锦州油田（精选7篇）
锦州油田 篇1
锦州油田是一个复杂断块油田, 据不完全统计, 我厂现有出砂井800多口, 这些出砂井已严重影响了我厂的原油上产。油田经过几十年的发展, 通过防砂研究的科研人员和防砂施工的科技人员的共同努力, 研制开发出三十余种油、气、水井配套防砂工艺技术, 在我厂主要实施的有机械、压裂、水平井3大防砂技术系列。
1 机械防砂
1.1 机械防砂原理
机械防砂是指在井筒内下入一定长度的筛管, 悬挂器将筛管封在采油井段之间, 并形成初步的挡砂屏障。在启抽时, 液流中的砂子被筛管阻挡在筛管与套管之间, 逐渐沉积下来, 最终在环形空间形成挡砂屏障, 进一步阻挡地层砂, 达到防砂的目的, 如右图所示。从原理中我们可以知道, 一种防砂筛管要有较高的渗透率;同时过流孔隙又要小, 以阻挡直径较小的地层砂;并且要求其有大的通径相对小的外径, 针对这些要求, 我们改进、引进筛管, 并完善了机械防砂工艺。
1.2 效果评价
我厂2012年实施机械防砂3井次, 全部费用17.61万元, 措施有效率100%, 累增油84.9吨。
2 压裂防砂
目前, 压裂防砂技术分为机械压裂防砂技术和化学压裂防砂技术。
2.1 机械压裂防砂技术
2.1.1 技术原理
利用油管将防砂管与填砂工具等组合而成的压裂防砂管柱下至油层段, 然后利用压裂车组将混砂液高泵压大排量正挤入筛套环空和地层中, 由于在地层中形成了裂缝, 优选的人工砾石在携砂液的携带作用下被带入裂缝中, 在裂缝内形成高渗透率的人工砂桥, 以靠人工砂桥形成第一道防砂屏障, 来防治油层细粉砂。而井筒内的防砂管柱作为第二道防砂屏障, 防止人工砾石的反吐, 从而实现防砂目的。
2.1.2 技术指标
防砂粒径≥0.1mm;工具承压:40MPa;丢手压力:12 MPa;滤砂层渗透率:70~170μm2;耐温:350℃。
2.1.3 适用范围
(1) 油井、气井出砂严重, 粒度不均, 分选不好的井。
(2) 套管完好, 油层上下或油层内无高压水层, 具有生产能量的井。
2.2 化学压裂防砂技术
2.2.1 低温压裂防砂技术
(1) 防砂原理:利用出砂地层比较疏松的特点, 将压裂与防砂相结合, 它采用压裂车组在高于地层破裂压力的条件下, 泵入压裂液压开地层, 按不同的砂比向压开的地层挤注填充砂;填砂达到设计要求后再挤注树脂砂, 在地层温度和固化剂作用下, 树脂砂发生胶结、固化, 在近井地带形成挡砂屏障。低温压裂防砂技术成功地将压裂技术与人工井壁防砂技术有机地结合起来, 可以成功地防止稀油井、气井出砂, 改善了地层流通条件。使该项防砂技术不仅可以作为一种维护性措施, 也可以作为一种增产措施。
2.2.2 高温压裂防砂技术
(1) 技术原理:下填砂管柱, 然后用压裂车组将携砂液高泵压、大排量挤入地层中, 压开近井地层形成裂缝, 然后将优选的耐高温的树脂砂加入到携砂液中挤入裂缝, 填满裂缝及套管外近井亏空地带, 充填层固化后形成高渗透率、高强度的人工井壁, 起到了导流和防砂的作用。
(2) 技术参数:①填砂工具耐压:45MPa;②携砂液地层伤害率<11.4%;③树脂砂固化后抗压强度>8.0 MPa, 渗透率>10μm2;④树脂砂可在地层温度下固化, 固化温度≥30℃;⑤防砂粒度中值>0.07的地层砂。
(3) 效果评价:该技术2012年在锦州油田的锦45、锦607、锦25等区块应用12井次, 投入成本91.9259万元, 累增油1021吨。
3 水平井防砂技术
典型应用:锦16-于H17。该井2006年7月投产, 先期采用割缝筛管, 由于筛管变形, 大修修套失败, 致使水平段丢失140m。考虑到该井生产井段对筛管抗压强度要求较高, 采用Φ127弹性筛管管内防砂。于2010年5月5日下入弹性筛管170 m, 5月19日注汽, 累计注汽2047m3, 注汽压力16 MPa, 5月30日放喷投产, 统计至8月25日, 开井83.5天, 累计产液2369.9t, 产油752.5t, 平均日产液28.4t, 日产油9t, 井口未见含砂, 防砂效果良好。
4 结论及建议
(1) 积极跟踪各井防砂效果, 避免个别施工队伍施工后不顾结果, 导致后期处理时资料难以查找, 给后期防砂施工带来困难。
(2) 油田开发进入中后期, 分层开采是油田今后稳产和提高采收率的重要手段, 需加强分层防砂工艺技术的研究力度。
(3) 水平井筛管防砂技术通过近年的发展完善日趋成熟, 为锦州油田水平井开发提供了有力的技术支持, 可进一步推广应用。
(4) 防砂泵在近几年依旧属于重要防砂措施, 提高技术优化。
参考文献
[1]赵建军, 聂兴海.油田防砂成本的控制与探讨[J].化工管理, 2004 (04)
[2]曾念, 赵林, 吴华.化学防砂在疏松砂岩油藏中的应用与发展趋势[J].内江科技, 2009 (04)
[3]柯耀斌, 杨旭, 赵建华.化学防砂技术的综述[J].化学工程与装备, 2009 (12)
[4]徐立清.锦州油田化学防砂技术综述[J].油田化学, 2006 (01)
[5]刘北羿.压裂防砂技术进展及存在问题[J].油气地质与采收率, 2008 (04)
油田化学防砂技术综述——锦州 篇2
1 化学防砂技术的发展历程
锦州油田已开发15年, 油井出砂一直是影响油田开发水平提高的主要因素之一, 代写毕业论文化学防砂技术的应用和发展在油田开发中起了至关重要的作用。1992年至2005年期间化学防砂技术的发展可分为四个阶段。
(1) 1992年至1995年, 在稀油和稠油区块分别使用以长效黏土稳定剂为主的FSH2901稀油固砂剂和以无机物为主的BG-1高温固砂剂。
(2) 1996年至1997年, 稠油井化学防砂技术有了新突破, 先后开发并研制了含有有机成分的三氧固砂剂、高温泡沫树脂和改性呋喃树脂溶液防砂剂。
(3) 1998年至2002年, 以具有溶解和溶合作用的氟硼酸综合防砂技术代替长效黏土稳定剂成为稀油井化学防砂技术的主流, 以含有水泥添加剂的有机硅固砂剂代替了三氧固砂剂。
(4) 2003年至2005年, 改性呋喃树脂防砂技术由于有效率较高和有效期较长, 代写医学论文成为化学防砂技术的主流, 其余早期的化学防砂技术不再使用, 同时LH-1高强度固砂剂防砂技术通过了现场试验。
2 化学防砂技术的应用效果
2.1 FS H-9 0 1稀油井固砂剂防砂技术
(1) 防砂机理。FSH-901固砂剂主要成份为线性的高分子阳离子型聚合物N2胺甲基聚丙烯酰胺, 这种聚合物中阳离子与黏土晶格中的阳离子发生交换作用, 中和黏土表面的静电荷, 消除黏土片层间的排斥力, 使黏土呈吸缩状态, 阻止黏土膨胀引起砂粒运移。由于与黏土发生交换的阳离子是连接成链状的, 可在黏土颗粒表面形成强大的吸附膜, 包裹黏土颗粒, 使黏土颗粒与泥砂颗粒牢固地黏结在一起, 又可防止其他阳离子的侵入和交换, 达到固砂和防止油层出砂的目的。
(2) 应用效果。1992年至1997年, 使用FSH-901稀油井固砂剂总计施工136井次有效107井次, 有效率78.7%。
2.2 B G-1高温固砂剂防砂技术
(1) 防砂机理。该高温固砂剂是以含钙的无机化合物为主体, 加入有机硅化物及分散剂, 经密闭表面喷涂工艺处理制得的白色粉末状固体颗粒。在快速搅拌下将该剂分散在水介质中, 配制成微碱性的悬浮液, 在注汽条件下挤入井内, 其中的硅化物在井筒近井地带高温表面发生脱水反应将地层砂牢固地结合在一起, 从而达到固砂的目的。
(2) 应用效果。1992年至1995年, 使用BG-1高温固砂剂总计施工79井次, 有效63井次, 有效率79.7%。
2.3 三氧固砂剂防砂技术
(1) 防砂机理。三氧固砂剂由粉状氢氧化钙、碳酸钙、甲基三乙氧基硅烷, 二甲基二乙氧基硅烷、分散剂、助乳化剂及其他助剂组成。承载于氢氧化钙和碳酸钙上的乙氧基硅烷在高温条件下遇水分解, 乙氧基变为硅醇基, 硅醇基与砂粒表面的氢氧基 (—OH) 之间和硅醇基相互之间发生脱水缩合反应, 硅醇基与钙化合物之间也会发生某些反应, 其结果是砂粒和钙化合物颗粒之间形成网状结构的有机硅大分子, 使松散的砂粒胶结在一起。
(2) 应用效果。1996年至1997年, 使用三氧固砂剂总计施工98井次, 有效81井次, 有效率82.7%。
2.4 高温泡沫树脂防砂技术
(1) 防砂机理。当高温可发泡树脂液挤入地层后, 一部分树脂液在砂粒之间吸附而形成胶结点, 树脂固结后将地层砂固结;进入地层亏空处的另一部分树脂在发泡剂作用下发泡并形成固体泡沫挡砂层, 起人工井壁的作用。这一技术是高温树脂固砂与固体泡沫人工井壁防砂的结合。
(2) 应用效果。1997年, 使用高温泡沫树脂总计施工4井次, 有效2井次, 有效率50%。
2.5 氟硼酸综合防砂技术
(1) 防砂机理。氟硼酸可水解产生HF[2], 即BF4-+H2O=BF3OH-+HFBF3OH-阴离子可进一步依次水解成BF2 (OH) 2-、BF (OH) 3-、H3BO3, 同时产生HF。各级水解生成的HF与砂岩中的黏土和地层骨架矿物颗粒的反应为HF+Al2Si O16 (OH) 2H2Si F6+Al F3+H2O与此同时, 羟基氟硼酸和硼酸亦与地层矿物颗粒如高岭石反应, 生成硼硅酸盐和硼酸盐。硼硅酸盐可将小片黏土溶合在一起, 阻止其分解和运移, 使氢氟酸进一步与地层骨架矿物反应。在这些反应中, 黏土中的铝生成取决于F-的某种氟铝酸盐络离子而溶解在溶液中。在矿物表面富集了硅和硼, 在硅酸盐和硅细粒上则形成非晶质硅和硼硅玻璃的覆盖层, 溶合成骨架, 使颗粒运移受阻。
(2) 应用效果。1998年至2002年, 使用氟硼酸综合防砂技术总计施工130井次, 有效106井次, 有效率81.5%。
2.6 YL97 1有机硅固砂剂防砂技术
(1) 防砂机理。该固砂剂能改变黏土表面的电荷性质, 其中的主体成份聚合物还能与地层中的硅氧结构矿物 (包括黏土中的硅氧结构矿物和砂砾中的Si O2) 反应, 形成牢固的化学键;同时在油层条件下固砂剂分子之间相互交联, 形成牢固的网状结构, 既稳定了胶结物, 又固结了疏松砂粒。
锦州油田 篇3
关键词：水力深穿透射孔,原理,作业过程
1、概述
水力深穿透射孔技术早在1989年起就有许多专家进行研究, 经过20多年来的技术研发与改进, 这项技术已基本成熟。锦州油田可用勘探面积小, 地层构造复杂, 实现稳产难度较大, 使用水力深穿透射孔技术, 以解决常规措施不能解决的问题。
该技术是可用于油气井的增产作业、提高产量和采收率、增加地层的渗透率、降低含水率;也可用于注水井的增注作业、降低注水压力、增大注水量、改善注水剖面。具体主要用于近井带堵塞严重的油水井、薄层油井、气顶底水油藏等特殊油藏油井的解堵及改造;破裂压力高或者酸液注入困难的油水井的预处理。
2、工作原理
水力深穿透射孔技术利用高压水射流钻孔的方式形成清洁孔道, 借助对喷管、喷嘴的送进实现深穿透, 孔深达到2m, 孔径为Φ20MM以上, 孔道的流通能力为常规射孔的10~20倍, 属于一种零转向半径的微型水平孔钻进技术。
系统主要由井下工具和锚定器、过滤器等井下配套工具构成。地面采用小型高压泵组 (配套功率约110KW) 供液, 目前形成的系统主要适用于5.5″或7″垂直套管井。
作业时, 用油管将工具下至预设井深并定位, 通过在地面调节泵压控制井下工具动作, 首先以液力驱动的机械方式刺穿套管形成喷管进出的通道, 然后再沿此通道将带喷嘴的绕性喷管径向送入地层, 由喷嘴喷出的高速射流钻透地层, 边送进边喷射, 形成一定孔径、一定深度的径向水平孔, 一次下井可完成多个水平孔。
水力深穿透射孔不仅穿透深、孔径大、流通能力强, 而且定位准确、易于实现定向射孔。
2.1主要参数 (SLS114-15型) :
1、井口工作压力60M p a, 流量80L/min;
2、穿透深度2m, 成孔孔径>20MM;
3、一趟管柱安全作业孔数:2~3孔;
4、每一孔作业所需液量约8m3, 作业时间约70Min;
5、适用井径:≥Φ127MM;
2.2井下工具外形简图和作业管柱示意图
3、作业过程施工实例
锦2-7-518水力深穿透施工过程简述 (空井筒)
3.1 下冲砂管:下入Φ50.8M M冲砂笔尖1个×0.3米+Φ73.02M M平式管197根×1802.46M;
3.2冲砂:用密度为1.0g/c m³的热污水90方正冲砂, 泵压3M P a, 排量300L/min, 下入Φ73.02MM平式管4根, 冲砂井段1802.46—1833.0米, 冲砂进尺30.54米, 出口反出油水混合物约80方, 其余漏失, 灰白细石英砂约0.30方;
3.3 起冲砂管:起出Φ73.02M M平式管201根+Φ50.8MM冲砂笔尖一个;
3.4下刮管器:下入Φ116M M刮管器1个×1.2米+Φ73.02MM平式管 (N80) 198根, 深度为1810.0M, 在1770.9—1807.6米处反复刮削, 无异常;
3.5起刮管器:起出Φ73.02M M平式管 (N80) 198根+Φ116MM刮管器1个;
3.6下通井规:下入Φ116M M通井规1个×1.3米+Φ73.02MM平式管 (N80) 201根, 深度:1832.45米.通井过程无异常;
3.7起通井管:起出Φ73.02M M平式管 (N80) 201根+Φ116MM通井规1个;
3.8测试:由地质大队进行测试;
3.9下水力深穿透工具:下入Φ108M M水力深穿透工具一个×8.28M+水力锚1个×2.2M+Φ73.02M M平式管 (N80) 2根 (内装有过滤器) ×19.37M+Φ73.02M M平式管 (N80) 1根×9.66M+Φ73.02M M平式短节 (N80) 1根×1.43M+Φ73.02M M平式管 (N80) 183根;
3.10磁性定位:由地质大队进行磁性定位合格;
3.11水力深穿透:打压52M P a, 在1798.6米, 完成第一孔;打压54M P a, 在1786.3米完成第二孔;
3.12起水力穿透管:起Φ73.02M M平式管 (N80) 183根+Φ73.02M M平式短节 (N80) 1根+Φ73.02M M平式管 (N80) 1根+Φ73.02MM平式管 (N80) 2根 (内装有过滤器) +水力锚1个+Φ108MM水力深穿透工具1个;
3.13下泵:下入Φ73.02M M丝堵1个×0.1米+Φ73.02M M平式管1根×9.45米+Φ73.02MM筛管1根×1.0米+Φ44×6Ⅰ泵1台×5.7米+Φ73.02MM平式管190根+油管悬挂器1个×0.23米, 座井口;
3.14试压:用密度1.0g/c m³的清水对油管及泵进行试压, 泵压8MPa, 排量400L/min, 稳压30分钟, 压降小于0.2MPa, 试压合格;
3.15下杆:下入Φ44M M活塞1个×1.2米+Φ19M M抽油杆98根+Φ22M M抽油杆84根+Φ25MM抽油杆38根+Φ25MM光杆1根×10.0米, 上提防冲距1.5米, 挂抽, 试抽出液正常。
本井施工前后产量对比:上修前日产液5m³, 完井投产后日产液14 m³, 通过进行水力深穿透工艺, 增产效果明显, 截止目前在锦州采油厂作业一大队共完成了3口井的水力深穿透射孔作业, 作业后都取得了良好的增产增注效果。
4、结论
锦州油田 篇4
1 套管整形技术的基本原理
(1) 对于油层中、上部轻微套变或套管损坏的油井, 在常规大修工艺基础上, 在套管变形位置下入炸药, 进行爆炸整形, 整形后下入不同型号的胀管器, 胀管1-3次, 直至修整套管成功, 然后下入铅模, 落实被修整套管采油井段的最小直径位置, 冲砂通井后, 下入符合规格的TBS防砂筛管完井。
(2) 对于油层中、上部严重套变或套管严重损坏的油井, 则不采取爆炸整形技术, 而是采用不同型号的铣锥, 磨铣套变或套坏井段, 修整套管, 达到套变或套坏井段扩大直径的目的, 然后下入铅模, 落实被修整套管采油井段的最小直径位置, 冲砂通井后, 下入符合规格的TBS防砂筛管完井。
(3) 对于原采油井段套变或套管损坏十分严重, 以至于无法修整时, 封堵原生产井段, 并在原采油井段上部开窗, 重新钻开原采油井段, 下入符合规格的TBS防砂筛管完井。
(详见原理图1、2)
2 主要技术指标
2.1 Φ120TBS筛管完井
悬挂器外径:1 5 4 m m, 悬挂器内径:100mm, TBS筛管外径:140mm, TBS筛管内径:120mm。
2.2 Φ114TBS筛管完井
悬挂器外径:1 1 4 m m, 悬挂器内径:76mm, TBS筛管外径:114mm, TBS筛管内径:89mm。
2.3 Φ102TBS筛管完井
悬挂器外径:1 0 5 m m, 悬挂器内径:76mm, TBS筛管外径:102mm, TBS筛管内径:76mm。
3 主要施工工序
3.1 对于油层中、上部不太严重套变或套管损坏的油井, 施工工序
(1) 起出全井管柱。
(2) 冲砂至套变。
(3) 打铅印核实套变位置以及套变直径大小。
(4) 下入符合标准的铣锥磨铣套变井段, 并通井至人工井底。
(5) 打铅印核实磨铣后井段通径。
(6) 下入符合规格的TBS筛管完井。
3.2 对于套管变形十分严重, 不能修整的油井, 实施套管开窗TBS筛管完井工序
(1) 起出全井管柱。
(2) 冲砂至套变。
(3) 注灰封堵原井段、试压。
(4) 下入导斜器开窗, 钻井至设计深度。
(5) 替泥浆、通井至人工井底。
(6) 下入符合规格的TBS筛管完井。
4 现场应用情况
以锦州油田采油作业三区为例, 2005年, 该区利用套管整形技术, 恢复油井产能, 共实施5井次, 增油3267吨;增油效果十分显著。
典型井例:
4.1 锦45-011-135井
该井于1999年1月投产, 套管规范:Φ139mm, 采油井段:1067.8-1115.6米, 23.8米/8层, 开采锦45块兴隆台油层组, 截至2001年7月大修前, 已生产第4周期, 累计注汽量10389方, 累计生产原油4753吨, 累计产水6431方, 在大修停产前, 正常平均日产油13吨, 日产水20方, 产量很好, 该井于2001年1月检泵时, 发现套管变形, 下入Φ120 mm的铅印, 核实套变位置在1111.0米处, 在油层中、下部, 最小缩径为Φ110m m, 而且打印管最底部有4根管弯, 怀疑套管在1075.0米至1111.0米处可能均有问题, 因此, 该井冲、捞砂受到严重限制, (捞砂不能实施, 冲砂有套变限制, 而且冲砂不返) , 致使该井平均检泵周期只有15天, 导致油井不能正常生产, 于是2001年7月, 对该井应用套管整形技术, 修整套管变形井段, 并下入规格为Φ114 mm的TBS筛管防砂完井注汽, 于2001年8月再次下泵投入正常生产, 到目前为止, 已累计生产原油1052吨, 累计产水2100方, 平均日产油10吨, 日产水15方, 基本恢复到大修前的正常生产水平, 平均检泵周期113天, 延长检泵周期98天, 效果十分显著。
4.2 锦7-027-280井
该井于1998年4月投产, 套管规范:Φ178mm, 采油井段:986.4-1043.3米, 31.4米/11层, 开采锦7块兴隆台油层组, 截至2002年5月大修前, 已生产第6周期, 累计注汽量17469方, 累计生产原油6412吨, 累计产水15718方, 在大修停产前, 正常平均日产油10吨, 日产水10方, 产量很好, 该井于2001年9月热采时, 发现套管变形, 下入Φ154m m的铅印, 核实套变位置在998.6米处, 在油层中、上部, 最小缩径为Φ108m m, 因此, 该井冲、捞砂受到严重限制, (捞砂不能实施, 冲砂有套变限制, 而且冲砂不返) , 致使该井平均检泵周期只有38天, 导致油井不能正常生产, 并且, 该井在第4周期含水上升, 第5周期注汽时, 我们对油井实施分注, 效果较好, 产量由第4周期的810吨上升至第5周期的2114吨, 2001年9月, 在实施第6周期热采分注时, 由于油井出现套变, 被迫实施笼统注汽, 再加上周期内频繁检泵, 致使油井产量受到严重影响, 截至大修停产前, 周期产油只有418吨, 于是2002年5月, 对该井应用套管整形技术, 修整套管变形井段, 并下入规格为Φ120m m的T B S筛管防砂完井注汽, 于2002年7月再次下泵投入正常生产, 到目前为止, 已累计生产原油341吨, 累计产水1281方, 平均日产油7吨, 日产水15方, 基本恢复到大修前的正常生产水平, 下泵后一直未卡, 措施增油104吨, 延长检泵周期14天, 效果十分显著。
5 经济效益分析及计算方法
还是以锦州油田采油作业三区为例, 2005年该区利用套管整形技术应用套管整形技术, 共实施5井次, 增油3267吨, 延长油井检泵周期167天, 经济效益如下:
(1) 成本投入=大修费+作业费 (热采、下泵) +注汽费+TBS筛管费
所以与打更新井相比, 应用套管整形技术, 单井还可以再节约成本为:
Q=100-21-5.21=73.79 (万元) , 经济效益非常显著。
6 技术效果评价及推广应用前景
2004年至2005年, 采油作业三区应用套管整形技术, 修整套管变形或套管损坏井段, 取得了突破性的进展, 经济效益显著。
(1) 套管整形技术从根本上解决了套管损坏或套管变形井段的修整问题, 恢复了油井产能, 使油井达到正常生产水平, 为老区块稳产、弥补老井递减, 打下了坚实的基础。
(2) 套管整形技术改变了以往套变或套管损坏井, 依靠单一的大修侧钻技术, 以及Φ139mm、Φ127mm套管损坏只能依靠打更新井来恢复油井产能的原始方式, 创造了一条适合采油生产的新途径。
(3) 套管整形技术与大修侧钻技术相比, 施工程序简单, 成本低, 经济效益显著。
(4) 套管整形技术完井后, 下入T B S筛管, 这既达到了恢复油井产能, 又达到了油井防砂的目的, 延长油井检泵周期。
(5) 套管整形技术不仅能够应用于Φ139m m套管, 也可以应用于Φ178m m和Φ127mm套管。
参考文献
[1]万仁溥、罗英俊等编采油技术手册 (第五分册) 北京:石油工业出版社, 1989:208～229。
锦州油田 篇5
1 技术原理
该技术原理是:对螺杆泵井的动液面、电流、扭矩、套压、转速等几个重要参数, 实现真正的闭环控制和准确控制, 做到时时测量、时时诊断、在线调参和及时处理问题。
它包含四个子系统:
(1) 数据采集系统, 实现了螺杆泵井重要工况数据的时时在线检测, 给出螺杆泵井的供液量等情况;
(2) 跟踪系统, 在线动态跟踪螺杆泵井的工作状态, 快速解析出螺杆泵井的供液情况、载荷情况、抽汲情况及变化规律;
(3) 控制系统, 通过运行传感器的回馈信号, 确定最佳的运行参数, 通过变频调速, 把螺杆泵井控制在最佳工作点, 使螺杆泵井采油的效率始终保持在最佳状态;
(4) 远程无线监控系统, 实现信息传输和远程控制, 能够将井史井参等信息及时传回控制管理中心, 实现无线远程防盗报警与故障报警等功能, 直接将油井的异常情况以短信息的方式及时发送到管理者的手机上。
螺杆泵工况常用的诊断方法有电流法诊断、憋压法诊断、扭矩法诊断、液量变化法诊断。考虑到成本、环境条件等因素的影响, 锦州油田采用螺杆泵专用变频器内已有的电参数监测装置对泵的过载情况进行监测, 该方法的技术思想是通过对螺杆泵驱动电机上的A/B/C三相电流电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率等进行实时监测, 可以使井场的操作人员和管理者及时掌握螺杆泵驱动电机的工作状况, 来分析螺杆泵在井下的工况, 判断分析有无故障发生及故障发生的原因, 及时地对设备进行有效的维护, 保证螺杆泵安全、可靠、有效地工作。将监测结果传送到上位机中, 利用软件来诊断判断泵的工作状况。
2 技术特点
2.1 实时监测动液面
通过动液面监测, 避免抽空烧泵
2.2 自动控制技术
通过对电流、有功功率、动液面、供液情况等多种参数的跟踪测量和分析, 判断是否出现结蜡、杆断、偏磨等现象和趋势, 采用变频自动调速或停机, 避免螺杆泵井的损坏, 把损失降低到最小程度。
2.3 远程无线监控
通过远程无线监控器, 可以将螺杆泵井的原始信息及时传回到控制管理中心, 实现远程控制、调参与故障报警等功能, 并可将油井工作参数、历史记录等信息自动保存在计算机数据库中, 方便检索查阅。
3 主要功能
(1) 时时监控油井各主要参数, 自动诊断工况, 对结蜡、杆断、偏磨等现象能及时发现, 并做出响应或应急处理;
(2) 时时检测动液面;
(3) 远距离无线传输数据, 参数包括:动液面、套压、螺杆转速、运行方式、运行电流、运行电压、运行频率、有功功率等;
(4) 现场和远程都可变频调速, 螺杆转速可连续调整, 可远程控制停机;
(5) 建立采样数据报表及历史数据查询等数据库。
4 主要技术指标
(1) 油井动液面:0~3000m误差:≤1%FS;
(2) 套管压力:0~5MPa误差:≤1%FS;
(3) 线电压:0~380V误差:≤±0.5%FS;
(4) 工作电流:0~150A误差:≤±0.5%FS;
(5) 有功功率:0~110KW误差:≤±1%FS;
(6) 转速:0~1000 RPM误差:≤±0.5%FS;
(7) 变频调速:18~68Hz;
(8) 无线测控距离:不受限制。
5 现场实施情况
2012年共施工了三口井, 分别为锦2-7-007、锦2-7-218C和锦45-05-21;
锦2-7-007井, 该井于3月10日作业搬上, 3月12日凌晨1点开始下测试仪, 通过信号电缆把井下数据传回地面并在仪表盘上显示, 信号电缆从油管外壁通过钢带进行捆绑, 直至井口, 最后通过套管四通返出地面, 并进行2次密封, 承压可达20MPa, 可以避免高压渗漏。该井与3月13日中午下泵完毕, 现场测试温度48℃, 压力7.8MPa, 傍晚下完杆, 于3月14日下午开井, 50rpm生产, 电流18A, 量油23m3, 测试温度49.1℃, 压力7.64MPa, 从这一阵的参数跟踪看, 开井初期由于受到作业影响, 井下温度稍有降低, 开井后温度逐步回升到50℃, 压力从7.8M P a下降到7.6M P a, 且连续30d均保持稳定。
锦2-7-218C井, 该井施工前因电流高停, 造成油井卡, 解卡未成功检泵, 该井于2012年6月25日施工, 电流一直保持在20A-30A之间, 运行平稳, 目前日产液128m3, 日产油2.6t。
锦45-05-21井, 该井施工前检泵周期只有8d, 而前一个检泵周期也仅有16d, 该井的频繁检泵, 既不利于生产, 又增加了作业费用。该井于2012年7月2日施工, 一直运行稳定, 该井泵挂1000m, 动液面保持在370m左右, 到目前已累计生产241d, 日产液16.8m3, 日产油0.7t, 效果非常好。
6 效益评价
(1) 由于可以控制合理的沉没度, 因此实施的两口井实现了稳产。
(2) 由于通过变频控制了合理的电参数, 因此实现了真正的节能。
(3) 由于变频实现了软启动, 解决了“大马拉小车”的问题, 减少了一次性设备选型费。
(4) 延长检泵周期, 节省了检泵费用。
(5) 该技术可以直观的反映螺杆泵井下工作环境, 为螺杆泵制定合理的工作参数以及油井发生异常时提供第一手资料。
7 结论
锦州油田应用智能工况诊断技术, 取得了很好的效果, 给生产管理带来了很大方便, 其潜在的经济效益及社会效益也是很明显的, 因此该技术前景广阔, 有很大的推广应用价值。
参考文献
[1]王海文, 陈镭, 等.螺杆泵井光杆受力法工况诊断技术[J].石油钻采工艺, 2003, (05) [1]王海文, 陈镭, 等.螺杆泵井光杆受力法工况诊断技术[J].石油钻采工艺, 2003, (05)
[2]吴晓东, 王世展, 等.地面驱动螺杆泵采油系统故障诊断方法[J].石油钻采工艺, 2003, (05) [2]吴晓东, 王世展, 等.地面驱动螺杆泵采油系统故障诊断方法[J].石油钻采工艺, 2003, (05)
锦州油田 篇6
近几年, 随着开发的不断深入和操作成本的控制, 锦州采油厂利用老井眼侧钻井数明显增多。老井开窗侧钻小井眼是近年来调整注采方案、挖潜剩余油、提高原油采收率的有效措施。锦州油区小井眼侧钻井数量平均每年增加25口, 随着进一步的开采, 小井眼侧钻井会有相应的调整措施和增产措施, 因此, 必然面临小井眼的修井作业。而辽河油田针对小通径侧钻井 (外径101.6 mm套管) 的井下作业技术还不完善, 这类井在作业过程中困难较大, 修井成功率低。2011—2013年期间, 锦州采油厂部分油水井因打捞失败、小管冲砂卡断以及缺乏配套的井下工具等原因, 造成4口井报废, 给采油厂带来了巨大的经济损失。
2 技术难点
结合锦州采油厂修井作业现状, 目前, 侧钻小井眼修井工艺技术主要存在以下技术难点: (1) 由于侧钻开窗是利用原来139.7 mm的油层套管作业的, 小井眼后期的完井油层套管以101.6 mm的套管 (内通径为86 mm) 为主, 限制了修井配套工具的外径尺寸, 井下工具强度难以满足施工要求, 可靠性差; (2) 井眼通径小, 小井眼井下工具少, 特别是用于101.6 mm套管的卡堵水工具几乎空白; (3) 受限于常规螺杆钻具的最大外径, 无法在小通径内磨钻施工。
3 研究内容
为了更好地解决以上小通径油水井作业过程中的技术难点, 我们研究了与之配套的井下作业技术。
3.1 小通径冲砂技术
结合上述小通径油水井作业技术难点, 我们在该类井作业时, 尤其是冲砂、洗井循环作业时, 作了如下改进: (1) 针对锦州油田30余口外径为101.6 mm的油水井, 专门引进了N-80级别的60.3 mm的加厚油管, 用于侧钻开窗点以下的正常作业; (2) 研制出72 mm的小通径螺杆钻具, 保证101.6 mm套管内钻塞等旋转作业的顺利进行; (3) 对目前的井口低压自封封井器作了进一步的改进, 研制出耐压21 MPa的井口自封封井器。以上这些配套设备与锦州采油厂的连续循环冲砂配套, 保证了小通径套管井的正常循环冲砂作业。
3.2 小通径堵水、防砂技术
石油开采的诸多工艺措施, 比如机械防砂、分层采油等均在直径为101.6 mm的小直径套管内完成。其中, 最常用的一种石油开采工具为封隔器。封隔器是在井筒中将不同的油层、水层分隔并承受一定压差的井下工具。对于需要防砂和分层采油的油井, 利用封隔器可将井下油层、水层分隔, 再通过封隔器的中心管下入洗井、采油等石油开采工具进行石油开采。但是, 现有封隔器的尺寸和结构只适用于小直径套管, 这就需要将其直径缩小, 这时就会产生很多问题, 尤其是设置有双向卡瓦结构的封隔器。这种封隔器结构复杂, 通常有内中心管和套设置于其外部的外中心管内, 采油设备通过内中心管下入井下, 内中心管和外中心管分别设置有卡瓦, 构成双向卡瓦结构。现有双向卡瓦封隔器的侧壁比较厚, 因此, 当将双向卡瓦封隔器缩小成适用于小直径套管的封隔器后, 其外径变小, 但封隔器的侧壁厚度没有改变, 导致封隔器的内径变小, 很多现有的采油设备不能经由其下入井下, 进而无法正常采油作业。
为此, 我们研究并设计出一种小直径封隔器 (专利:201420158418.0) , 主要包括四大机构: (1) 中心管总成机构。这一机构包括由上至下连接的上中心管、限位套和下中心管。所述限位的上部套设置于所述上中心管外, 并与上中心管滑动配合, 且限位套与中心管之间设置有限位装置, 限位套的下部套设置于下中心管外; (2) 密封机构。套设置于上中心管上部的外壁上; (3) 坐封机构。套设置于下中心管下部的外壁上, 并与下中心管滑动配合; (4) 双向卡瓦锚定机构。该机构包括上卡瓦和下卡瓦。其中, 上卡瓦固设于上中心管外, 并与密封机构的下端相接;下卡瓦与所述坐封机构相接, 限位套上下两端设置有与上卡瓦配合的上锥体和与下卡瓦配合的下锥体。
这种小通径封隔器可以实现101.6 mm套管内的机械防砂、堵水和分层采油作业, 目前已经形成了一项专利技术, 保证了锦州油田小通径作业井的正常作业。
4 现场应用及经济效益
2013—2014年期间, 锦州油区现场累计进行小通径井下作业共9井次, 成功率为100%.其中, 机械防砂2井次, 机械卡堵水3井次, 日常维护作业4井次。所有作业井后生产正常, 平均检泵周期达261 d, 9口井截至2014-10, 累计产油2 624.7 t, 直接经济效益达866.151万元。
5 结论和建议
结合小通径单井作业施工经验, 研制了与之对应的小通径打捞、冲砂等技术, 经现场应用后, 均达到了预期效果。2013—2014年期间, 现场累计进行小通径修井共9井次, 创造经济效益866.151万元。下一步将继续攻关研究小通井作业井的配套工艺, 形成规范化的作业技术, 以更好地指导小通径油水井施工作业。
参考文献
[1]刘景三, 徐孟策.侧钻井作业施工及井下事故的处理[J].钻采工艺, 2002 (01) .
锦州油田 篇7
随着中海油向国际数字化规范石油单位的方向定位发展, 开始对所管辖范围的管线工程项目的文件和数据按新出台的EDIS (工程数字化信息系统) 规范进行科学、规范管理。由于海底管线的服役条件苛刻, 对其监测、维修的难度较大, 一旦发生事故, 不仅给油田造成巨大损失, 而且污染环境。基于上述原因, 建立海底管线完整性管理系统将是中海油未来的一项重要工作。其中, 管线工程前期的设计、施工等基础数据资料的收集、存储和管理工作便是开展管线完整性管理的关键第一步。因此, 建立海底管线完整的基础数据信息管理系统是十分必要的。该数据平台的建立, 不仅符合中海油的未来的发展定位, 便于对管线工程数据的规范管理, 而且可为管线运营后期的检测、评估等一系列的海底管线完整性管理打下坚实的数据基础。
1 工作开展的步骤
1) 对工程数据分析 (依据现有编码规范部分信息, 依据现有数据分析其内在联系为分类和关联提供支持) 。2) 制定系统的逻辑架构 (包含信息分类和关联关系) 。3) 制定系统的功能架构 (包含建立配置工具和软件功能实现) 。4) 工程数据的录入和录入数据的质量保证 (包含数据校验和质量保证措施) 。5) 系统的调试和成果的交付。6) 软件的后期维护和问题的跟踪反馈。7) 用户的培训及知识转移。
2 逻辑架构的探讨
上文简述了工程数字化信息系统搭建的简要工作步骤, 在整个工程中步骤2制定系统的逻辑架构是整个工作开展的核心, 逻辑架构是否合理是项目成败的关键, 为此我方技术人员同承建方开展了细致的讨论, 并形成了基本的架构。下文针对本项目的系统逻辑架构的设计和搭建过程中的问题进行探讨, 希望能对以后的项目提供一些工程借鉴。
2.1 规范编码
依据中海油工建[2012]66号文件关于印发《海上油 (气) 田工程信息档案管理细则 (试行) 》来规范编码, 由于规范中对部分海管海缆信息做出了规范, 所以大部分编码需要自行编码。自行编码没有现行规范可以依据, 其概念相当于建立一套标准来规范编码, 这也是此项目的难点之一。需要通过分析现有的数据, 来对现有数据进行分类和关联关系, 从而规范现有文件和数据的编码。
2.2 制定逻辑构架
基础点的选取成为整个逻辑建构讨论的关键点, 工作量的多少、细化的程度、甚至为今后建立风险评估、完整性管理等都取决于基础点的选择。整个关联关系和层次关系也是以此展开。基于本项目的基本特点和约束, 开发单位根据技术将来的运用前景最终采用以每一个关节点基础单位。
1) 基本需求的约束。油田开发项目组牵头工程数字化信息系统的平台搭建非常有意义, 作为海上油气田重要的生产设施, 从整个海管海缆的生命周期的第一开始就规范、整理并编码各种工程建造文件, 是油田开发项目本身最熟悉并且最有能力做好的事情。但是基于自身的基本特点和项目费用的约束只能为数字化信息系统的平台搭建做一些基础的工作, 其工作包含数字化信息平台的搭建、实现规范各种工程文件、实现信息查询统计功能等。重要的是能为今后的海管海缆的运营、风险评估和完整性管理打好基础。
2) 细化程度和资料类型。任何项目的都是从基本的需求入手, 基于上文提到的, 细化程度和细化哪些资料则是需要我们讨论和思考。细化程度决定了工作量的大小。在整理的资料的过程中不难发现, 资料的基本类型大概可分为设计类、采办类和施工完工类三大类信息。对于设计信息, 将来主要是用于查询, 采办类也是如此。而施工完工类信息则是将来作为管线评估比对的基础信息, 例如焊缝的检验报告, 埋深和定位信息等。作为施工完工资料则考虑将其一部分有价值的信息细化, 细化部分的资料能否为海管海缆后期评估提供数据支持平台, 为完整性管理打好基础则是重点需要考虑的问题。海底管线铺设过程中每根管子从材料采办、涂敷、运输、海上焊接、铺设入海等各个环节都有大量的完工资料, 将来管线评估检测也会参照其建造时的原始数据, 所以通过上述过程将施工完工资料中的内在联系将每根管线的资料串联起来形成管线跟踪则是我们认为需要细化的资料。
3) 工程资料的限制。关联图是否将所有的信息都能关联起来, 对于无法关联的信息、汇总中有明显错误的信息采用什么方式体现和处理也是需要探讨和解决的问题。
完工资料里面的内在联系的基础点并不统一, 例如打点记录的位置点和每道焊口的点并不一致。预调查的取点信息点也不一定是KP的基础点等等。所以将现有的设计资料和完工资料关联起来也是本项目的重中之重。
4) 关联关系图。图1中的关联关系图也许有很多细节存在问题或者不合理性, 希望在项目进行的过程中与专家和各方技术人员讨论逐步完善充实, 为将来软件功能实现打好基础。如图1所示。
海管工程数据基于三维GIS系统下分为:设计信息、采办信息、施工信息、安装调试信息。从结构上将海管平管信息和立管膨胀弯信息分开因为立管膨胀弯从设计到施工相对独立。设计信息分为详细设计、基本设计 (含施工设计) 、包含基本、位置、地质、环境、工艺、结构、防腐、施工等设计信息;采办信息主要包含合同 (不含商务) 、证书等信息;施工信息主要包含涂敷、铺设、后挖沟等信息, 关联细节见图1;安装调试信息主要包含安装完工、后调查、管线调试 (清管、试压、干燥) 信息等。
3 功能架构的几点看法
作为海管海缆这一油气田重要的生产设施, 在功能实现上要依据其自身特殊性来完成。换句话说就是要符合海管海缆专业的特点和习惯查询方式。例如:
1) 查询方式和分类要有本专业的特点, 按照地质、埋深、水深、KP点、膨胀弯、立管、维修接头、备件等方式查询。
2) 海管部分分为平管段和立管膨胀弯两个部分, 平管段部分以海图呈现可放大到路由图纸, 立管膨胀弯可以考虑用三维模型呈现。直观图要以电子海图的呈现方式, 分图层显示养殖区、军事区、习惯航路等敏感区域。
3) 可以根据需要标记和标注打印特定区域等功能。
4 数据的质量保证、后期维护和问题的跟踪反馈
这是项目的难点, 现有技术方案中要求, 单靠人工的筛选和逐级的排查错误是不易完成。因为汇总的资料庞大、很多资料的类型不可编辑, 后期人工提取作业量大。现有的质量保证措施只是从操作者的角度进行了分级责任审查制, 并不是最有效质量保证措施。内部有其它案例是找专门的第三方来进行数据把关, 开发测试软件。但这又与项目经费直接挂钩, 很难实现。
项目的交付方式是服务器连同数据库和客户端, 承建单位维保期一年, 而数据库的更新和维护则是一个长期的工作, 如果将来转交给作业区使用, 应注意建立问题跟踪和反馈的机制, 逐步完善数据库和软件功能的问题。
5 结语