分注工艺技术（精选7篇）
分注工艺技术 篇1
安塞油田属于低渗透油田, 杏河北部又是属于多油层发育区块, 实施分层注水工艺是保证油田稳产最经济的有效手段。杏北区分注井占注水井总数的71.9%, 只有提高分注井调配成功率, 才能保证多油层有效开发。
一、基本概况
杏河北部目前有注水井128口, 地关3口, 应开125口, 实开125口, 其中合注井36口、地面定量分注井22口、地面计量分注井26口、井下分注井 (桥式偏心分注) 30口、地面油套分注井14口, 分注井占注水井总数的71.9%。
地质配注3285m3/d, 实际日注3278m3/d, 单井日配26.3m3/d, 单井日注26.2m3/d, 月注采比2.42, 累注采比1.94。
以下是近几年井下分注井调配情况, 调配遇阻主要有油管内防腐层脱落、锈蚀、结垢、系统压力波动、地层返砂、井筒脏等原因。
二、影响调配成功率因素分析
通过分析近几年井下分注井调配遇阻情况, 总结出影响井下分注井调配成功率因素有以下三大方面。
1油管内防腐层脱落、锈蚀、结垢
防腐层脱落:注水井前期使用是油管均采用φ76*5.51-G5.5型涂料油管, 内壁防腐层随着投注时间延长不断脱落, 形成大量的脱落碎片, 洗井又不能及时将这些脱落碎片带出井筒, 在调试时这些碎片易卡堵井下测试工具, 使得井下分注井不能及时的调试。
2011年7月, 杏61-17井注不进, 调配遇阻, 安排水泥车洗井时洗井压力上升无法洗井, 为探明原因, 2011年8月安排动力维护, 核实注不进原因为油管内防腐脱落堵塞配水器导致注不进。
油管锈蚀、结垢:在水井中起锈蚀作用的主要是盐水、硫化氢、二氧化碳和有机酸, 还含有大量的氧气, 锈蚀的机理是电化学反应和氧化还原反应, 这些物质锈蚀金属油管后产生硫化亚铁沉淀, 可形成堵塞物, 堵塞水嘴。
2系统压力波动, 地层返砂
在分注措施实施过程中, 一般要进行通井、冲砂洗井, 井筒状况相对较好, 在分注措施完成后, 由于系统压力突然降低, 出现地层压力高于系统压力, 地层反吐, 携带大量原油进入井筒, 原油长期排不出, 就会在油管内壁结蜡或者凝固形成死油。
2012年5月在调试杏50-28井调配遇阻, 安排活动洗井车大排量洗井, 由于井筒中死油、油泥多, 造成投捞器被卡在1513m处, 洗井后仍调配遇阻, 重新分注时发现油泥和死油已经把配水器内堵死, 死油在1510m处堆积形成油泥, 导致调配失败。
3其他 (井斜、井筒脏、闸门故障)
3.1井斜影响
安塞油田主要采用丛式井组开发, 定向井所占水井比例很高, 井眼轨迹在空间上变化复杂。井眼轨迹主要有三种类型:直井段—增斜段、直井段—增斜段—稳斜段、直井段—增斜段—降斜段, 进入油层的井斜角一般35°~50°。
目前的投捞调试工具组合长度在1.7~1.8米, 有时加装多级震击器长度超过1.9m, 井斜角要求在35°以内。杏北区井眼轨迹三种类型都存在, 其中前两种占的比例比较大, 井斜角大的分注井在调试时易出现工具遇卡, 从我区的47口分注井最大井斜角统计可以看出, 杏北区井斜角大于35°的分注井19口, 占分注井的37.30%, 这19口井中有8口井都实施重新分注, 从表中可以看出, 这19口分注井的最大井斜角位置基本和配水器或封隔器位置接近, 给调配工作带来很大困难。
2009年作业区提出缩短调配周期、对井下分注存在问题井采取加密调配的政策并实施, 从实际效果看, 2010年数据统计中, 每45天调配一次的9口注水井在调配前流量测试仍然有5口注水井每次调配存在超欠注;每60天调配一次的4口注水井调配前流量测试仍然有1口注水井每次调配存在超欠注。
3.2井筒脏
由于分注井存在地层出砂、反吐原油、结垢及生锈等自然危害, 缓解和解决这一问题的主要方法是定期洗井, 及时将这些废物排出井筒, 按照规定一季度洗井一次, 现场发现洗井效果不好, 通过洗井后取样化验结果看出, 洗井时间超过一个月后, 机杂和含铁量迅速增加, 加快了注水管柱的腐蚀。
3.3闸门故障
井口闸门故障也是影响调配成功率的主要因素, 分析原因有以下2个方面:
(1) 闸门开关不灵活, 开关几次便出现漏水、刺水等情况
(2) 闸门关不严, 导致无法泄压, 无法进行正常调配
三、提高井下分注井调配成功率探讨
1配套CQFFO3防腐涂料油管
从近6年调配遇阻实施大排量洗井无效实施重新分注的情况看, 主要是因油管内防腐层脱落、锈蚀、结垢等原因所致, 自从2011年随修井逐步配套完善CQFFO3防腐涂料油管, 杏北区分注井调配遇阻井次明显减少, 并且因油管涂层脱落、锈蚀、结垢原因导致遇阻井减少。
从现场应用效果对比:普通涂料油管使用小于3年便出现防腐层脱落、生锈等情况, 但使用CQFFO3防腐涂料油管内壁结垢现象不明显, 截至目前未出现防腐层脱落等情况。
配套CQFFO3防腐涂料油管是解决油管内防腐层脱落、锈蚀、结垢等问题的有效手段, 也是提高井下分注井调配成功率的有效方法。
2使用变频调节装置
注水站安装变频调节装置, 既能节能减排, 又能保证运行压力平稳, 防止压力波动导致地层返吐。
3多种分注工艺结合
针对因井斜大原因造成的调配遇阻因素, 采用地面计量分注工艺, 井下使用分注工具, 地面配套计量水表, 每季度下流量计测试下层注水量, 地面调节单层注水量即可, 有效的防止因井斜过大造成测试仪器遇阻遇卡。
4大排量洗井
2012年, 在区块实施活动洗井车洗井95井次, 当年因井筒脏导致井下分注井调配遇井次明显减少, 对比流程洗井与活动洗井车洗井效果看, 活动洗井车洗井效果较好, 有效率达90.0%。大排量洗井是改善井筒状况, 提高井下分注井调配成功率的有效手段。
四、认识与建议
1油管内防腐层脱落、锈蚀、结垢、系统压力波动, 地层返砂、井斜、井筒脏、闸门故障等是影响井下分注井调配成功率的主要因素。
2注水站利用变频调节装置既能节能减排, 又能保证运行压力平稳, 防止压力波动导致地层返吐, 是提高井下分注井调配成功率的有效手段。
3对因井斜过大原因导致投捞仪器经常遇阻井, 优化分注工艺, 是解决井斜过大导致经常遇阻井的有效手段。
4流程洗井与活动洗井车洗井均能有效改善井筒状况, 但活动洗井车洗井效果更好, 活动洗井车不间断洗井、提高井筒清洁度, 是提高井下分注井调配成功率的有效手段。
5井下分注井井口设施应齐全完好, 闸门开关灵活, 满足资料录取、洗井及井下测试、调配要求;道路、井场满足修井和测试调配需求, 保证井下分注井调配的顺利开展。
摘要：安塞油田杏河北部属于多油层发育区块, 随着注水开采时间的延长和见效程度的不断提高, 油层平面和剖面矛盾日益突出。为了提高多油层开发效果, 保证区块长期持续稳产, 提高油田采收率, 区块引进分层注水工艺, 截至目前具备分注条件的注水井全部实施分注, 因此, 提高分注井调配成功率直接关系到分注效果。本文通过总结近几年影响分注井调配成功率因素进行分析, 探索出提高井下分注井调配成功率的方法。
关键词：井下分注,测试调配,影响因素,大排量洗井
参考文献
[1]程明华, 油田分层注水工艺研究[J].石油科技, 2010 (07) .
分注工艺技术 篇2
一、管柱结构及工作原理
1. 工作原理
在桥式偏心配水器的通道旁边有一个桥式通道, 在对目的层段进行流量或压力测试时, 依然可以通过桥式通道对其他层段正常注水, 最大限度的保持其他层段的工作状态同时, 减小层间干扰, 从而有效提高分层流量调配及测压的准确性及效率。
2. 工艺原理
组成工具简单, 主要由偏心配水工作筒、偏心配水堵塞器、测试密封段组成。工作筒主体上存在偏孔, 且直径小于20mm, 堵塞器可以坐入其中。有水嘴装在堵塞器进、出液孔之间。工作筒中心小于46mm的主通道与偏孔内壁出液孔相联通, 当测试密封段坐到位后, 恰好对准测试密封段的中心管进液孔, 来测得本层的单层段参数 (见图1) 。同时, 由于小于46mm主通道周围桥式通道的存在, 在对本层段进行测试时, 其它层的工作状况基本不变, 对其它层影响很小 (见图2) 。
3. 管柱结构
由Y341-114可洗井封隔器、桥式偏心配水器、配水堵塞器、水力循环凡尔等组成。 (如图3所示) :
A桥式偏心配水器
结构:主要由偏心主体、连接机构、定位导向机构等组成。 (如图4所示) :
B Y341-114可洗井封隔器
结构:主要由坐封机构、密封机构 (密封胶筒) 、锁紧机构、反洗机构、解封机构等组成。 (如图5所示) :
C水力循环凡尔
结构:由挡球挡节、单流阀总成、阀座等组成。
原理:坐封封隔器时, 油管内泵入液体, 单流阀总成落入阀座, 关闭循环通道, 管柱内密闭。反洗井时, 靠液力将单流阀总成顶开滑座, 循环通道打开。 (如图6所示) :
二、智能测调技术引进
1. 工艺原理
机电一体化技术是智能测试调配技术的核心, 应用此技术可
以对注水井井下各层的注水状况进行实时监测, 并通过地面控制, 根据各层的渗透性能, 来调节各注水层的注入量大小。智能测试调配系统进行流量调配和测试是采用边测边调的方式。通过电缆将井下测调仪下入井中, 到达需要调配的层段后定位并坐封, 测调仪调节臂与可调节偏心注水堵塞器对接在一起;同时监测同步流量曲线, 当实时监测到的流量与预设配注量有偏差时, 软件可以自动调整可调注水阀的水嘴大小, 直到符合预设的流量。该层调配完成后, 可以将调节臂下放或上提至另一需要调配的层段后进行调配测试, 直到调配完所有的层段。根据层间矛盾的不同, 可以适当调整个别层段的注入量和井口压力, 完成全井各个层段的调配。最后采用上提或下放的方式对全井调配结果进行统一检测。2.技术特点在保持原注水井偏心配水管柱的结构和井下其他参数不变的情况下, 采用新型井下可调堵塞器, 实现了井下可调堵塞器在注水井深处的定位和调节, 通过地面的仪器, 可以对井下测调仪进行控制, 进而测量当前地层的流量, 调节高压注水阀的流量。原来偏心分注测试工作和更换堵塞器水嘴要分别独立进行, 现在将测试和调配结合在一起, 一次下井过程中, 在测试井下各层流量的同时, 又自动配注目标流量, 从而大幅减少了作业时间, 并提高了流量的配注准确度。3.智能测调技术系统组成智能测调技术系统的组成如图7所示 (1) 控制传输调节系统 (2) 井下测调仪 (3) 流量可调式堵塞器 (4) 辅助系统图7智能测调技术系统组成4.测试技术对比常规测试技术存在的问题:测试过程中需要反复投捞堵塞器调配水嘴;层间干扰, 分层测试误差较大;压力测试与流量测试要分开进行。以上三点致使测试调配效率不高, 投捞时事故多, 测调任务繁杂, 占井作业时间较长。由此我们从测试方面与堵塞器方面对常规偏心分注测试调配技术和智能测试调配技术进行对比分析 (见表1) 表1智能测调技术与常规测调技术对比类别配水器常规调配技术偏心智能测调技术偏心参考文献:[1]侯守探.常规偏心分层注水改进技术研究[J].石油天然气学报, 2007, 29 (2) :112-113.[2]邓刚, 王琦, 高哲.桥式偏心分层注水及测试新技术[J].油气井测试, 2002, 11 (3) :45-48.[3]巨亚锋, 王治国, 马红星, 等.分层注水井智能测试调配技术试验评价[J].油气井测试, 2006, 15 (6) :51-52.[4]高洁, 李俊成, 杜宁波, 杨露, 张玉秋, 张道平, 李昆鹏.桥式偏心分注工艺技术研究及推广应用[J].石油化工应用, 2012, 31 (11) :41-44.[5]李增仁.高压注水井分注技术研究[J].钻采工艺, 2003, 26 (3) :109-111.
摘要：常规测试技术中经常存在一些问题, 如测试调配效率不高, 投捞时事故多, 测调任务繁杂, 占井作业时间较长等, 在这个基础上引进了智能测试调配技术和桥式偏心工艺相结合的技术思路, 以提高工作效率。
关键词：桥式偏心分注,提高效率,智能调配技术
参考文献
[1]侯守探.常规偏心分层注水改进技术研究[J].石油天然气学报, 2007, 29 (2) :112-113.
[2]邓刚, 王琦, 高哲.桥式偏心分层注水及测试新技术[J].油气井测试, 2002, 11 (3) :45-48.
[3]巨亚锋, 王治国, 马红星, 等.分层注水井智能测试调配技术试验评价[J].油气井测试, 2006, 15 (6) :51-52.
[4]高洁, 李俊成, 杜宁波, 杨露, 张玉秋, 张道平, 李昆鹏.桥式偏心分注工艺技术研究及推广应用[J].石油化工应用, 2012, 31 (11) :41-44.
聚合物驱单管分注技术的应用 篇3
聚合物驱油是大庆油田高含水后期保持可持续发展的重要技术措施。在其过程中，由于大庆油田油层非均质性的客观存在，目前普遍采用的笼统注入方式加剧了层间矛盾：聚合物驱注入井吸水剖面不均匀，中低渗透层波及程度低，采出井受效状况差异较大等，严重影响了开发整体效果。而双管分注工艺存在工具复杂、投资较大等局限性，难以大规模推广应用。因此，迫切需要寻找一种经济有效的单管分注工艺措施。
1 聚驱单管分注技术的发展历程
如果使用传统分层注水的井下配水器，在产生节流损失的同时，聚合物溶液的粘度损失可达到50%以上，不能满足注入要求，这主要是因溶液属非牛顿流体，通过配注器会产生剪切降解，造成溶液粘度损失。溶液的剪切降解率与流速和过流面积有直接关系。因此配注器必须保证溶液在较低的流速下通过，同时达到所要求的流量和节流损失。基于上述认识我们先后研究和应用了三种分注工艺。
1.1 间歇注入工艺
该工艺就是对高、低渗透层通过井下开关来实现间歇注入，从而在总注入量上实现均衡注入。工艺管柱主要由封隔器和井下开关组成（见图1）。通过对井下开关中心堵塞器进行钢丝投捞实现开关操作，实现高低渗透层交替注入或低渗透层常注，高渗透层周期注入。该工艺管柱结构原理简单，容易实现单层计量。我厂在北2-5-P52和北2-J5-P36井上进行了试验，证明间歇式分注管柱不增加对聚合物溶液的机械降解，可对高低渗透层进行分别控制。但由于不能对高低渗透层同时注入导致聚合物在地层中的滞留，该工艺不能称为严格意义上的单管分注工艺。
1.2 细长管分注工艺
该工艺是利用螺旋盘管的沿程阻力，对流经盘管的聚合物造成能量损失，产生压差，从而控制层段注入量。该管柱主要由压缩式封隔器、分注工具、丝堵等组成（见图2）。调整作业时，根据地层压力、渗透率、剖面测试结果及地质配注方案，计算细长管长度，根据计算结果下入配注工具。通过作业调整细长管长度进行层段注入量调整。地面试验结果表明，细长管分注工艺对聚合物剪切降解较小，能够对聚合物注入井进行分层注入，但不能通过投捞测试进行层段注入量调整，不适合大规模应用。
1.3 环形降压槽分注工艺
该工艺是采用迷宫密封原理，通过改变聚合物过流通道形状产生能量损失，从而控制聚合物流量。配注工具由壳体和可用钢丝投捞的配注芯组成，配注芯外壁加工有环形凹槽，与外壳内壁组成环形空间过流通道。由于注入通道不规则，产生能量损失，从而控制注入压力。该管柱主要由压缩式封隔器、配注器、连通器及丝堵等组成，通过投捞调换配注芯调整层段注入量（见图3）。地面试验结果表明，此种分注适应性较好，管柱密封可靠，投捞测试顺利，分注工具和测试工艺基本可满足目前单管分层注入要求。
2 环形降压槽分注工艺应用情况
我厂有8口井下入环形降压槽分注管柱，井下工具释放成功率、封隔器密封率均达到100%，憋压套、配注芯投捞顺利。为了发展配套的钢丝起下测试工艺，对原有工具进行改进，重新设计了环形降压槽结构配注器，在节流芯下端增加了定位体和进液孔，与带桥式通道的测试密封段配合，完成分层测试。目前已完成北2-J4-P40分层段测试，测试结果可知，测试过程中流量计测试的全井注入量与地面仪表仅相差3%，初步验证了分层测试资料具有较高准确性。
3 单管分注工艺的发展方向
近几年研究与实践历程来看，环形降压槽分注技术能够满足目前分层注入要求。但其局限性也较明显：测试调配工作量较大，且受套管尺寸限制无法实现多级分注、考虑聚驱上、下返储层性质对分层注入工艺的要求，一方面分注层段增多，预计层系可划分为5～6段；另一方面对不同渗透率级差的地层进行分质注入。因此，偏心多层分质分注应是聚合物单管分层注入工艺的发展方向。
4 结论
几年来的单管分注实践表明，环形降压槽单管分注工艺适应性较强，能够满足目前聚驱分注的要求。利用测单层指示曲线方法进行测试调配误差较大，但在母液泵电机上加装变频装置，可以提高测试准确性。环形降压槽测试工艺改进后，保证了测试与正常注入工作制度的一致性，实现了双卡测单层的目的，有效提高了测试精度。聚合物驱单管分注技术的发展方向是偏心分质分注。
摘要：本文叙述了大庆油田聚合物驱非均质油层条件下进行分层注入的必要性,介绍几年来单管分注工艺的应用情况,对比分析实施效果,并预测了今后聚合物驱分层注入工艺的发展方向。
关键词：聚合物驱,单管分注工艺,发展方向
参考文献
[1]胡博仲.非均质多层砂岩油田分层开采技术.石油工业出版社,2000.
[2]蒋丽,马宏伟等.聚合物分注工艺技术[J].钻采工艺,2005,(05).
[3]卫秀芬,刘伟.大庆油田机械分层注聚技术的研究及应用[J].特种油气藏,2007(04).
分注工艺技术 篇4
海上油田分层注水技术主要集中在渤海区域,据统计,截至2014年12月渤海油田自营注水井共计191口,其中常规注水井103口,大斜度井53口,水平井35口。针对常规注水井,渤海油田现有分层注水工艺主要有“一投三分”[1]、“空心集成”、“同心分注”、“同心测调”等,但以上工艺只能适合于井斜小于60°以下注水井,大多需要多次钢丝电缆作业,导致测调周期较长,且海上油田平台不允许经常占用顶甲板。此外,以上工艺也不能随时、长期、全面地获取分层数据,对油藏分析、方案调整支持力度不够等问题逐渐突出。针对海上油田超大斜度、水平注水井[2,3]逐年增多,传统注水工艺[4]无法实施,只能以笼统注水代替分层注水,无法实现注水井的高效驱替,最大程度提高采收率作用[5]。因此,未来的注水工艺至少需要满足以下几点:1)适用范围更广。适用于超大井斜、水平井的注水井,各种井斜条件都适用;2)测试调配效率更高。不动用投捞设备、无需吊车支持,需要配合人员更少;3)注水量更加精准。永久性实时监测井下配注量,自动测调。
基于以上要求,研发了一种不依赖于钢丝电缆作业、可适用于超大井斜井、水平井,具有较高测试调配效率、注水量更加精确的预置电缆自动测调分注工艺技术。
1工艺分析
1.1总体思路
预置电缆自动测调分注工艺技术主要包括地面组成部分和井下组成部分。其中,地面组成部分主要包括地面控制器和计算机,地面控制器一方面通过单芯电缆与井下部分相连接,实现电源、信号的传输、接收与采集,另一方面可以通过有线或者无线的方式与中控计算机相连接,实现在中控室对井下部分发送指令,未来计划借助于互联网和GPRS技术实现陆地基地直接控制井下组成部分,达到远程控制目的。
1.2工作原理
预置电缆自动测调分注工艺技术主要由井下测调工作筒、地面控制器、钢管电缆及其他辅助工具等组成,如图1所示。其中井下测调工作筒作为井下分层注水管柱的重要组成部分,随管柱下入井下配注层段,配合上下两端连接的定位密封、插入密封或封隔器实现分层配注。钢管电缆固定于注水管柱上,用于连接井下测调工作筒与地面控制器,为井下测调工作筒供电,同时作为数据和控制指令的传输媒介,实现井下测调工作筒与地面控制器的通信。地面控制器实时接收与监测井下传来的温度、压力和流量数据,并可监测与控制井下水嘴的开度[6]。
1.3工艺技术参数
1)适用井斜:无限制;2)完井方式:套管和防砂完井;3)单层最大注入量:400 m3/d;4)压力工作范围:0~60 MPa;5)温度工作范围:0~150℃;6)注水分段数≤8;7)防砂密封筒内径≥4.75in。
1.4工艺技术特点
1)分层注水工艺不受井斜限制;2)自动测调,调配效率高;3)永久性实时监测、调节,配注精度高;4)测调服务操作简便,降低施工作业成本和人工成本;5)可长期获取井下流量、压力等工况参数,为水井油藏分析提供数据支持,保证注水安全。
2关键工具
井下测调工作筒、地面控制器、过电缆定位/插入密封、电缆连接器、防砂段内一体式电缆保护器等是预置电缆自动测调分注工艺技术的关键配套工具,是精细化、高效实施分层注水的关键。井下测调工作筒采用机电一体化结构设计,实时调控确保较高的注水合格率;地面控制器实时监测井下工况数据和井下配套调节,实现远程操控;过电缆定位/插入密封配合井下封隔器实现层间分隔;电缆连接器采用多级冗余Swagelok密封,实现钢管电缆的截断下处连接;防砂段内通井变化多,为防止电缆的磕、碰,设计了一体式电缆保护器,利用电缆保护器进行扶正,避免防砂段内油管接箍处电缆磕碰风险。
2.1井下测调工作筒
1)工作原理。井下测调工作筒(见图2)主要由可调水嘴、流量传感器、压力传感器和温度传感器等组件组成,具有配注量大,满足渤海注水井单层注入要求,能同时监测工作筒内、外压力,可随时在线验封,具有一体化可调水嘴调节转矩大、20 MPa压差可调等特点。
2)技术参数。a.最大外径116 mm;b.最小内通径44mm;c.工作筒长度1400 mm;d.最高工作压力60 MPa;e.最高工作温度150℃。
3)技术特点。a.单层配注量大,节流压差小,流量测试精度高;经检定验证,精度达到0.5%~1.2%;重复性误差0.1%~0.25%,线性度0.02%,单级最大排量400 m3/d;b.具备直读验封功能,随时监测注水段分层效果。每个井下测调工作筒内设置2只高精度压力传感器,可以得到嘴前嘴后压力;关闭当前层,通过观测嘴前嘴后压力变化,即可实现验封,无需单独下入验封仪器。
2.2地面控制器
1)工作原理。地面控制器主要由硬件部分和软件部分组成,包括供电电源、ST码硬件编解码板、单片机系统等。硬件部分可实现井下工况数据实时监测和井下配套调节,远程操控;软件部分具有自动采集、自动控制功能,并增加压力超限报警功能,包括控制界面、功能界面和显示界面(见图3)。
2)技术参数。a.输入电压:110/220ACV;b.防爆等级:ExdⅡBT4;c.防护等级:IP55~65;d.工作温度:-20~85℃。
3)技术特点。a.防腐、隔爆、防潮,满足海上井口工作环境;b.具有手动/程序控制两种模式,满足远程操控要求;c.长期、实时监测井下工况参数,存留历史数据;d.通过一根电缆连接井下的8个层位测调工作筒,通讯距离不小于5000 m。
2.3过电缆定位/插入密封
1)工作原理。针对4.75 in防砂完井试制了6 in过电缆定位密封(见图4)和4.75 in过电缆插入密封(见图5),分别插入相应的密封筒内,配合顶部封隔器和隔离封隔器实现注入层的层间分隔。
2)技术参数。a.6 in过电缆定位密封:最大外径158.5mm;最小内通径76 mm;长度1686 mm;最高工作压力20MPa;最高工作温度120℃,b.4.75 in过电缆定位密封:最大外径120.65 mm,最小内通径58 mm,长度1705 mm,最高工作压力20MPa,最高工作温度120℃。
3)技术特点。a.有效封隔油套环空,操作简单、可靠性高;b.具备电缆、测压管线穿越通道,且密封性好。
3工艺可靠性设计及试验
预置电缆自动测调分注工艺技术优点体现在多个方面,可以解决许多实际问题,但可靠性是关键,能否长期稳定地应用,成为该工艺现场应用最关心的问题。因此,从方案设计和实施上充分考虑可靠性和稳定性,从核心部件流量计、可动部件电机及可调水嘴、薄弱环节电子线路、穿越密封与保护等四个方面进行了重点可行性研究。
3.1流量计方面
核心部件流量计经过多次方案整改和优化,确定了双电磁流量计结构,有效提高可靠性。此外,传感器密封采用干式密封设计,保证了仪器的可靠性;电极材料选用纯钛材料,保证了测试精度;无可动部件,也减少仪器的故障点,从而实现弱电部分功能上备份,功率部分井下电路信号驱动、传输,实现了大排量下长期可靠工作。
3.2电机系统及水嘴单元
电机系统要求耐高温、长期可靠工作,因此在选型方面选用质量成熟的、高性能的电机,容量上采取冗余选用,保证电机能够输出足够大的转矩;电路方面,设计自锁型丝杠,断电后确保开度保持不变,设计电路过流保护和限位保护。
水嘴等关键部位耐酸性设计,材料选用氧化锆陶瓷,其耐冲蚀、振动、冲击,抗酸化腐蚀。凡涉及传感器密封部位,堵头均采用2Cr13材料,水嘴本体采用全陶瓷结构,密封O圈采用耐磨、耐酸、耐高温的氟橡胶(表1),有效防止了酸性物质对零部件的腐蚀。此外,选用20%HCl+1%412A、20%HCl+1%FSH、12%HCl+3%HF+1%FSH和12%HCl+3%HF+1%缓蚀剂2#等常见10种酸化液,对水嘴单元进行了腐蚀性试验,测得腐蚀速率在(0.3668~1.2921)g/(m2·h)内,远小于SY5405-1996中≤2.000 g/(m2·h)标准要求,满足设计要求。
3.3电子线路方面
电子线路是机电产品故障率较高的部分,因此在选型方面采用了成熟的控制、采集、驱动、执行等方案,核心控制单元、驱动单元均采用双重备份模式,电路仓防潮处理,增强可靠性和稳定性。此外,核心电器元件全部采用的是高温进口器件(-20~85℃、-20~150℃),并进行在线高温长期老化,确保整体线路的稳定工作。
3.4电缆连接、穿越及密封
电缆连接设计了专门的电缆连接器(见图6),将需要对接的两节电缆中间缆芯连接好,位于对接接头中心处;电缆两端不锈钢外管采用两级冗余密封方式。因工作筒和各穿越密封都需要长期工作在井下高压状态下,所以在设计上首先采用高压密封设计,密封方式也采用成熟应用的方式,尽可能冗余设计,对各单元部件和整体进行打压试验。
3.5电缆保护
电缆承载着电源供给、信号的采集与传输,在整个工艺中起着至关重要的作用,电缆失效将会直接导致该工艺的失败,因此,它是保证整个工艺顺利实施的重中之重;同时,由于井下空间有限、变径较多、存在杂质及酸性物质等不可预知因素的影响,对其进行有效保护显得十分必要。
在选型方面,采用的是带保护胶皮的高硬度进口钢管单芯电缆,在高温150℃时电阻为21.56Ω/km,信号衰减较弱,其突出优点是密封性及抗腐蚀性教好(但成本较高)。
在电缆保护方面,顶部封隔器以上,着重加强外径较大的油管接箍处电缆的保护,防止接箍处电缆磕碰风险,因此选用较为成熟的接箍保护器将电缆固定于油管接箍处;顶部封隔器以下防砂段处,由于通径变化较多,设计了一体式电缆保护器(见图7),一方面对整个管柱起扶正作用,另一方面无活动部件设计可有效避免防砂段内油管接箍处电缆的磕碰风险。
4试验及现场应用
预置电缆自动测调分注工艺技术于2013年12月至2014年12月在陆地试验井分别进行了通信试验、验封功能试验、水嘴开度调控试验、流量试验及工艺整体性试验,实验结果表明数据采集与数据传输正常,图形显示,数据存储等均满足设计要求;水嘴开关正常,无阻碍,工作筒无泄漏;压力、流量测试精度、测试范围满足要求;电缆连接便捷,密封可靠;长达1a的试验验证了预置电缆自动测调分注工艺技术整体工艺的可行性及可靠性,保证了现场应用的顺利实施。
预置电缆自动测调分注工艺技术于2015年在渤海油田BZ28-2S首获应用。基本井况为:井型:定向井;井筒规格:9-5/8 in;最大井斜:57.86°;完钻垂深:1247 m;最大狗腿度4.4°,绕丝筛管砾石充填防砂方式完井。该井生产的多个砂体因平面非均质性严重,目前砂体已有注水井不能维持砂体地层压力,特别是1195-1、1195-2砂体,局部注采井组压降2.1 MPa,砂体亏空严重。根据注采矛盾,建议进行注采调整,将该油井转注,补充地层能量,受益周边油井。实践表明,进行该工艺后,该井分层配注效果良好,配注量完全满足地质设计要求,周边油井受益情况良好,实现了地面精确控制各层流量的同时对井下压力、流量、温度等参数的长期监控,为地质分析提供了全新的数据支持。
5结语
1)形成一套预置电缆自动测调分注新的分层注水工艺技术,实现快速、直观地调整分层配注量,无需钢丝电缆作业投捞井下工具,不影响正常的注水作业,更可避免常规调配技术受井斜的影响,切底解决了超大井斜、水平井的注水难题。2)新技术通过地面对井下水嘴开度的自动调整,实时检测井下温度、压力和流量,监测井下注水层位注入工况及注水安全,能大幅度提高调配效率以及精准配注。3)完成新工艺配套工具实验、陆地井整体工艺实验和现场应用,工艺可行性和可靠性得到验证。
摘要：针对海上油田超大斜度、水平注水井无法实施传统注水工艺的问题,研发了一种不依赖于钢丝电缆作业,可适用于超大井斜井、水平井,具有较高测试调配效率、注水量更加精确的的预置电缆自动测调分注工艺。文中介绍了该工艺的工作原理、工艺技术参数、技术特点以及关键配套工具,进行了工艺可靠性设计及试验。通过现场应用试验,验证了预置电缆自动测调分注工艺技术整体工艺的可行性及可靠性。
关键词：海上油田,预置电缆,自动测调,分层注水
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分注工艺技术 篇5
1 问题分析
埕海油田采用人工岛和人工井场进行开发, 注水井井斜大、井深、井身结构复杂, 目前井斜在50°以上的有23口井, 占总注水井数63.9%, 井深在3000m以上的有25口井, 占注水井总数的69.4%, 井身结构分为5-1/2″、7″、9-5/8″、9-5/8″悬挂5-1/2″套管、悬挂7″尾管和9-5/8″悬挂5-1/2″筛管等7种完井方式, 井斜大、井深、井身结构复杂, 给分注带来了许多难题, 对于大斜度井分层注水技术来说, 主要存在以下几个方面问题:
(1) 投捞水嘴测配分注工艺。由于投捞测配成功率与注水井的井斜成正比关系, 井斜越大投捞测配成功率越小。当注水井井斜<30°时, 投捞测配成功率能够达到98%左右, 当井斜在30-40°时, 投捞测配成功率为92%。但是, 当井斜在40°以上时, 投捞测配的成功率仅能达到50-60%。
(2) 井下仪器对接困难, 采用电缆对大斜度注水井进行测配时, 如果注水井的井斜大, 下入电缆进行调试时, 水嘴很难与井下仪器成功对接。与井下水嘴钢丝投劳相似, 井下仪器对接成功率与注水井井斜大小密切相关, 两者同样为正比例关系[2]。
2 新型大斜度井桥式同心分层注水技术
2.1 主要结构
新型大斜度井分层注水管柱工作原理图见图1。从图一中可以看出, 电缆、井下空心活动配水器、封隔器、循环阀等部件是构成管柱结构的核心。
当需要进行分层注水时, 要对相关参数进行科学调整, 并对流量情况进行严格控制。同时, 新型注水技术可在地面利用电缆, 有效带动电缆直读控制系统, 并与井下的配水器进行对接, 对接方式为同心对接, 并在此状态下进行调整, 进而实现对分层注水相关参数的动态化监测[3]。
2.2 空心活动配水器
空心活动配水器需要长期在井下进行工作, 为完成同心分层注水提供便利条件。新型大斜度井同心分层注水技术可将可调水嘴与空心活动配水器充分结合, 并对两者进行一体化设计, 成为新型技术的突出优势。在新技术的有效支持下, 空心活动配水器能够实现井下作业的连续性及可调配性。同时, 采用同心调整、对接的方法对空心活动配水器与井下电缆控制系统进行相应调整[4]。在对注水流量进行测量及调控时, 往往由配水器连接大功率电机, 并进行高效旋转, 有效带动井下水嘴阀芯 (处于偏心部位) , 并使其连续做直线运动, 利用水嘴阀套、阀芯来对分层注水量进行科学调整。这样设计后, 不仅能够对井下相关装置、仪器与空心活动配水器的同心对接提供保障, 还能有效提高大斜度注水井的测试成功率, 同时还能充分利用偏心注水操作工艺。
2.3 电缆直读测调仪
在新型大斜度井桥式同心分层注水技术中, 电缆直读测调仪同样发挥重要作用。利用此测调仪, 能够对水井内部分层注水参数进行连续性监控, 并实现在线直读测调。电缆直读测调仪主要由七个部分组成, 即控制电路、压力传感器、工作支撑臂、注水流量计、双皮囊 (电控) 、调节结构及驱动总成等。在电缆的带动下, 测调仪可深入到水井内部, 并与空心活动配水器进行同心对接、调整。这样一来, 便能对分层注水进行全过程监测, 如分层流量、分层压力等, 并对温度参数进行直接读取。
3 结语
目前各个油田受地理位置和地面条件的限制, 采用大斜度井开发越来越常见, 大斜度井分注技术投捞测配难度大不仅影响了油田采收率的提高, 也严重制约着油田注水开发效益。为此, 桥式同心分注技术投捞测配成功率高、通过电缆下入测调仪器在地面边测边调, 准确性高, 可作为埕海油田今后注水井主要分注技术进行推广。
参考文献
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分注工艺技术 篇6
近几年来, 随着聚合物驱油技术的工业化推广应用, 聚合物驱分注工艺技术发展迅速, 技术水平不断提高, 较好地改善了聚驱效果。吉林油田应用的聚合物驱分注工艺, 可分为双管分注和单管分注两种形式。
1.1 双管分注工艺
1.1.1 双泵双管分注工艺
地面采用双泵双管供液, 井下采用由内径Φ76mm和Φ40mm的油管及封隔器构成的同心双管注入管柱来实现分层注入。由内部Φ40mm油管进行下层段的注入, 内外管环空注上层段, 每台泵对应一个分注层段。
工艺适应性:
分层流量控制准确, 地面设备投资大, 需要在注聚区块的总体方案阶段就确定分注井号, 或在原有地面、管网基础上改造, 不适合规模应用。
1.1.2 单泵双管分注工艺
分注工艺流程包括两种:单管注聚流程和双管注聚流程。每种流程都由地面控制系统和井下分层管柱组成。单管注聚流程用一级封隔器分隔两个注入层段, 利用油管和油套环控注入来实现分注的目的。双管注聚流程采用内径Φ76mm和Φ40mm的油管及封隔器构成同心双管注入管柱来实现分层注入。
工艺适应性:不改变地面设备、管网, 分层流量控制简便, 一次性投入较大, 适应于层间矛矛盾较大的一类油层。
1.2 单管分注工艺
1.2.1 单管同心分注工艺
聚合物同心分注技术地面采用单泵单管供液, 井下管柱采用单管同心分注形式。用封隔器把各层段封隔开后, 每一层段对应一级同心配注器。注聚过程中, 聚合物溶液流过同心配注器时, 可形成足够的节流压差, 从而降低注入压力, 控制限制层注入量。同时, 可通过升高注入压力, 提高加强层注入量。在地面同一注聚压力下, 通过对分层注入压力的调节, 控制各个层段的注入量, 从而达到分层配注的目的。
工艺适应性:不改变地面设备、管网, 一次性投入小, 对聚合物溶液的粘度损失率低, 适应于主力油层的2-3层分注, 2层分注井调配简便。两级封隔器间距离最小2m。
1.2.2 聚合物分质分压注入工艺
目前, 聚驱驱替对象已转向渗透率更低、层间差异更大的二、三类油层。由于层间渗透率差异过大, 导致对中、高分子量聚合物适应性变差, 注入溶液主要流向性质好、连通好的油层。而薄差油层由于渗透率低, 随着吸附捕集作用增加, 阻力系数增大, 渗流能力大幅度降低, 动用程度低, 影响了聚合物驱效果。
室内研究表明:
分质注聚效果好于分层注聚, 分质注聚比分层注聚可多提高采收率1.7-3.2个百分点。渗透率级差大于3时, 笼统注聚采收率下降幅度加大;聚合物分质分压注入就是对高渗透层注入高分子量聚合物, 同时通过降低注入压力来限制注入量;对低渗透油层注入低分子量聚合物, 以增加聚驱控制程度。
工艺适应性:不改变地面设备、管网, 一次性投入小, 对聚合物溶液的粘度损失率低, 适应于主力油层的多层分注, 管柱适应性强, 利用常规水嘴转换器, 可实现一套分注管柱满足从空白水驱、聚驱、后续水驱的分注要求。
2 目前存在的问题
2.1 双管分注工艺
2.1.1 双泵双管分注工艺
一次性投资大, 由于地面设备投资大, 需要在注聚区块的总体方案阶段就确定分注井号, 或在原有地面、管网基础上改造, 不适合规模应用, 无法进行注入剖面测试。
2.1.2 单泵双管分注工艺
双管流程:一次性投入较大, 适应于层间矛盾大、单层注入量大的分注井, 无法进行注入剖面测试。
油套流程:可进行注入剖面测试, 但不利于套损防护。
2.2 单管分注工艺
2.2.1 单管同心分注工艺
最大适应3层分注, 后续水驱后, 没有成熟的利用原有管柱的分注工具, 无法实现后续水驱不动管柱分层注水。
2.2.2 聚合物分质分压注入工艺
下井测调仪器串过长, 导致井口防喷管过高、操作难度较大。
2.3 现场应用过程中发现的其他问题
2.3.1 聚合物分注过程中压力升高的问题
原因有3个:限制层控制注入后的正常反映;配注器内聚合物流动通道被聚合物团块堵塞或工具表面结垢;加强层地层堵塞。
2.3.2 测试周期不适应聚驱分注特点
聚驱分层注入井的测试周期主要受注入压力变化的影响, 注入压力的变化大致可分为三个阶段:注聚初期 (约6个月) ;注聚中期 (约7-24个月) , 即到见效高峰期;注聚后期, 压力基本稳定。
2.3.3 测试仪器标定的问题
目前非集流电磁流量计是在采用清水定期标定, 从聚合物现场测试情况看, 采用清水标定的流量计, 测试流量与井口流量存在一定的的测试误差, 并且随流量的变化, 测试误差也发生变化, 需要重新采用聚合物溶液标定。
2.3.4 现场测试规程的确定
由于聚合物母液采用的是柱塞泵注入, 即使采用变频装置其注入压力、注入量变化也较小。因此, 水驱传统的降压法3点测试, 在聚驱已不适用。
3 建议及认识
3.1 为保证最大限度的提高采收率, 正常注聚的一类油层, 推广高浓度, 合理增加聚合物用量
建议开展目前的分注工艺在高浓度、高粘度条件下的适应性评价。
3.2 为保证最小尺度的个性化设计
建议进一步降低现有分注工具的卡距, 满足多层分注的需要。
3.3 为保证最及时有效地跟踪调整
建议统一聚合物驱分注工具及技术标准, 界定不同分注工艺的使用范围、适用条件。
(1) 对于主力油层的双层分注, 同心分注工艺具有调配简便、成本低的特点, 建议双层分注井采用;
(2) 对于三层以上分注井, 偏心分注工艺在投捞、调配工艺上有明显优势, 建议三层以上分注井采用;
(3) 对于层间渗透率差异较大的聚合物注入井, 应对分层分子量进行控制, 进行分质分压注入。
3.4 针对聚驱压力变化特点和流体性质, 对应聚驱测试技术标准、操作规程及注意事项包括如下方法
(1) 聚驱的测试周期应依据注聚的不同阶段, 制定不同的测试周期。在注聚初期, 压力上升快, 要每月测试一次;注聚中期, 即见效高峰期, 压力上升缓慢, 要2.5-3个月测试一次;注聚后期, 压力基本稳定, 该阶段可6个月测试一次。
(2) 井口须安装测试闸门。聚合物溶液改变注入状态后需要的稳定时间长。如井口没装测试阀门, 测试装防喷管过程中会造成注入量不稳, 影响测试质量。
(3) 推广多井同步测试法。多井同步测试法指测试班在一口井投捞结束后, 等待注水压力与注水量稳定的过程中到另一口井继续投捞, 既延长了注入井的稳定时间, 又提高了测试成功率和测试效率。
(4) 详细的现场操作步骤及注意事项。由于聚驱注入井是采用单泵对单井的注入流程, 现场测试时需要测试人员与注聚站及时联系, 注意观察泵压和流量的变化, 与实际测得的流量进行对比, 在误差较大时进行实时对比。
参考文献
分注工艺技术 篇7
一、桥式同心分注技术的概述
1. 桥式同心分注技术的原理
桥式同心分注技术是利用机电一体及电缆传感接受技术, 利用封隔器将各储层分隔开来, 然后采用桥式同心配水器为各储层注水, 井下测调仪将监测到的流量、温度、压力等参数通过连接电缆传送到地面控制系统, 地面控制系统采用测调联动的方式, 边测边调, 实时对注水流量进行测试与调配, 能够满足不同地质油井的配注需求。其工艺原理如图1所示。
2. 桥式同心分注系统的组成
桥式同心分注系统主要由地面控制系统、井下测调仪器和桥式同心配水器等部分组成。
地面控制系统包括地面控制分析系统和地面控制装置, 地面控制分析系统接收到井下测调仪的各种监测参数, 通过分析后发出指令, 通过电缆使井下测调仪完成各种控制动作如张臂、收臂及控制配水器水嘴的开度等, 具有操作方便、性能稳定的特点。
井下测调仪主要由扶正器、流量计、磁定仪、电机、定位爪、防转爪和调节头等部分组成, 利用同心连杆机构进行动力传递, 具有结构简单、动力传递效率高和调节扭矩大的优点, 并且井下测调仪还具有定位功能, 能够对各配水器及封隔的位置进行准确定位, 实现了多个注水层间准确测调, 井下测调仪集成了流量计与调节头, 实现流量测试与水嘴调节的同步, 很大程度地提高了分层注水的效率。
桥式同心配水器主要由上接头、外筒、定位机构、同心活动筒、活动水嘴、固定水嘴和下接头等部分组成, 采用平台式直接定位对接, 对接成功率高, 通过测调仪控制同心活动筒和活动水嘴达到调节可调式水嘴的开席, 实现对注水流量大小的调节。同心活动筒的关键部位采用陶瓷材料, 可以达到完全密闭, 并能承受60MPa的压力, 完全能够满足封隔器坐封的要求, 如图2所示。
3. 配套管柱工艺
桥式分注注水管柱主要由封隔器、桥式同心配水器、球座、筛管和丝堵等组成, 能够不受投捞距离及封隔器卡距的限制, 能够实现不同层数的分层注水。二级三段管柱结构如图3所示。
4. 桥式同心分注技术的主要特点
(1) 桥式同心分注技术为同心测调, 传递的扭矩大, 适用于深、斜井, 特别是深度和斜度较大的油井。
(2) 测调成功率提高, 相对于偏心分注工艺, 同心分注工艺不需要精确的机械引导, 测调时在配水器的中心通道作业, 采用的是平台式同心对接, 理论上测调成功可达到100%。
(3) 测调效率提高, 桥式同心分注技术采用无级差调节结构, 一次电缆作业可完成全井的分层注水量调配, 并且在调节任意一级配水器可调式水嘴开度时不会影响到其他配水器的正常工作, 在很大程度上提高了测调的效率。
(4) 测调的精确度提高, 桥式同心分注技术采用测调联动技术, 配水器的流量可从地面分析系统中直接读取, 实现了流量测试与调配同步进行, 提高了测调的精确度。
二、桥式同心分注技术在深斜井中的应用效果
桥式同心分注技术在油田39口深斜井中进行了试验, 相对于常规分注技术和桥式偏心分注技术测调成功率达到了100%, 分注合格率达到100%最高实现了井下三级四段套保分注, 配水器最大下入深度达到了2769m, 井斜度最大为41°, 井下温度最高达到了150℃。详见表1。
结论
桥式同心分注技术是在传统的分注技术的基础上, 结合桥式偏心分注技术的特点, 不断创新发展而来的, 在理论上具有很高的测调成功率、测调效率和测调精确度。在油田中试验的结果显示测调成功率和分注合格率均达到了100%, 注水的平均误差仅为2.7%, 充分验证的桥式同心分注技术的优势特点, 在深斜井油藏的开发中发挥出了较为理想的作用。桥式同心分注技术是一种新兴的工艺, 在地面分析软件、关键部件使用的材料和制造工艺上还有很大的优化提升的空间, 这一技术会有很广泛的应用前景。
摘要：随着油藏开采的不断深入, 出现了大量的深斜井, 常规偏心分注技术和桥式偏心分注技术已不能满足现有油藏注水开发的需求, 通过不断创新, 研发了桥式同心分注技术, 该技术具有适用范围宽, 测调成功率、测调效率及测调精确度高的特点, 在很大程度上解决了现有油田中深斜井注水开发难的问题, 具有很好的推广前景。
关键词：桥式同心,分注技术,概述,应用
参考文献
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