直罗段易塌, 为了直井段在防斜打直的前提下快速钻进, 经验证明采用“四合一”钻具结构是比较理想的。
同时, 为了避免因直罗地层的垮塌而造成的中测遇阻, 二开钻进时, 钻井液必须配成粘度在28-30秒的PAM胶液, 地面泥浆量保持200方以上, 重点搞好净化, 以防塌为主, 确保钻开直罗时防塌泥浆的处理。
2.2 造斜段
2.2.1 井眼轨道的监控和预测
由于工程院所作的工程设计不考虑直井段的井斜、方位变化, 同时井口坐标为读图的, 与实际有差距, 所以拿到设计首先要与地质校对垂深, 做出实际设计。
从造斜开始使用海蓝无线随钻测斜仪器实测数据, 用水平井水平井轨道监控理论和预测软件对实钻轨道进行实时跟踪、分析和预测, 并制定了相应的方案与措施。在造斜点输入直井段的全部测斜数据, 根据设计和待钻设计, 在软件的实钻轨迹中做以入窗为目标的到入窗点的“实钻轨迹及待钻井眼设计方案”该方案为实测点和预测点相结合, 已钻部分为实测值, 待钻井眼无实测值的为预算值, 该方案一直预算到入窗, 且每钻1单根测斜一次, 及时输入测点数据, 做“实钻轨迹及待钻井眼设计方案”调整一次, 使“实钻轨迹及待钻井眼设计方案”跟着实测点变化调整;同时依据该“方案”及时调整待钻井眼井斜, 方位, 使井眼轨迹跟着“实钻轨迹及待钻井眼设计方案”走。
2.2.2 造斜点的选择
造斜点的选择需要综合考虑地层增斜率、螺杆增斜率、直井段的位移情况, 根据靶前距的大小确定整个斜井段的造斜率, 一定保证螺杆的增斜率能够达到要求, 一般不应超过26度/100米, 螺杆的造斜能力能达到要求, 尽可能的使轨迹控制容易, 保证轨迹入窗顺利。同时, 使用无线随钻测斜仪器和水平井水平井轨道监控理论和预测软件对实钻轨道进行实时跟踪、分析和预测, 做到每一个单根都要实时测量, 根据测点认真预算、反复检查分析, 不要因为自己的小失误而损失进尺导致轨迹控制困难甚至填井侧钻。
3 持续创新, 继续优化施工方案
水平段的井眼轨迹按设计垂深尽量趋近于设计中轴线, 及时根据油层显示情况调整轨迹, 加强测斜的密度及时准确预测井底, 使井眼不处于失控状态, 井眼轨迹的变化要适应地层, 随时上扣, 下调井斜, 保持一个合理的井斜角钻进 (88°-91°) 。钻井液比重应保持在1.15 g/cm3, 粘度控制在50s左右, 完钻时有计划的进行短程起下钻作业, 以达到破坏岩屑床、清洗井壁的效果, 确保起钻和电测安全、顺利, 以及钻井各项参数指标的不断提高。
通过新技术、新工艺、新材料的不断实践何创新, 黄3区块油井水平井的施工将会有明显的进步。
油井区块 篇2
1.1 地质概况
杜66块构造上位于辽河断陷西斜坡中段, 断块三面为断层切割, 北部与杜48块相接。杜66块开发目的层为下第三系沙河街组四段上部杜家台油层, 油藏埋深-800~-1200m, 有效厚度42.1m, 平均单层厚度2.5m。纵向上划分为杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三个油层组, 储层发育10个砂岩组。含油井段长130~170m, 油层层数多 (单井30~40层) 。开发目的层杜家台油层, 油层孔隙度23~27%, 渗透率781×10-3u m2, 含油饱和度65%, 地面脱气原油粘度 (50℃) 300~2000m P a.s, 密度0.92~0.94×104g/c m3, 地层水为N a H C O3型。断块含油面积4.9K m2, 地质储量3940×104t, 可采储量1070.59×104t, 标定采收率27.2%, 为典型的薄互层稠油油藏。
1.2 开发历程
杜66块于1986年投入吞吐开发, 开发历程基本分三个阶段:
(1) 200m正方形生产井网吞吐开发阶段 (1986年至1990年6月) , 阶段末井数16口, 累产油14.1万吨, 累注汽13.4万方。
(2) 141m正方形注采井网吞吐开发 (1990年6月至1993年12月) , 在200m井距的基础上部署反五点汽驱井网, 阶段末井数36口, 累产油25.5万吨, 累注汽19.4万方。
(3) 扩边调整层位生产阶段。前两阶段严格按上、下两套层系 (上层系杜Ⅰ-Ⅱ4、下层系杜Ⅱ5-Ⅲ) 吞吐开发, 1994年为了减缓产能递减, 一方面扩边调整井, 同时对原层系井采取了适当的调层挖潜, 打破原有的开发层系。
1.3 开发现状
截止目前总数71口, 开井32口, 日产液164t, 日产油53t, 综合含水67.5%, 平均单井日产1.0t/d, 采油速度0.32%, 采出程度9.72%, 累产油61.2×104t, 累产水80.1×104t, 累注汽163.6×104m3。目前平均吞吐周期12周期, 地层压力1.09M P a (原始地层压力10.82MPa) , 总压降9.73MPa。
2 存在的主要问题
2.1 高周期低产能
区块吞吐周期达到12周期, 地层压力只有1.09M P a, 地层供液能力差, 区块平均单井沉没度只有1-20米, 油井出现供液不足, 只能间开或捞油占区块总井数70%以上, 严重影响区块开发效果。
2.2 泵效低, 能耗高
(1) 单井泵效低, 抽油系统效率低下, 经测试该块系统测试效率只有5%。
(2) 单井日耗电量为230KW.h, 其日生产成本占总成本的53%, 导致油井开发效益低下。
(3) 油井出现由于供液不足造成液击, 对深井泵正常生产形成损坏, 缩短检泵周期。
2.3 间开制度不合理, 不能实现油井现有状态下产能最大化
由于地层供液能力恢复时间不能准确判定导致油井开关时间不能及时确定 (采用关5天, 开一天的办法或白关夜开) , 造成油井开发效率受到影响。
3 抽空控制技术研究
3.1 抽空控制技术原理
抽空控制的主要内涵是对井底抽油泵的抽空状态进行控制。抽空概念抓住了低产低效机采油井的核心问题—供采失调。一口机采油井的能力, 是按照油井最初日产量设计的, 当油井产量经过一定时期递减到小于设计生产能力时, 抽油泵就发生抽空现象。
3.2 技术创新
(1) 自动摸索不同的关井时间, 自动确定最佳起抽时间和最佳关井时间, 间开时间精确到分钟。
(2) 安装减震器减少冲程损失, 提高活塞有效行程, 提高油井泵效。
(3) 通过安装智能抽空控制能减少生产时间, 达到节电的目的。
4 现场应用
4.1 现场试验
在现场实施过程中分别进行资料录取和实施前后效果对比, 得出低产能井实施抽空控制后, 油井产量均有明显上升, 且生产时间大幅度下降, 有效地降低了电量消耗, 相应也就减少了管、杆及泵的磨损, 延长了油井检泵周期。从录取5口井生产情况看出各井都有增产效果, 单井生产时间减少节电效果明显。
4.1.1 具体井例分析
试验所选井曙1-42-027是位于杜66块东南部的一口油井。8月份累积生产31天744小时, 累积产液118.6t, 产油70.5t, 平均日产液3.33t/d, 平均日产油2.27t/d。油井动液面1038米, 沉没度52.1米, 示功图为供液不足。
测试安排为两个阶段, 第一阶段为原态条件下的测试, 共两天, 每天运行24小时时记录一次;第二阶段为节态测试, 同样两天, 每天运行24小时测试一次。
4.1.2 单井周期生产情况分析
选取曙1-43-24井进行全生产周内采用抽空控制实验, 录取周期内生产情况, 日产油对比上周期增加1.6t, 周期节电18000kw.h, 周期对比上周期增油2167t。
4.2 现场应用评价
在曙1-41-38C井连续对泵的充满度动态变化测量结果, 这些结果的规律性与井底压力恢复的规律性极其吻合。如果将抽空控制的充满度变化最快的时间作为抽油泵的工作时间段, 将整个一轮抽汲加关井时间段控制在井底压力恢复最快的时间段, 就可以获得最佳的控制制度。这种控制方法不仅仅大大减少了抽油泵的工作时间, 还能使油井产量最大化。
5 结论
(1) 油井实施抽空控制后见到了明显的节能效果, 油井无效生产时间减少, 电量消耗大幅度下降。
(2) 油井实施抽空控制具有一定的增产效果。
(3) 具有延长检泵周期, 提高油井泵效的作用。
(4) 油井抽空控制技术能够满足普通稠油低产井的生产需要, 可大规模推广。
摘要：杜66块位于曙光油田西南部胜利塘地区, 开发目的层杜家台油层。该块于1986年投入吞吐开发, 目前已投入热采开发25年, 处于吞吐开发后期的产量递减阶段。由于油井产能降低, 油井的系统效率也降低。供液能力过低往往使抽油泵不能正常工作, 严重的产生液击, 从而促使抽油泵过早损坏。针对上述问题, 引进智能抽空控制装置在杜66块进行实验。通过抽空智能控制间歇泵抽, 协调井底供排平衡, 发挥油井最大潜能, 实现油井产量最大化、电量消耗最小化, 提高油井效率和延长油井检泵周期的生产要求。
关键词：低产油井,杜66块,抽空控制,普通稠油,动态监测
参考文献
[1]万仁溥.采油工程手册[M].北京:石油工业出版社, 2000.[1]万仁溥.采油工程手册[M].北京:石油工业出版社, 2000.
[2]杨斌, 张振海, 李兰竹, 等.低产油井智能抽空控制技术[J].石油机械, 2007.[2]杨斌, 张振海, 李兰竹, 等.低产油井智能抽空控制技术[J].石油机械, 2007.
[3]高海峰, 索燕, 王江顺, 等.油井智能监控系统的研制与应用[J].石油工业技术监督, 2008, 24 (8) .[3]高海峰, 索燕, 王江顺, 等.油井智能监控系统的研制与应用[J].石油工业技术监督, 2008, 24 (8) .
油井区块 篇3
边零区块一般远离油田电力和原油生产系统, 后勤辅助依托较差, 油井日常维护难度大[1], 为节省建设投资, 地面工艺采用单管集油流程。开发初期, 油井含水低, 常用的清蜡降黏方法主要包括机械法、化学法、物理法, 以及这几种方法的综合措施[2]。
近年来, 华北油田付亚荣等人开发了无污染和泡沫洗井液[3,4], 解决了热水洗井易伤害地层、排液时间长等问题, 但边零区块因环境和条件等因素无法保证热洗清蜡按计划进行;而且随着油井含水的升高, 采出液乳状液变成了O/ (W/O) 、W/ (O/W) 、O/ (O/W) 等复合体系乳化[5]。乳化后形成的界面膜耐热, 机械强度高, 乳状液的稳定性较好, 现场出现油井回压升高, 进而在井口安装电加热器来降低回压, 保证油井正常生产, 日耗电高达300 k Wh左右。
长江大学易绍金等人[6]成功地从高含蜡油井的采出液中筛选出室内定向驯化清防蜡菌种, 现场应用后油井抽油机载荷普遍下降, 井口回压降低。付亚荣等人从X边零区块的油井采出液中筛选、分离、培养与扩培出清蜡降黏菌种, 在现场30余口油井中应用后, 井口电加热器停用, 既起到油井清蜡降黏的作用, 又达到降低井口回压的目的, 日节电近9000 k Wh。
1 X边零区块油井基本情况
区块内有32口油井正常生产, 含水35%~87%, 单井日产液8~23 m3。原油物性如下:密度为0.898 5~0.959 2 g/cm3, 50℃;黏度为88.49~451.42 m Pa·s;凝固点为25~34℃;含蜡为21.5%~29.09%;胶质沥青质为35.9%~46.47%。地层平均温度为85℃左右, 采出水矿化度为5000~8000 mg/L。
2 室内试验研究
2.1 菌种特征及生长繁殖条件
从现场采出液中驯化培养出菌种为混合菌群, 菌体在0.4~4.5μm之间, 经革兰氏染色并镜检, 以G-杆菌为主, 并有一定量的G+杆菌。混合菌以兼性厌氧菌为主, 并存在好氧菌和厌氧菌。以现场油样为唯一碳源, 对所获得的菌种和所生产的菌剂进行的生长繁殖条件试验表明[7]:混合菌群的生长温度在30~100℃之间, 最适宜温度为65~85℃;能在矿化度为200 000~350 000 mg/L条件下生长繁殖, 但以5000~60 000 mg/L最为适宜;菌剂中石油烃降解菌的浓度为1.0×108L-1。
2.2 微生物对原油的降凝、降黏和防蜡作用
将含水30%的原油与微生物菌种、营养液按1∶1的体积混合, 在恒温 (70℃) 摇床中振荡48 h;然后分离出原油, 分别测定细菌作用前后原油的凝固点、黏度及含蜡量, 并测定水样中的菌量。结果表明:微生物菌种作用于含蜡原油后, 原油的凝固点、黏度和含蜡量均有所降低, 这都有利于微生物清防蜡。同时, 水样中的细菌数量在作用后增加了一个数量级以上。
3 现场应用
将5kg营养剂溶于1.0 m3不含杀菌剂和其他化学药剂的油田现场回注水或采出水中配制成营养液, 再将200 kg微生物菌液与1.0 m3营养液混合均匀, 即成1.2 m3施工用微生物菌液。
在抽油机正常工作的情况下, 将100~200 kg配制微生物菌液从油套管环形空间泵入即可, 对沉没度小于300 m的油井可关井4 h。加入量与加入周期可依据油井井口回压进行调整。
在30余口油井中应用后, 抽油机负荷平均下降23.1%, 井口回压控制在0.7~1.2 MPa范围内, 井口电加热器停用, 日节电近9000 k Wh。
4 结论
1) 油井微生物菌种是由高含蜡油井采出液中分离出的多种好氧及兼性厌氧菌组成的石油烃类降解菌混合菌, 它们能以原油中的蜡质成分为生长繁殖的唯一碳源。当微生物菌种注入油井后, 混合菌将以原油中的蜡质组分为营养进行新陈代谢, 使长链烃断裂, 并产生脂肪酸、糖脂、类脂体多种生物表面活性剂, 并改变金属或黏土矿物表面的润湿性, 阻止蜡结晶的析出、长大和沉积, 从而达到油井清蜡降黏的目的。
2) 油井微生物清蜡降黏施工条件简单、成本低, 同时, 微生物无毒无害, 不伤害地层。
3) 现场应用后抽油机负荷大幅下降, 井口回压降低, 井口电加热器停用, 节电效果显著。
参考文献
[1]唐光亮, 吴清红, 韩长胜, 等.边零井采油工艺适应性评价[J].内蒙古石油化工, 2013 (13) :68-69.
[2]曹瑾.油井自动清蜡节能工艺实践[J].石油石化节能, 2012, 2 (4) :19-20.
[3]付亚荣, 付丽霞, 吴泽美, 等.无污染洗井液的研究与应用[J].石油钻探技术, 2009, 37 (6) :91-93.
[4]付亚荣, 付丽霞, 李造吉, 等.泡沫洗井液的研究与应用[J].石油石化节能, 2012, 1 (7) :3-4.
[5]付亚荣, 马永忠, 王敬缺, 等.FV-1清蜡降粘剂研制与应用[J].钻采工艺, 1999, 22 (4) :62-64.
[6]易绍金, 钱爱萍, 周慧.微生物清防蜡技术在新疆油田采油二厂的矿场应用[J].石油天然气学报, 2012, 34 (10) :129-132.
油井区块 篇4
柳北断块是位于柏各庄断层下降盘的一个西南倾的断鼻构造, 地层近北西向延伸, 向北东抬升, 地层产状远离断层较缓, 靠近断层较陡, 构造继承性较好。柳北区块原油密度0.8572g/cm3, 粘度14.74m Pa·S, 胶质沥青质含量15.60%, 含硫量0.0789%, 含蜡量18.60%, 凝固点34.7℃。
在油藏条件下蜡一般处于溶解状态。在开采过程中, 随着温度、压力的降低和气体的析出, 溶解在原油中的石蜡便结晶析出、长大、聚集和沉积在管壁等固体表面上。柳北区块油井原油物性在地面条件下, 其性质表现为“四低两高”的特征, 即密度低、粘度低、胶质沥青质含量低、含硫量低;高含蜡量和高凝固点。对于高含蜡、高凝油井, 结蜡是影响油井生产和油井开发的主要因素之一。为了减少油井因结蜡造成躺井, 提高经济效益, 对油田实现自动化管理势在必行。
2 自动化在柳北区块清防蜡应用理论基础
在抽油机上下往复运动的过程中, 最顶端称为上死点, 最底端称为下死点, 定义从一个下死点时刻向上运动至上死点, 再由上死点向下运动到下死点的过程为一个冲程。在一个冲次过程中, 以抽油机相对下死点的位移S为横轴, 以抽油机向上的拉力F为纵轴, 就可以绘制出一张关于F, S的闭合曲线, 称为示功图。通过示功图, 可以知道驴头负荷变化情况, 可以判断抽油装置各项参数是否合理, 可以了解油井砂、蜡、水、气等井况的变化, 尤其利用自动化示功图叠加法可以判断油井结蜡状况。
2.1 自动化在柳北区块油井清防蜡中的应用
通过自动化系统, 对油井产量、电流、载荷等进行采集, 并设置智能限值报警, 利用电脑对油井参数对比分析, 从而对结蜡井进行自动报警, 进行清蜡措施, 并判断清防蜡措施是否有效。
2.1.1 示功图统计对比法判断油井结蜡
随着油井结蜡程度增加, 示功图逐渐“变胖”即功图上下载荷差值增大。示功图统计对比法是指将油井各个时期的示功图叠加到同一个图版上, 与最胖的那个示功图进行对比, 与之最接近的示功图即是油井即将发生蜡卡时的示功图, 以此便可得到蜡卡预测时间和清蜡周期。随着油井结蜡程度的加重, 示功图载荷差呈增大趋势, 从示功图不难看出最胖的示功图, 越接近此功图越危险。根据此类办法便可以很容易的判断蜡卡的时间, 提前做好预防。示功图分析为清防蜡工作提供了可靠的依据, 目前我区采用自动化系统每天都对示功图进行分析。通过自动化系统获取示功图数据, 大大地提高分析示功图的效率, 保证结蜡油井能够及时处理。
2.1.2 自动化清防蜡过程监督
利用视频监控系统, 跟踪清防蜡现场情况;通过自动化采集系统, 跟踪载荷及电流变化, 通过杆应力曲线分析清防蜡效果, 清防蜡后及时核产量油, 并化验含水变化, 确保清防蜡有效, 油井正常。
3 典型自动化优化清防蜡应用
3.1 油井概况
L17-16井位于L3-12平台, 是柳北区块一口抽油机井, 生产层位Es33, 生产井段2968.5-3277.2, 油层厚度35.5, 层数11层。D38mm×2150m, 5.1米/3次生产, 日产液10.4吨, 日产油10.19吨, 含水2%, 动液面2091米。含蜡量20.72, 含胶质沥青质12.72, 凝点39℃。该井主要清防蜡方式是:自循环洗井, 目前周期为25天。
3.2 油井结蜡判断及效果分析
在自动化系统里面设置清防蜡预警条件:单井产量、杆应力、载荷及电流。通过自动化载荷超限报警, 结合生产现状判断该井是否结蜡。通过自动化功图量油日报, 对比量油系统得出得数据, 可以分析油井现状, 如果液量下降, 液面上涨, 杆应力上涨, 电流上涨, 功图叠加, 圈闭面积增大, 再排除漏失杆断原因, 就说明该井结蜡, 需采取清蜡措施。自动化叠加看出:L17-16该井杆应力上升, 圈闭增大, 该井结蜡。
该井为易结蜡井, 易卡停, 通过自动化功图可以折算出杆应力, 在自循环洗井过程中进行自动化跟踪监测, 洗井前杆应力11.4, 洗井后10.7, 效果明显。
4 结论
(1) 采用示功图叠加分析预警法, 为现场清蜡工作找到了分析依据, 因此通过自动化系统监控、分析、确定清蜡周期及清蜡时间, 对达到报警值的井提出报警, 保证油井的正常生产具有重要意义。
(2) 柳北区块近三分之二油井结蜡严重, 抽油井多, 不同层位油井结蜡程度存在差异, 采用人工分析工作量大, 而且不能及时确定清蜡时间。通过自动化跟踪分析, 可以有效节省人力, 确保分析及时, 措施合理有效。
(3) 利用实测示功图历史数据分析得到清蜡前的示功图, 以该示功图作为报警界限, 以达到该示功图的时间作为清蜡周期。
摘要：示功图是油井常测的数据, 随着油井自动化监控技术的发展, 远程在线测试示功图已经成为现实, 给工况分析提供了方便。本文通过自动化系统在柳北区块清防蜡工作中的应用为主题, 导出分析方法, 对利用自动化系统分析油井, 制定合理清防蜡方式及周期, 确保油井稳产起到决定性作用。
关键词：油井,自动化,清防蜡
参考文献
[1]赵新智, 李永明等, 利用示功图叠加分析预警法预防油井蜡卡[J].油气田地面工程.2009.28 (7) :36-37