工艺管柱（通用7篇）
工艺管柱 篇1
摘要：针对大庆油气田的特点,研制了不动管柱多层压裂工艺技术。该技术可以有效防止地层污染、减少作业施工时间、降低成本、提高效率,对其油气田的开发有着重要意义。主要介绍五层以上不动管柱分层压裂工艺技术的工艺原理、工艺特点、封隔器技术难点以及其现场应用情况。
关键词：不动管柱,分层压裂,封隔器
大庆油田长垣内部难采储层及外围低渗透储层动用程度低,这类储层的特点是低孔、低渗、纵向上小层多。一套适应于实施多段、大规模的压裂技术,可以有效提高施工效率和改造强度,增加单井产能,这项技术作为主要的增产改造措施,已成为大庆油气田可持续开发的重要技术支撑[1]。不动管柱多层压裂技术可以有效防止油层污染,减少作业施工时间,降低成本,提高效率,对其油气田的开发有着重要意义。在国内,多层压裂工艺技术已在川西气田应用[2],但是通过工具及投球方式压裂的层数最多只有三层,这种工艺虽具有针对性强、费用低、工艺简单、压裂效果好等特点,但是所压层数还远远达不到大庆油气田的开采目标,因此,不动管柱6层以及6层以上压裂技术研究的成功,为提高大庆油气田产量提供了重要手段[3]。
1结构及工艺原理
1.1管柱结构
主要由安全接头、水力锚、K344封隔器、K344导压喷砂封隔器(带套)、导压喷砂器等组成。以不动管柱压裂6层为例,如图1所示。
1.2工作原理
压裂第一层时,利用导压喷砂封隔器内部的节流嘴在油管内外产生节流压差,并通过喷砂器的导压通道传压,使上下级封隔器坐封。压裂液经导压喷砂器的侧孔进入到地层中压开地层,隔离所要处理的层段,同时水力锚锚爪卡紧套管内壁。压完后卸压油套平衡后,封隔器和水力锚爪自动收回。
第一层压裂结束后,通过投球打开最下级导压喷砂封隔器滑套,同样利用导压喷砂封隔器内部的节流嘴在油管内外产生节流压差,并通过导压通道传压,使上下级封隔器坐封,接着重复上一层压裂过程。
通过逐级投入不同规格的球依次打开导压喷砂封隔器滑套,完成六层压裂。
1.3技术难点
1.3.1 滤网设计
当地面高压泵向管柱内打压时,滤网可以有效的阻挡一些杂质进入喷砂体导压通道中,避免堵塞喷砂体,阻碍坐封、解封性能。
1.3.2 流嘴、球座设计
压裂过程要求节流嘴、球座在压裂过程经大砂量磨蚀后,内径变化不能过大,采用特殊材料增加节流嘴、球座的耐磨性,确保封隔器密封可靠及滑套顺利打开。
1.4技术指标
(1)工艺管柱满足加砂160 m3的要求;
(2)不动管柱实现6个层位压裂;
(3)工具耐温100 ℃,承压差60 MPa。
2室内试验
在室内分别对K344型导压喷砂封隔器中心管承压性能、中心管坐封及密封情况、钢球投入相应球座内滑套的开启情况以及扩张式胶筒的耐温耐压指标进行检测。
中心管试压60 MPa,投球打滑套开启压力15 MPa,胶筒油侵100 ℃,耐压60 MPa。
3应用效果及分析
由于气井现场施工风险大,以油井朝101-74井为例。
3.1施工情况
利用K344导压喷砂封隔器(带套),通过投球打滑套不动管柱成功实现一趟管柱压裂6段施工,滑套打开明显、顺利,共加砂量44.5 m3,压裂液用量230 m3,施工最高压力42 MPa,创造了大庆油田不动管柱压裂6段的新纪录。
3.2施工曲线
如图2所示,A处可明显可见滑套开启的情况。
3.3压裂工具使用情况
封隔器胶筒保存完整,所有工具完好无损。如图3所示。
4结论
(1) 不动管柱压裂6层工艺技术的成功实施,为今后更多的油气井压裂6层以及6层以上打下了基础。
(2) 试验证明,不动管柱多层压裂投产一次完井技术可以有效防止油层污染,减少作业施工时间,降低成本,提高效率。
参考文献
[1]任山,王兴文,林永茂,等.三层及以上多层压裂技术在川西气田的应用.钻采工艺,2007;30(5):44—47
[2]侯洪涛,邹群,段志刚,等.先进的多层压裂技术.国外油田工程,2006,23(2):7—10
[3]师剑,姜兰,邓强,等.多层压裂技术在川口油田的应用.当代化工,2010;39(4):416—418
工艺管柱 篇2
分层注水工艺管柱在实际应用中受到压力、井深、井温等外部因素的影响, 为了保证配套工具能在井下正常工作, 在设计上具有比较复杂的结构。分层注水有效期的长短决定着分层注水效率的高低。在油田开发中, 要实现分层注水正常工作, 必须要对每一层段的吸水情况了解清楚, 保证每一层段的注水量得到及时调配, 这样才能满足井下测试的需要。
管柱受力、后期测调、油藏条件等同样对管柱配套产生影响, 因此在选择分注工艺配套工具时, 要综合考虑压力、井深、及是否出砂等综合因素。这里以K344型封隔器为例进行分析, 它承受压力的能力较低, 且耐温低, 因而主要用于井深、温度、压力较低的井下作业。分层注水管柱在一般情况下都需要进行测调, 分注工艺中配水器的选择要适应井下测试的需要。空心配水器在较差的井况中比较容易投捞, 并且打捞装置结构简单, 给工作带来很大的方便。相比之下, 偏心配水器虽然管柱内通径较大, 在测试吸水剖面时不会产生太大的影响, 但是遇到井筒内较脏的情况时则难以投捞。随着井深的增加, 管柱变形量也会随之增大, 封隔器需要承受的压力也会增大, 因此, 为保证安全, 在深井处应该积极考虑采取防蠕动措施。
2 分层注水工艺管柱存在的问题
配套工艺管柱和井下封隔器工作性能的好坏影响分层注水效率的高低。封隔器与偏心配水器是现场采用的配套工艺管柱, 在正常注水时, 管柱产生活塞效应、螺旋弯曲效应等不同的反应;停止注水时, 管柱存在虎克效应的自重伸长, 其主要原因是没有安装锚定装置引起的。管柱的变形量随着正常注水时压力的升高而增大, 随着停注时压力的降低而减小。井下封隔器很可能会因管住受压而导致外形的变化而自动解封, 这就需要采取有效的解决办法。
2.1 封隔器结构设计存在的问题
封隔器胶筒的结构设计在实际工作中都或多或少的存在一定的问题。例如, 锁爪类型是现今油井开发现场普遍采用的封隔器胶筒座封后的锁紧方式, 这一方式的主要局限在于, 当锁紧机构后退距约有2~6mm时, 容易因胶筒松弛而造成密封段漏失, 发生不必要的事故, 情况严重时甚至会造成完全解封, 会产生恶劣影响[1]。此外, 封隔器的密封性能在座封后可能会进一步降低, 主要原因在于胶筒在注水压差和自身弹性的作用。封隔器后退距及肩部凸出是自身结构设计的突出特点, 这样的装置会降低胶筒与套管内壁相互接触的压力, 导致套管内壁的胶筒部分弹回, 这样产生的后果就是导致封隔器的耐压下降甚至失效。
2.2 不同效应对管柱蠕动产生的影响
2.2.1 管柱受压变形分析
管柱的变形主要由外部压力的变化而引起, 当管柱承受的压力超出自身的承受能力时就会发生严重的变形。以下是三种管柱变形的情况分析:第一, 在进行分注井座封的过程中, 油套环形周围空间的压力明显低于油管内的压力, 发生活塞效应, 管柱受压伸长;第二, 油套压差达到一定值, 产生膨胀效应, 油管相应缩短;第三, 生产过程的综合效应同样可以导致油管伸长。
2.2.2 管柱受力分析
在实际工作中, 管柱受力有不同方面的原因。当管柱正常注水时, 上层注水压力一般都会高于下层压力, 进而引发环空活塞效应, 管柱受力而相应伸长;当上层注水压力低于下层压力时, 管柱产生虎克定律效应、螺旋弯曲效应等, 在正常注水的情况下会缩短, 这都会对生产带来一定的影响。
以油田开发中的实际工作为例进行分析:在油管压力正常工作情况下, 管柱下深约为2212m, 管柱正常工作。当压力大小随着注水的变化而波动时, 分层注水管柱就会上下蠕动, 严重时可能会导致封隔器的正常工作。污水回注是目前油田采用的注水方式, 采用这一注水方式可能会导致的后果是, 在正常注水中油管柱还是会产生一个温度效应的变形量。污水回注时, 倘若上层注水压力大于下层注水压力时, 温度效应会加大了油管柱的伸长变形量, 一旦停注, 井筒温度恢复到正常温度, 油管柱的伸长也相应恢复带原来的状态;若下层注水压力大于上层注水压力, 油管柱会因温度效应减小变形量同样也就相应缩;污水温度过高而层间压差较小时, 油管柱会产生伸长变形。
3 防治措施
传统的分层注水工艺管柱很难满足现代油田开发的技术要求, 面对各种存在的问题, 我们急需采用新的工艺措施, 有效解决油田开发中层间矛盾的问题, 促进油田的高产、稳产。
3.1 新型分层注水工艺管柱的采用
新型分层注水工艺管柱是解决目前注水工艺存在问题的一个有效措施。其工艺特点表现出的优势主要有以下几个方面:第一, 管柱胶筒的各方面性能相比之下都高于市场上常规使用的胶筒, 具有耐压、耐温、抗剪切等多方面的优点, 同时特殊的肩部保护和防凸保护装置可以保证封隔器座封后在下井过程中免遭损害;第二, 座封后管柱压力升高, 不过在新型分层高压注水管柱压差下, 封隔器依然可以继续压缩胶筒, 这就有效解决了常规分割器难以解决的一次性座封力问题, 确保在什么情况的工作压差下都能顺利实现封隔;第三, 分层注水工艺管柱双向锚锚瓦设计采用的是锁紧机构, 位置处在封隔器的上部, 不易受到注水压力的影响, 也不容易产生波动和变化, 这就很好的保证了双向锚以下管柱不会产生蠕动, 更加可靠、安全[2]。
3.2 现场应用情况
新型工艺管柱在油田开发中成功率达到百分之百, 并且有效日期长久, 产生效应非常好。单井油压在采用新型工艺前的平均数是19.74MPa, 采用该工艺后上升至26.61MPa;单井套压平均数16.02MPa下降到4.7MPa, 表现典型。
4 结论
新型分层注水工艺封隔器+双向锚管柱设计采用技术先进, 采用国外进口材料, 具有耐温、耐压差、抗剪切等优点, 整体配套更加安全可靠, 成功率不断提高, 是目前高压分层注水工艺技术的成功案例;双向锚可以有效地防止压力波动, 保证封隔器的正常工作, 容易操作, 安全可靠, 各项性能指标高。封隔器+双向锚高压分注经过试验后取得很好的经济效益, 提高了油田的收益, 投入产出比值极大提高, 具有良好的发展前景。
摘要：随着科学技术的日新月异, 现代工业技术突飞猛进, 分层注水工艺管柱在油田开发领域占据重要地位, 应用该工艺手段的分注井数也逐年增加, 为满足生产的需要, 分层注水工艺管柱技术仍需不断改进和完善。在油田开发中, 分层注水工艺可以顺利实现有效注水, 帮助保持地层的能量, 促使油田开发中的层间矛盾得到进一步解决, 保证油田开发的长期高产、稳产。本文就分层注水工艺管柱配套设施的工作原理、管柱结构、技术特点等, 并结合实际工作情况, 重点分析探讨分层注水工艺管柱存在的问题及防治对策。
关键词：分层注水,封隔器,存在问题,防治对策
参考文献
[1]赵远纲, 王禄群, 侯高文.分层开采工艺管柱[M].山东:石油大学出版社, 1994[1]赵远纲, 王禄群, 侯高文.分层开采工艺管柱[M].山东:石油大学出版社, 1994
[2]孙爱军, 徐英娜, 李洪洌, 等.注水管柱的受力分析及理论计算[J].钻采工艺, 2003, 26 (3) :55-57[2]孙爱军, 徐英娜, 李洪洌, 等.注水管柱的受力分析及理论计算[J].钻采工艺, 2003, 26 (3) :55-57
[3]刘世平, 张光明.江汉油田高压分层注水管柱研究[J].石油天然气学报, 2005, 27 (4) :693694[3]刘世平, 张光明.江汉油田高压分层注水管柱研究[J].石油天然气学报, 2005, 27 (4) :693694
[4]何世明, 刘崇建.套管柱强度设计计算[J].西南石油学院学报, 1997, 19 (1) :53-59[4]何世明, 刘崇建.套管柱强度设计计算[J].西南石油学院学报, 1997, 19 (1) :53-59
工艺管柱 篇3
随着油井生产时间的不断推移, 产液中含水率逐渐升高, 对防砂管的冲蚀也相应增大, 防砂管出现了破损, 导致地层砂或砾石在井筒内堆积;而有些油井的井下滤砂管产生了结垢堵塞, 产液量不断下降。总体来说, 机械滤砂管砾石充填防砂难以适应地层生产状况的变化或油井工作制度的改变, 其防砂有效性达到了其本身所局限的寿命。这时候针对井下防砂管的大修打捞作业就提上了作业者的计划日程, 需要对出砂减产或停产的油井进行打捞, 以及重新防砂完井。井下多层防砂管柱, 可以视为每一层防砂管柱的“有序堆积”, 而每一层防砂管柱又由各种钢管、工具等此类“积木”合理有序的组合, “积木”打捞工艺由此拉开了序幕。
1 防砂管柱构成——“积木”组合
目前配合砾石充填的防砂管中, 较为普遍的主要有两类:优质筛管和绕丝筛管, 割缝筛管用于砾石充填的情况比较少见。砾石充填方式主要有循环充填和挤注充填, 细分为高速充填、微压裂和压裂充填, 采取的充填携砂液通常为地层水或胶液。针对一趟多层防砂分采生产的油井, 其组合从浅至深依次为:顶部封隔器总成, 配长盲管和防砂管, 隔离密封筒, 隔离封隔器总成, 配长盲管和防砂管, 隔离密封筒, 下一层的隔离封隔器与盲筛管等, 最后为沉砂封隔器, 一般座封于最下部油层的底界以下1~2 m。具体如图1所示。
图1 (a) 为大修打捞作业前, 原完井管柱为一趟两层防砂管柱。该井首次出砂后, 当时限于打捞技术和其他条件限制, 仅采取了小修作业, 即防砂管内冲砂及下入小直径优质筛管作业, 达到了预期暂时防砂, 恢复油井生产的效果。目前该井生产若干年后再次出砂, 生产压差增大, 日产液量下降, 第二次简易防砂失效。根据现已成熟应用的集成系列打捞技术——“积木”打捞工艺, 彻底治理了该井出砂问题。图1 (b) 细分为三层防砂管柱, 每层采取单层砾石充填防砂方式, 且由原来普通电泵合采优化成为Y管电泵分采的新管柱, 可以进行不动管柱进行生产测试, 以及完成钢丝作业开关层卡水措施。
2“积木”打捞工艺——关键技术
“积木”打捞工艺, 相对于下入防砂管柱而言, 是一个逆向过程。根据一趟多层防砂管柱从浅至深的结构组成, 从上到下打捞处理顶部封隔器总成、顶层防砂管、隔离封隔器总成、中层防砂管, 依次类推直至处理沉砂封隔器。
2.1 处理封隔器技术
防砂管柱结构组合中有三类封隔器:顶部封隔器、隔离封隔器、沉砂封隔器。顶部封隔器包含有密封胶筒和下卡瓦, 通常由配套专用工具解封回收;隔离封隔器仅包含密封胶筒, 没有卡瓦, 可以直接大力上提间歇活动解卡;沉砂封隔器一般为永久式封隔器[2], 包含上下分布的双向卡瓦, 中间为密封胶筒, 无法通过专用工具解卡回收。而只能通过套铣或分体切割方式解卡, 再下入打捞工具捞出或下推至人工井底。封隔器能否成功回收或打捞出井口, 取决于适合的打捞工具, 优化的钻具组合, 正确地操作方法, 合理的井眼轨迹, 以及打捞之前必要的辅助准备等因素。
2.2 套铣筛盲管技术
各层防砂管柱中主要包括筛管和盲管, 若尺寸或扣型不同, 则彼此间由变扣完成联接。原井采用砾石充填防砂的, 则通常认为防砂筛盲管与套管或裸眼之间的环空会保留有原先充填的砾石。即使没有进行砾石充填, 油井生产经过一段时间后, 在上述环空中也可能堆积有地层砂。套铣筛盲管主要是清理该环空中的充填砾石及地层砂, 消除防砂管柱因环空砂卡导致无法成功捞出的影响。
套铣需要通过循环携带环空砾石和地层砂至地面。由此套铣作业形成了正循环套铣和反循环套铣两类, 配备的井口装备也有差异, 在采用相同性能套铣携砂液情况下, 携砂速度及效率不同, 套铣作业操作风险、时效成本等都相应不同。此外, 若现场仅采用一套反扣钻具, 可以组合反扣套铣鞋进行反转套铣, 期望施加反扭矩作用于井下防砂管柱, 辅助倒扣以实现“积木”分离的目的, 套铣打捞一体化技术日臻成熟。
2.3“积木”分离技术
经过套铣作业后, 环空砂卡的影响因素消除了, 但是要打捞出防砂管柱还涉及到其下连接着下一层防砂管柱, 只有实现各层“积木模块”有效分离, 或是实现“积木模块”中若干“积木”有效分离, 才能成功打捞出各个“积木模块”, 按原有“积木”堆积搭接的顺序逆向拆离, 完成多层防砂管柱的打捞作业。
2.3.1 切割分离
切割分离“积木”主要通过内割刀实现。水力内割刀及机械内割刀都已在现场大修作业中推广应用, 尤其是水力内割刀在水平井中的应用已经取得突破性进展[3], 成功率达到90%以上。喷砂切割分离技术也在现场试验中取得了良好的效果。此外, 通过多年的现场实践, 目前内割内捞一体化、一趟两点内割技术已经应用成熟。
2.3.2 倒扣分离
经过套铣和切割两道关键作业后, 防砂管柱已经处于“环空隔离、下部分离”的“自由状态”, 进而下入打捞工具即可直接上提震击打捞出该层防砂管柱。若切割点在下一层隔离封隔器以下, 则隔离封隔器成为已分离“积木模块”的一部分, 一起打捞出来。
在防砂管柱中若有砂堵的中心管等情况下, 无法直接对防砂管柱进行切割分离, 或一次性切割两层管柱 (中心管与防砂管) 失效, 这时需要根据鱼顶情况分别打捞中心管和防砂管柱, 进行交替倒扣分离成为一种有效的补充打捞方式。在大斜度井倒扣打捞作业中, 井下机械倒扣装置也发挥了一定的作用, 考虑到作业成本及装置的复杂性, 该倒扣分离装置没有推广应用。
2.4 打捞技术
井下的防砂管柱在打捞落鱼的分类中属于管类“积木”, 石油行业范围内普遍采用可退式捞矛 (或倒扣捞矛、滑块捞矛) 、公锥等内捞工具打捞管类落物。在其与生产套管或裸眼环空允许范围内, 可以使用捞筒或母锥进行外捞。外捞的优点在于可以把打捞钻具充当化学切割或连续油管切割的回接管柱, 实现“外捞+内割”完美组合, 降低作业风险同时提高了作业效率。
3“积木”打捞工艺——应用成果
油田自2003年底开始摸索井下防砂管柱大修打捞技术, 2004年在某井作业区首次实施第一批20多口出砂井的综合治理, 2009年初步形成防砂管柱大修打捞切割、套铣、倒扣等集成系列技术。逐步推广应用到渤海油田各个作业区, 应用于不同井别油井、水源井、注入井等, 应用于大斜度井、大位移井、并列双管井、同心双管井、裸眼水平井等。不断总结打捞经验, 深化储层保护、加强井壁稳定, 极大提高了大修作业技术水平, 十年来累计实施出砂井大修作业145井次。从注重完成年度大修井数任务, 到提升大修作业质量和时效, 实现了质的飞跃。“积木”式打捞多层防砂管柱工艺的实践再次证实了检验真理的唯一标准。
4 结论与建议
(1) “积木”式打捞多层防砂管柱工艺是被实践证明了的成功的集成系列大修打捞技术的综合, 是渤海油田井下工程技术人员集体智慧的结晶。 (2) 一趟钻具切割同心双管技术是进一步提升“积木”打捞工艺的关键, 其应用的成熟有待时间和实践的检验。 (3) 建议大修作业后在重新完井设计中, 更加合理的搭接“积木”。将一趟多层防砂转变为多个单层防砂, 便于若干年后再次需要大修时, 能进一步提高打捞作业时效。
摘要：打捞井下多层防砂筛管是一项高难度高风险作业。多层防砂管柱组合主要包括顶部封隔器总成、各层隔离封隔器总成、大尺寸密封筒、防砂筛盲管、以及必要的连接变扣。本文针对不同防砂管柱类型, 依次自上而下分层切割、回收封隔器、套铣防砂管柱、打捞出各层防砂管柱, 这一系列打捞技术形成了“积木”打捞工艺。类似于将井下防砂管柱这个搭好成型的“积木”重新拆分, 化整为零, 依次从井筒内打捞出地面。根据油田十年来100多井次防砂管柱的打捞实践, 证实了“积木”打捞工艺大大提高了大修作业实效, 降低了作业风险, 具有很强的现场指导意义。
关键词：防砂管柱,积木,打捞,实践
参考文献
[1]张钧.海上油气田完井手册[M].北京:石油工业出版社, 1998-2003.
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工艺管柱 篇4
一、分层注水工艺管柱存在的问题
1. 封隔器存在的问题
封隔器是分层注水管柱中的重要组成部分, 封隔器存在的问题主要包括以下两种: (1) 目前常用的封隔器包括Y341封隔器及K344封隔器, 在油井注水压力发生大幅度波动的情况下, 就会导致Y341封隔器中的胶筒上下蠕动, 在蠕动状态下, 丁氰橡胶胶筒的塑性增加、弹性减小, 因此会致使胶筒发生严重磨损现象。K344封隔器中的胶筒难以承受不同层间巨大的压差, 在层间压差的剪力作用下胶筒极容易出现破裂问题, 当胶筒破裂时其密封性也会受到影响, 并由此导致密封失效及层间窜通。 (2) “锁爪”为目前常见的胶筒坐封锁紧形式, 在锁爪形式的作用下锁紧机构后退距可达2mm~6mm, 后退距的存在可造成胶筒松弛、密封漏失, 甚至可能出现完全解封的不良状况[2]。此外, 在坐封后注水压差会导致胶筒肩部凸出间隙, 因此密封性能会降低;当胶筒肩部凸出时还会导致套筒内壁与胶筒之间的接触力降低, 在胶筒无法与套管内壁实现有效接触的情况下就会出现耐压下降、错封、密封失效、自动解封、串封及中途坐封等问题。
2. 配水器存在的问题
分层注水工艺管柱中的配水器主要包括偏心配水器及空心配水器两种, 配水器的主要作用在于根据油井各层段实际情况注入不同的水量, 由于注水量不一致, 配水嘴的直径也不相同。 (1) 空心配水器的水量发生变化时可对配水嘴性能产生影响, 导致配水嘴出现严重刺坏现象。另外, 配水器中的定压弹簧容易出现断裂现象, 芯子胶圈也容易发生滑落问题, 在这样的情况下高速水流可能会将节流阀冲出沟槽, 并由此导致配水器无法继续工作。 (2) 如在工艺管柱中使用偏心配水器, 则当管柱因结垢或腐蚀而导致空间变小时, 堵塞器容易出现无法顺利投进或捞出的问题[3]。在油井生产中通常将固定水嘴安装在偏心配水器中, 如此一来就会给水嘴的调换工作带来一定的难度, 如需要测量流量及对堵塞器进行反复投捞等。由于更换水嘴的过程较为复杂且通常需要作业人员进行高强度劳动, 因此在配注过程中也容易引起其他问题。
3. 其他常见问题
分层注水工艺管柱中存在的其他常见问题包括以下几种: (1) 油管腐蚀及结垢问题。油管内部出现结垢现象后将会引起内径变小、配水器及油管堵塞问题, 而油管腐蚀后则容易出现穿孔, 进而引起洗井不通、无法成功打捞及测试遇阻等问题。 (2) 管柱蠕动。当管柱受力情况发生改变时, 管柱就会出现蠕动现象, 进而导致分注失效或解封问题。 (3) 高温高压分层注水问题。在利用分层注水工艺管柱对高温高压且埋深较大的油藏进行开采时, 难以保证分层注水的有效性, 这主要是因为在高温高压及埋深大的油藏条件会导致管柱承压能力不断降低。例如, 当井深>4500m时, 堵塞器难以投劳成功;在高温高压条件下需要封隔器的耐压差为35MPa~50MPa, 耐温150℃, 而目前常用的封隔器胶筒的耐压差及耐温性能难以满足长期注水要求。
二、分层注水工艺管柱存在问题的防治措施分析
1. 应用新型工艺管柱
根据油田生产实际情况选用新型工艺管柱是有效解决目前工艺管柱常见问题的有效途径。在选用新型工艺管柱的过程中应注意遵循以下原则: (1) 管柱中的胶筒应具有较强的抗剪切能力、耐温性能、耐腐蚀及耐压能力, 同时在肩部安装有特殊的保护装置, 避免肩部凸出时对封隔器的密封性能造成影响[4]。 (2) 当工艺管柱坐封后, 确保封隔器当中的胶筒继续受到压缩作用力, 从而使封隔过程不受到工作压差的影响。 (3) 锁紧机构应位于封隔器上部, 从而有效保护锁紧机构, 避免锁紧机构受注水压力变化或波动的影响, 从而有效减轻管柱蠕动。
2. 现场应用实例
为了解决注水管柱中常见的问题, 则可以将新型悬挂分层注水管柱应用到油田的实际生产工作当中。 (1) 悬挂式注水管柱采用了CZK344-115III型封隔器及Y342型封隔器, 采用的配水器为普通空心式配水器及ZJK轨道配水器。Y342型封隔器与Y341型封隔器的结构原理相似, 与Y341型封隔器不同的是, Y342型封隔器的解封方式为旋转式, 耐温范围为120℃~150℃, 工作压力≤35MPa。此外, CZK344-115III型封隔器的密封部件分为自密封部件与膨胀密封部件两个部分, 因此可以实现双重密封, 在正常工作状态下可承受的压差范围为15MPa~30MPa。在某油田的25口注水井中应用悬挂式注水管柱后, 有效注水量增加了35677.3m3, 生产时间平均为153.8d;井深为2534.5m~3641.8m, 注水压力为6MPa~14MPa。
结束语
综上所述, 分层注水能够在石油开采过程中起到非常重要的作用, 所以应从分层注水管柱入手, 进一步优化分层注水工艺。在对工艺管柱技术进行优化的过程中应充分重视防治封隔器、配水器中存在的问题, 并注意提高管柱的耐腐蚀性及耐压性。此外, 在应用注水管柱时应及时发现存在的问题, 并进行技术优化, 从而为注水的顺利实施提供有利条件。
摘要：在开发低渗透油藏的过程中通常需要使用精细分层注水技术, 注水管柱的工作状态是决定分层注水效率的主要因素, 所以应充分重视工艺管柱技术的完善。本文分析了分层注水工艺管柱存在的问题, 包括封隔器存在的问题, 配水器存在的问题, 油管腐蚀及结垢问题, 管柱蠕动及高温高压分层注水问题;同时探讨了防治工艺管柱问题的措施, 包括应用新型工艺管柱。
关键词：工艺管柱,分层注水,问题,措施
参考文献
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[2]崔传智, 姜华, 段杰宏, 杨勇, 王建.基于层间均衡驱替的分层注水井层间合理配注方法[J].油气地质与采收率, 2012, 19 (5) :94-96.
[3]白敬妍.浅析水井多级细分与浅调剖措施在杏九区西部精细分层注水试验区应用效果[J].中国石油和化工标准与质量, 2014 (7) :186.
工艺管柱 篇5
关键词：不压井,更换,带封隔器管柱,膨胀式封隔器
一、前言
2008年, 我国低渗透原油产量占总产量的37.6%, 低渗透天然气产量占总产量的42.1%。近几年, 中国低渗透油气产能建设规模占总量的70%以上, 已成为油气开发建设的主战场。不压井作业装置是一种无需在常规压井情况下完成常规油气层改造、增产等措施作业的设备。不压井作业装置具有的减少油气层污染, 提高油气井单井采收率等特点被低渗透油气田广泛接受和采用。中石化华北石油局2008年从美国Hydra Rig公司引进的HRS-225不压井作业装置, 目的主要是配套完成大牛地气田连续油管喷砂射孔砂塞封隔分层压裂技术实施和气田后期随气层产能降低原管柱排水采气效果差等难题。引进的不压井作业装置2008年在大牛地气田成功进行了3口井更换井内生产管柱作业, 其作业方式先利用油管桥塞完成油管内压力封堵, 然后利用不压井作业装置提出井内全部油管后下入小直径油管, 以便于在后期生产中更好的将井内液体带到地面, 从而提高单井采收率。在作业过程中显现了以下两个问题, 严重制约了不压井作业装置的推广:
1、作业井为27/8″油管带封隔器压裂完井管柱, 作业时由于封隔器缩径导致常规油管桥塞无法完成封隔作业, 从而使不压井作业无法正常进行。
2、作业井为31/2″油管完井管柱, 作业时由于井口采油气树通径小于油管内径导致常规封隔器无法完成常规封隔作业, 从而使不压井作业无法正常进行。
过油管封隔技术是制约不压井作业更换带封隔器管柱的关键技术, 本文从以上两个问题为切入点, 通过新型膨胀式油管桥塞的应用, 解决上述问题, 从而拓宽不压井作业装置作业领域。
二、HRS-225不压井作业装置参数
HRS-225不压井作业设备是美国Hydra Rig公司生产的一种撬装式短冲程不压井作业设备, 其设备主要由动力装置、压力控制装置、提升装置和旋转装置构成。其设备主要技术参数如下:
升降机:最大举升能力102吨, 最大下推能力54吨, 冲程为3.048米, 作业管柱为2 3/8"~5 1/2"。
动力撬:CAT3406发动机 (450HP) 。在动力装置上配置4个10 gal (4×38 l) 气囊式蓄能器。
闸板防喷器:额定工作压力70MPa, 通径为11"。
环形防喷器:额定工作压力35MPa, 通径为11"。
扒杆:承载能力0.681吨, 两个液压马达提升能力分别为0.34吨, 足以将一根油管提至工作台面。
三、膨胀式封隔器的选择
不压井作业更换井内带封隔器管柱, 关键技术在于如何完成油管内压力封堵, 这是决定能否进行下步不压井作业的关键。Watherford生产的膨胀式封隔器能解决此类问题, 从而拓宽了不压井作业领域。膨胀式封隔器最大膨胀比例达到1:3。大牛地气田现用封隔器最小通径为52mm, 气田现普遍使用N80 2 7/8"加厚油管, 油管外径为73.03mm, 壁厚为5.51mm, 内径为62.00mm, 地层压力系数在0.83-0.97, 垂直井深不大于3000m, 计算的地层压力不大于30MPa, 平均地层温度梯度为3.12℃/100m, 常年平均地表温度为9℃, 根据膨胀式封隔器参数选用外径为1.81 (45.974mm) , 井筒直径3" (76.2mm) , 对应封隔器承受最大压差为4500psi (31.5MPa) , 封隔器最大承受温度290℉ (143℃) , 压力与温度满足大牛地气田需求。四、作业工艺方法
膨胀式封隔器坐封方法有两种:连续油管坐封法和电缆坐封法。连续油管坐封法主要连接方式:连续油管+卡瓦连接器+马达头总成+循环接头+过滤接头+弹性扶正器+坐封工具+膨胀式封隔器+弹性扶正器。膨胀式封隔器欠平衡条件下下入到封隔器下部后通过从连续油管泵注液体使膨胀式封隔器膨胀坐封, 继续打压剪切连接坐封工具剪切销钉, 提出井内连续油管和上部工具, 泄压后可进行不压井更换管柱作业。电缆坐封连接方式:测井电缆+专用接头+磁定位套管节箍测定装置+马达+坐封工具+膨胀式封隔器。膨胀式封隔器欠平衡条件下下入到封隔器下部后通过给电缆通电启动马达从而完成膨胀式封隔器坐封, 坐封后继续泵注剪切封隔器上部坐封工具, 剪切完成后提出井内电缆的马达等工具, 泄压后利用不压井作业装置提出井内管柱。连续油管下入膨胀式封隔器其优点有:①能在水平井作业;②可以在下入膨胀式封隔器过程中循环;缺点有:①下入时间较长;②所需作业人员相对较多;③作业所占场地面积较大;④作业费用较高;⑤深度指示不准确;⑥不能再下入过程中实时显示温度;⑦作业需要详细的计划。电缆下入膨胀式封隔器其优点有:①下入时间较短;②所需人员相对较少;③施工占地面积相对较小;④作业成本费用相对较低;⑤计划灵活性强;⑥能准确显示深度;⑦能实时显示井内温度;缺点是不能再水平井中作业。大牛地气田属于低压低渗高致密性砂岩气藏, 气田普遍产能较低, 前期开发主要以垂直井开发为主, 建议在垂直井作业选用电缆坐封方式进行膨胀式封隔器坐封, 在水平井则选用连续油管作风方式进行坐封。
五、结论与认识
1、膨胀式封隔器有效的能进行过油管封隔, 为后期不压井作业奠定前提条件, 解决了不压井更换带封隔器管柱的瓶颈。
2、膨胀式封隔器两种坐封方式比较, 电缆坐封方式更加快捷、方便、安全且施工成本较连续油管作业方式低。
工艺管柱 篇6
1技术分析
1.1管柱结构
防腐耐磨工艺管柱结构如图1所示,主要由油管管柱和抽油杆杆柱两大部分组成,油管管柱下部连接抽油泵泵筒接箍、泵筒和固定阀,抽油杆柱下部连接抽油泵活塞总成。油管管柱由内衬油管和内衬油管配套用接箍(防腐接箍)连接而成,抽油杆杆柱主要由全包敷抽油杆+抽油杆耐磨接箍+专用提升接头+抽油杆扶正器组成。无论是管柱内孔表面还是杆柱外圆表面均是防腐耐磨覆盖层,尤其抽油运动中的杆管摩擦副接触表面都采用特殊工艺对金属进行保护,减小磨损腐蚀的可能性,延长管柱使用周期。
1.2工作原理
防腐耐磨工艺管柱的性能特点是与井液接触的表面都进行了保护,其中油管管柱内孔整个通道表面不裸露金属基体,全部由防腐蚀的PE衬层、环氧粉末涂层或聚四氟乙烯密封层非金属材料组成,避免高含水、富含腐蚀性介质的井液与管柱的金属基体接触。内衬油管PE衬层既耐腐蚀,又耐磨损,连接内衬油管的接箍中间空档部位可采用两种防腐方案,一种喷涂环氧粉末涂层来防腐,另一种是加装聚四氟乙烯密封环来防腐。组成抽油杆杆柱的最主要零件全包敷抽油杆是在除了联接螺纹外的标准抽油杆表面包覆高分子材料,通过特殊工艺保证包敷层与杆体紧密结合,同时在杆体中间浇注上同样材料的扶正器,避免了作业时单独安装扶正器的麻烦。抽油杆耐磨接箍和专用提升接头采用机械性能较高的材料,适当的热处理和特殊的表面处理工艺来达到防腐耐磨的目的。油管管柱和抽油杆杆柱这种特殊结构的组合保证了该工艺管柱整体防腐耐磨的性能特点,从而达到延长修井周期的目的。
1.3主要技术参数
油管管柱主要技术参数(以3 1/2 NU规格油管为例),最大外径107.95 mm,最小内孔通径67 mm,最高使用温度130℃;抽油杆杆柱(以3/4-19抽油杆为例)最大外径41.3 mm,包敷后杆体尺寸22 mm,扶正器外径尺寸49 mm,最高工作温度160℃。
2关键技术研究
2.1油管管柱结构
如图2所示油管管柱由内衬油管和加长防腐接箍(内衬油管配套用接箍)组成,内衬油管由API标准钢质油管和聚乙烯衬管组成。根据使用加长防腐接箍防腐形式的不同分为两种设计方案。
方案1。第一种方案是使用环氧粉末涂层加长防腐接箍,因为内衬油管端部衬层需要翻边与金属管端密封,又必须保证油管与接箍连接后有一定的J值,因此必须改进API标准规定的接箍尺寸,才能使内衬油管柱正常使用。防腐接箍必须加长,加长长度根据衬层翻边长度决定。为防止接箍裸露部位受到腐蚀,和内衬油管达到统一的防腐效果,在接箍中部喷涂环氧粉末,涂层硬度、附着力等机械性能均符合SY/T 0442《钢质管道熔结环氧粉末内防腐层技术标准》标准要求,使用效果较好。
方案2。第二种方案,使用装聚四氟乙烯环加长防腐接箍,加长原因和长度与第一种方案相同,利用聚四氟乙烯硬度与金属相比软的特点,在装配过程中使油管螺纹在聚四氟环上自然造扣[1],正好密封住加长防腐接箍的空档裸露部位,防止金属基体腐蚀。该接箍设计已获国家实用新型专利[2],专利名称防腐油管接箍,专利号为ZL 200820027520.1。
2.2抽油杆杆柱结构
全包敷抽油杆杆柱结构如图3所示,该杆柱由抽油杆耐磨接箍、包敷层、扶正器、杆体、专用提升接头组成。
(1)全包敷抽油杆。全包敷抽油杆包括包敷层、扶正器、杆体三部分,是内衬油管理想的配套产品,其中的杆体即抽油杆原杆,其尺寸和各项性能参数符合SY/T5029《抽油杆》标准,全包敷抽油杆(该产品已获得国家实用新型专利[3])是在标准抽油杆原杆外表面整体包敷一层高分子抗磨防腐材料,包敷层表面光滑,与钢的摩擦系数低,有助于降低抽油机负载,具有节能效果;防结垢,防结蜡;耐各种酸、碱、盐腐蚀。在抽油杆包覆时,可直接在杆体上做出扶正器(最大外径49和58两种),减少了抽油杆柱单独安装扶正器的工序。同时在偏磨严重的油井中,扶正器能够起到很好的扶正作用,有效减小抽油杆和抽油杆接箍的磨损,提高抽油杆柱的疲劳寿命。
(2)抽油杆耐磨接箍和专用提升接头。抽油杆接箍是抽油杆柱必须的零件,抽油杆耐磨接箍是因为它是整个杆柱中直径最大的部位,在抽油运动中磨损较大,为增强其耐磨性而设计制造;专用提升接头是因为保护全包敷抽油杆的包敷层,作为作业时的夹持零件而专门设计的(夹持部位是图中第5号零件中间细径部分),它的作用是在起下作业过程中,液压钳、吊卡或管钳可以对其随意夹紧,避免对抽油杆包敷层直接施力,破坏夹持部位的包敷层,影响杆柱整体使用效果。抽油杆耐磨接箍和专用提升接头都是在工厂方安装好,到井场后和普通抽油杆柱一样施工,作业工艺通用性好。
(3)配套安装工具设计。为降低抽油杆井场作业时工序复杂程度,简化操作工作业工艺,增加与普通抽油杆柱的通用性,避免对包敷层造成破坏,需在工厂内安装好一端的抽油杆耐磨接箍和另一端的专用提升接头。安装时需夹持抽油杆四方处上紧零件,为保护抽油杆四方处的包敷层,参考虎钳的夹持原理,根据全包敷抽油杆四方处尺寸,设计制作了专用扳手,一方夹紧四方处,另一方上紧抽油杆耐磨接箍或专用提升接头,为使用方便,根据零件扁方处尺寸订制专用扳手,操作简单方便。这两个零件在工厂方安装好,不仅节省井上作业时间,降低作业难度,保持与普通抽油杆的一致性,而且容易得到广大作业工的认同,减小新产品的市场推广难度。
3现场应用情况
防腐耐磨工艺管柱于2014年在胜利油田进行了2口井的现场应用(图4)。
(1)胜利油田分公司现河采油厂史3-7-斜6油井于2014年10月因偏磨管漏作业,为进一步延长修井周期,决定采用该工艺管柱,油井基本参数如下:井深1800米,44管式泵,冲程6米,冲次1次/min,油管管柱组合为φ89 mm内衬油管700米+φ73mm内衬油管1100米,抽油杆杆柱组合为全包敷式抽油杆φ25规格650米+φ22规格1141米+0.9米活塞杆,作业完成后正常运行到现在,起到了很好的防腐耐磨效果。
(2)临盘采油厂商64-9油井2014年3月份管漏作业,检查发现杆本体腐蚀严重,油管第173根因偏磨造成20公分劈缝,修井后正常生产,2014年8月3日发现该井不出油,功图结合现场判断为抽油杆断脱,决定上井作业更换该工艺管柱。该油井基本参数如下:下泵深度1714米,44管式泵,冲程4.8米,冲次2.5次/min,日出液10.7吨,油管管柱组合为φ89mm内衬油管700米+φ73 mm内衬油管1 100 m,抽油杆杆柱组合为全包敷式抽油杆φ25规格343米+φ22规格822米+φ19规格548米+0.9米活塞杆,作业完成后至今运行正常。
4结论及建议
防腐耐磨工艺管柱适合在偏磨和腐蚀严重,因管漏或杆断频繁作业的抽油机井内使用,内衬油管管柱和全包敷抽油杆杆柱可根据偏磨和腐蚀井况分别在不同的油水井单独使用。胜利油田已经使用的大量油水井资料显示,存在偏磨问题的有杆抽油机井中可以使用环氧粉末涂层加长防腐接箍连接内衬油管管柱;注水井选用聚四氟乙烯环加长防腐接箍连接内衬油管管柱。
参考文献
[1]于友坤.内衬油管配套用接箍的设计与应用[J].石油机械,2010,38(1):77~78.
[2]专利名称:防腐油管接箍;专利号为:ZL 2008 20027520.1.
工艺管柱 篇7
1 皮碗式封隔器分层防砂工艺存在的问题
(1) 由于皮碗式封隔器的密封件大于套管内径, 在下入皮碗式封隔器过程中, 油管和套管之间就会形成自井口至皮碗式封隔器一个密闭的空间, 套管内液体被下推, 经油管排出, 排出量为液面深度到皮碗式封隔器下入深度的油管内径至套管内径环空容积。
(2) 因井内的液体是经下入的油管内溢出无法回收, 只有飘落在井口周围, 这样不但对环境造成污染, 同时也造成井口操作人员工作环境的恶劣, 现场HSE管理难以实现。
(3) 当皮碗式封隔器下过液面后, 油套环空被排空, 油管内充满井内液体时, 就会产生液缸作用, 当管柱重量小于油套环空排出的液体重量和摩擦力之和时, 管柱就会受阻而无法下入, 这样就需水泥车向套管内灌注压井液, 泵送至设计深度。
(4) 因皮碗式封隔器的密封件大于套管内径, 在下入皮碗式封隔器过程中, 密封橡胶与套管内壁产生磨擦易造成密封件损坏, 使分层施工无法进行。
(5) 因皮碗式封隔器的密封件大于套管内径, 当工具上部有沉降的砂子时, 会造成卡钻事故发生, 严重时小修无法处理而交大修。
2 技术现状及主要技术难点
2.1 皮碗式封隔器工艺管柱特点
皮碗式封隔器工艺管柱 (图1) , 是将皮碗封与水力锚连接到一起, 用油管下至设计深度, 用皮碗封来封闭目的层以上油套环空, 用水力锚来固定管柱。其特点是管柱结构简单, 因能承受高压, 便于反洗井, 可实现多层防砂、封堵等工艺施工而被广泛应用。
2.2 技术现状
(1) 由于皮碗式封隔器的密封件大于套管内径, 在下入皮碗式封隔器过程中, 油管和套管之间就会形成自井口至皮碗式封隔器一个密闭的空间, 套管内液体被下推 (图2) , 经油管排出, 排出量为液面深度到皮碗式封隔器下入深度的油管内径至套管内径环空容积。
(2) 因井内的液体是经下入的油管内溢出无法回收, 只有飘落在井口周围, 这样不但对环境造成污染, 同时也造成井口操作人员工作环境的恶劣, 现场HSE管理难以实现。
(3) 当皮碗式封隔器下过液面后, 油套环空被排空, 油管内充满井内液体时, 就会产生液缸作用, 当管柱重量小于油套压差所产生的上顶力和摩擦力之和时, 管柱就会受阻而无法下入, 这样就需水泥车向套管内灌注压井液, 泵送至设计深度。
3 分层防砂封隔器原理和技术参数
3.1 RTTS221M封隔器原理
RTTS221M封隔器主要由压缩式封隔总成和防顶总成组成。压缩式封隔总成包括密封总成、卡瓦总成、摩擦换向总成等组成。防顶总成包括锚体、弹簧、锚爪、定向块等组成。
使用时, 连接管柱下至设计深度, 上提座封高度, 并旋转管柱数圈后再下放。摩擦换向的磨擦块由于弹簧的弹力作用, 使扶正器的扶正块与套管壁产生摩擦力, 靠上下两组滑动销钉的导向作用, 扶正器沿中心管的“J”形槽运动。最后两组滑动销钉就从下井时上下两槽的末端运动到座封位置时的顶端。卡瓦则沿锥体向上运动并被锥体撑开, 卡牢在套管内壁上, 达到了定位作用。同时, 上压环和中心管一起下行压缩胶筒使其直径变大, 便封隔住油、套管环空, 起到座封作用。施工时, 油套产生的压差使防顶总成内的锚爪外胀, 卡牢在套管内壁上, 起到锚定工具作用, 防止因油套压差而使工具产生上移。油套压差消失后, 锚爪缩回锚定解除。当解封时, 只需上提管柱, 上压环和中心管一起上行, 解除压缩胶筒的作用, 胶筒便靠自身弹力收回。同时, 当扶正器的两个滑动销钉从中心管上、下两个“J”形槽的顶端运动回到其末端时, 锥体退出卡瓦, 卡瓦便回收而解卡。
3.2 RTTS221M封隔器技术参数
RTTS221M封隔器在分层防砂工艺技术中的研究与应用, 就是采用RTTS221M封隔器作为分层施工工艺中封隔上部油层的工具, 替代皮碗式封隔器分层施工工艺管柱中的Z331皮碗式封隔器, 来完成分层施工工艺技术, 解决采用皮碗式封隔器作为分层施工工艺管柱时, 存在的在下入皮碗式封隔器过程中, 管柱出现的遇阻缓下或不下现象, 必须由水泥车从套管泵送压井液管柱才能继续下入, 在下井过程中井内大量溢出压井液的问题。
3.3 RTTS221M封隔器的技术特点:
(1) 座封卡瓦牙设计为点状牙, 它的优点是座封可靠, 不会发生滑动而造成的解封现象发生。
(2) 胶筒采用耐高温、高压橡胶, 密封效果可靠, 解封后恢复原状好, 可多次使用而不变形。
(3) 防顶总成锚爪为点状锚定, 它的优点是锚定可靠, 在工具因压差产生上顶力时, 可有效起到锚定作用, 防止工具上移而解封。
4 结束语
该技术解决了采用皮碗式封隔器作为分层施工工艺管柱时, 存在的在下入皮碗式封隔器过程中, 管柱出现的遇阻缓下或不下现象, 避免必须由水泥车从套管泵送压井液管柱才能继续下入, 避免井内大量溢出压井液的问题。可有效地改变采用皮碗式封隔器作为分层施工工艺工具存在问题的现状, 实现避免对环境造成污染和增加的环保治理难度, 节省水泥车、压井液费用, 改善工人工作环境有着非常重要的意义。
摘要：本文针对皮碗式封隔器分层防砂工艺存在的问题, 提出了研制一种新型封隔器分层防砂工艺管柱, 实现避免对环境造成污染和增加的环保治理难度, 节省水泥车、压井液费用, 改善工人工作环境具有非常重要的意义。