分层试油工艺（共7篇）
分层试油工艺 篇1
近年来, 我国工业的发展对油气资源的需求不断加大, 井工艺得到了较快额发展, 水平井作为一种提高油气资源开采, 减低油田开发成本的有效途径, 被广泛的应用到现代的油气资源开发工程中, 由于水平井自身的机构特点, 对分层试油工艺的要求比较高, 对水平井桥塞分层试油工艺技术进行探讨有着重大的现实意义。
一、水平井桥塞试油工艺技术使用现状
桥塞的作用是油气井封层, 具有施工工序少、周期短、卡封位置准确的特点。近年来, 我国工业的发展速度不断加快, 工业发展对油气资源的消耗也在不断加快, 为了满足现代化工业发展的需求, 我国对油气资源的勘察工作也越来越大, 水平井下作业也在不断的增加, 水平桥塞石油工艺技术得到了广泛的使用[1]。由于水平井自身结构的特殊性, 对分层试油工艺有着严格的要求, 而桥塞有着很好的油气封层作用, 在水平井作业中能够有效的保障作业安全。我国现代工业的发展, 油气生产规模不断扩大, 许多大型的油气企业为了加快油气资源的开采, 加快试油速度, 利用桥塞来减少施工工序, 有效的减少了油气层的污染, 为油气开采提供了保障。
二、水平井桥塞分层试油工艺技术
1. 水平井桥塞的特点
工业发展对油气资源的需求促使了我国现代油田的开采, 水平井作为一种保障油气资源开采、降低油田成本投入的一种有效手段, 井工艺得到了广泛的应用, 水平井桥塞的坐封力是由张力棒控制的, 因此可以有效地保证坐封安全可靠。同时桥塞桥施工简单, 可以坐封在任意大小的油管内, 可以在水平井安全使用, 桥塞下井时通过拉断棒及拉断环与坐封工具连接, 可以锁紧装置保护座封负荷, 保证压力变化下仍可靠密封。双道密封胶筒能可靠密封。打捞头和平衡阀相配套容易解封。
2. 工作原理
这种施工技术是利用管柱将其输送到井筒预定的位置, 通过液压坐封工具产生的压力作用于上卡瓦, 拉力作用于张力棒, 通过上下锥体对密封胶筒施以上压下拉两个力, 当拉力达到一定值时, 张力棒断裂, 坐封工具与桥塞脱离。此时桥塞中心管上的锁紧装置发挥效能, 上下卡瓦破碎并镶嵌在套管内壁上, 胶筒膨胀并密封, 完成坐封, 当水平井下进行油气开采时, 桥塞通过拉断棒及拉断环与坐封工具连结, 利用电缆或者管柱将其输送到井筒预定位置后, 通过油管内打压实现桥塞坐封和丢手, 既安全又可靠。打捞时只需下放打捞工具打开该桥塞上的中心管锁紧机构再上管柱即可实现解封。具有坐封、打捞、解封操作简单、施工方便使用成功率高等特点。
3. 水平井桥塞分层试油工艺施工步骤
(1) 通井工序
试油就是利用专用的设备和方法, 对通过地震勘察、钻井录井、测井等间接手段初步确定的可能含油气层位进行直接的测试, 并取得目的层的产能、压力、温度、油气水性质以及地质资料的工艺过程[2]。桥塞运行的前提就是必须保证运行环境的清洁, 在水平井下, 为了确保桥塞能够达到分层试油的效果, 就必须对水平井井下及井壁的有无进行清除
(2) 桥塞下井
在清理水平井的污渍后, 用油管连接桥塞, 然后慢慢的将桥塞放下井, 在桥塞下放到设计规定的位置后, 完成坐封
(3) 测试
测试工具到位后, 环空加压, 封隔器坐封。环空继续加压并稳压后泄压, 压力感应器接收信号控制电机启动, 通过连杆带动活塞连接杆轴向运动, 从而实现开井。地层流体流入油管, 压力、温度计记录压力、温度, 进入试油流动期。
(4) 打捞油气
用油管连接桥塞专用打捞工具, 下井到桥塞坐封位置时与其碰撞, 只需要下放打捞工具, 打开桥塞上的中心管锁紧机构向上提即可实现解封。打捞工具如果被砂埋, 应加大打捞次数, 直到打捞到为止。解封后上提下放动作需重复几次, 以松动积砂, 防止在提油的过程中, 提油管被砂卡[3]。
4. 注意事项
水平井桥塞分层试油工艺技术是在井下作业, 井下作业受到环境等多方面因素的制约, 试油工序造成一定的影响, 因此, 水平桥塞分层试油工艺在实际工作当中认真检查工艺所需要的设备, 在发现桥塞遇阻是应控制起速, 桥塞起速不得超过1800米/小时, 上起中途不得换档或停车, 起出后停止施工。同时还要派专业的技术人员对起道机进行操作, 保障起吊的过程中的稳定性, 减少油气资源从油管中洒出, 从而加大井下冲洗的工作量。
结语
水平井桥塞分层试油工艺技术是一种先进的井工艺, 在现代化油气资源的开采中有着重大作用, 水平井分层试油工艺中的桥塞有着油气井封层的作用, 而油气资源的开采大多都是在井下作业, 井下恶劣的环境会给分层试油工艺造成很大的影响, 因此, 为了更好的保障油气资源的开采, 在水平井桥塞分层石油工艺中, 就必须对油田的分布情况进行分析, 找到设置桥塞的最佳位置[4]。水平井桥塞分层试油工艺技术获得了成功, 有效地保障了油气资源开采的效率, 具有较好的应用前景。
参考文献
[1]郝增贤, 肖中海, 李民乐, 王伟秋.水平井桥塞分层试油工艺技术[J].油气井测试.2008 (05) .
[2]王旭, 张弘韬, 李泰浩, 刘志良.套管变形井小直径桥塞的研制与应用[J].钻采工艺.2003 (05) .
[3]蔺伟, 李颖, 陈宁, 逯梅, 贾广武.一种新型可取式桥塞的研制与应用[J].石油矿场机械.2003 (06) .
[4]田志宏, 皮晓龙, 李旭宏, 李泌, 龚卫军.超深水平井挤注、封堵管柱技术[J].石油机械.2010 (11) .
浅谈浅井试油工艺 篇2
关键词：试油工艺,浅井,测射联作,新技术
一、前言
在花土沟油田的试油施工实践中,根据该地区井浅,试油层位在井深300-1600m之间,地层压力系数较小,地层温度较低,井斜<30°,井况单一,普遍采用了常规试油与射孔-测试联作的试油工艺,在录取资料过程中采用了测试回收及抽汲或提捞求产方式。通过实践达到了试油目的,总结出浅井段试油的一套完整的工艺过程及应注意的问题。
二、射孔液的选择
根据浅井段地层压力系数较小,地层温度较低的地层共性,在实践中选用的射孔液主要是淡水及加表面活性剂的活性水,实践证明这类压井液经过适当的处理能满足储层的要求,且所需费用低,经济上允许。
三、试油工艺在花土沟油田的应用
在花土沟油田的试油实践中,除替浆、洗井、封堵等工艺外,其余试油工艺(射孔、测试、求产)在该油田的实践中可采用的工艺方式有以下几种:
1. 采用非测试-射孔联作工艺有以下六种形式:
①油管传输射孔(TCP)—MFE测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;
②油管传输射孔—APR测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;
③电缆传输射孔—MFE测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;
④电缆传输射孔—APR测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要:
⑤电缆传输射孔—抽汲求产,根据抽汲资料确定是否有措施改造的必要;
⑥油管传输射孔—抽汲求产,根据抽汲资料确定是否有措施改造的必要;
统计表明:以上方案中采用较多的是常规试油工艺,即电缆传输射孔后,再进行测试、求产等工艺,该方案较之TCP后,直接排液求产的工艺方案增加了施工资料录取的全准率及措施改造依据;其次是油管传输射孔(TCP)后,直接排液求产的工艺,这种方式只能获得地层的产能数据,不能全面定量地反映地层的性质,一般是不可取的;采用最少的方案是TCP后,再进行测试、求产等工艺,这与该方案不利于油层保护,劳动强度较高,单层试油周期较长,经济效益差等特点有关。
2. 射孔-测试联作方案因测试工具不同有三种形式:
①油管传输射孔(TCP)—MFE测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;
②油管传输射孔(TCP)—APR测试(测试过程中抽汲求产),根据测试资料确定是否有措施改造的必要;
③油管传输射孔(TCP)—APR (测试测试过程中抽汲求产),根据测试过程中的抽汲资料确定是否有措施改造的必要,若必要则进行措施改造,然后抽汲求取产能,结束该层组试油。
结合实践,射孔-测试联作方案总的优势是:
①减少起下管柱的次数,降低了劳动强度,有效地缩短了试油周期,有利于油井成本的控制;
②能实现射孔测试一次性完成,减少射孔液对储层的回压及浸泡时间,有利于储集层的保护;
③能充分发挥负压射孔的优势,增加负压产生的回流对射孔孔眼的冲洗作用,提高储层的生产能力;
④能进行长井段的射孔。
可见,射孔-测试联作是一种较先进的试油工艺之一。但因测试工具的不同有不同应用效果。如环空压力反应(APR)全通径测试工具及MFE多流测试工具;前者的优点有:在不动管柱的基础上用环空加预定压力(如10Mpa)来实现开关,泄去环空压力实现关井,操作简便;能适用于大流量井的测试;能进行地层增产的处理,如酸化等;能将钢丝绳操作的油管枪下入,进行负压射孔;若其达不到足够的深度(在浅井不会存在这类问题),亦可用油管传输将射孔枪下到足够深度达到负压射孔。后者则不会有这些优势,因此在实践中应广泛推广使用APR全通径测试工艺。可想而知,APR全通径测试工艺可进一步拓展测试井的范围,缩短试油周期,提高市场竞争能力,为服务公司的发展提供有利的硬件支持。
四、求产方式存在的几个问题
纵观求产方式主要有:气举、抽汲或提捞和测试回收折算、流压折算等。前者能最大限度的降低井筒液柱压力,能较快速的排液,适于高产低压井的排液求产;后者的排液速度与抽汲次数、抽子与油管内壁间的间隙、防喷装置的密封效果以及所使用的抽汲工具有关。
在实践中,抽汲产量的可信度受到考验,主要有;
①抽子与油管内壁间的间隙造成抽汲效率的下降;
②由于防喷装置的密封效果好坏,影响抽汲产量计量的准确程度;
③抽汲作业中因设备及人为因素影响抽汲效率,进而影响产量;
④不能有效地对地层产出液计量及分离。
因此,要提高抽汲产量的可靠性,必须解决上述问题,即
①因浅井试油在地层供液一定的情况下,抽汲次数能最大限度地满足地层的供液能力;有时抽汲次数很高,如井深400m左右的层位,抽汲次数可达到15-20次/h;这对目前常用的抽汲工具,尤其对抽子所使用胶皮的耐磨性是个严峻的考验。而目前所使用的抽子主要为水力式、两瓣式、千次抽;实践证明,使用最广泛的是水力式抽子,这种抽子所使用的胶皮在浅井段每使用3-6次就需更换,其稳定性很差,需多个抽子备用,以提高抽汲效率。两瓣式抽子的使用较少,千次抽更少;前者与水力式抽子一样用胶皮来密封与管壁的间隙,达到排液的目的,在冷四-1井中深井段的实践效果较好。同样,千次抽在该井的实践效果不容质疑的。因此,在浅井试油应大力推荐使用两瓣式抽子及千次抽,以达到良好的抽汲效果,获得可靠的地层产能。
②采用具有良好密封效果的防喷装置,如液压控制的防喷装置,减少漏失,增加抽汲产量计量的准确性。在实践中在现有防喷装置的基础上,采用了大直径加长的防喷管,其应用效果比较理想。
③加强对抽汲作业过程的监督,制定科学的工作制度,保证抽汲质量,减少人为因素的影响;
④采用先进的油气计量装置,提高油气水产量计量的准确性和可靠性。
上述求产方式为进一步提高其可信度,应与带有压力计的监测管串相结合。提捞只适用于低产层的求产,在合理的工作制度下,能求得较可靠的产能。测试回收折算不能准确反映地层产能,只可作为参考依据。
五、封墙工艺的应用
封堵方式有:水泥塞及桥塞封堵工艺。后者主要有两种方式:电缆桥塞和可捞式桥塞封堵工艺。
1. 水泥塞封堵工艺
该工艺有以下特点:
①施工组织要严谨,分工明确;
②施工周期长,劳动强度高;
③影响投产效率;投产时必须钻掉水泥塞,投产费用高;
④对小间距(10m左右)的试油层位进行封堵,施工难度高,甚至无能为力。
在花土沟油田的试油施工实践中,根据该地区井浅,试油层位在井深300-1600m之间,地层压力系数较小,一般不用水泥塞封堵工艺。
2. 电缆桥塞封堵工艺
该工艺与可捞式桥塞封堵工艺相比较具有施工周期长,回收较难,增加投产难度等特点,在浅井段基本不采用该封堵工艺。
3. 可捞式桥塞封堵工艺
统计浅井段试油层的封堵,普遍采用了较成熟的可捞式压裂桥塞封堵工艺,其施工成功率达到100%。用这类桥塞封堵有以下优点:
①油管加压座封,所需压力较低,一般12～20MPa;
②座封及丢手一次性完成,施工简便;
③能用原管柱进行洗井,降低了劳动强度,缩短了施工周期;
④桥塞有专门的打捞工具,操作简便,成功率极高,缩短了投产周期。
六、浅井试油新技术的应用前景
结合实践,大力推广应用试油联作工艺,如射孔-测试联作、射孔-投产联作、射孔-测试-压裂或酸化、射孔-高能气体压裂等联作工艺,可有效地保护或改造储集层,缩短试油周期,降低油井成本。
七、总结及建议
1.根据浅井试油层位具有地层压力系数较小、地层温度较低、井斜<30°、井况单一等特点,故在实践中普遍采用了常规试油与射孔-测试联作的试油工艺,取全取准了各项资料,达到了试油目的,为油田的评价提供了可靠的参数依据。
2.根据浅井试油的特点,建议优先采用射孔-测试联作的试油工艺,以提高施工效率,获得最大的经济效益。
3.通过几种求产方式的对比分析,建议使用带有压力计的监测管串相结合的抽汲求产方式,并指出这种方式目前亟需解决的几个问题。
4.文章指出,可捞式桥塞封堵工艺具有劳动强度低,操作简便,回收容易,成功率高,施工周期短,能有效的降低油井成本等优点,特别适用于浅井段试油层位的封堵,应大力推广使用。
5.试油联作工艺的推广应用,将进一步缩短试油周期,有利于地层产能的提高,有效地降低油井成本。
参考文献
[1]《保护油气层技术》,赵敏徐同台等编著,石油工业出版社,1995年4月;
稠油井试油初期防凝管工艺 篇3
塔河油田主力产层为下古生界奥陶系, 该油藏为碳酸盐岩岩溶裂缝性油藏, 油藏储集体以溶洞、裂缝为主,具有极强的非均质性[1]。完井方式均采用先期裸眼完井,而试油工艺则结合所钻目的层溶洞和裂缝是否发育分为油管测试和酸化压裂。若在目的层钻进期间钻遇溶洞和裂缝,直接采取下油管进行诱喷求产;反之则进行酸化压裂来达到沟通目的层附近溶洞和裂缝的目的。
以上两种试油工艺在稠油区块试油初期未见稠油期间需依靠人工每隔一个时间段井口取样来判断稠油是否已到达井口。当发现稠油到达井口后,采用成熟的反掺正采工艺,及时利用掺稀管线正注一个油管容积的轻质油以防止稠油凝管,而后反注一个环空容积的轻质油进行正常的掺稀生产。但是仅仅依靠人工取样判断稠油是否到达井口会因人为疏忽原因致使大量稠油进入油管。随着稠油在流动的过程中的热损失, 使得黏度大幅度增大而造成油管凝管。2011年塔河油田在试油初期共发生6次稠油凝管事故,凝管后必须通过连续油管注热油进行循环解堵,平均解堵时间达5.3 d,造成极大的时效延误和经济损失。
为此现场迫切需要一套技术手段来自动识别稠油是否达到井口。本文通过室内模拟实验和现场实际应用,设计出一套针对稠油井试油初期防凝管的工艺。
1 工艺原理
FGH型含油率自动监测仪是利用不同介质对低能γ射线的吸收不同而研制的。放射性同位素放出低能的γ射线。当它穿过介质时, 其强度要衰减, 且衰减的大小随介质的不同而不同, 即取决于介质对γ射线的质量吸收系数和介质的密度[2,3]。因此,可通过油、水这两种介质对射线吸收能力的不同引起电路负载量变化的大小监测混合液中油的含量,同时经无线探头将数据传输至值班室电脑,利用配套软件设定相应的报警值,当达到设定的报警值后报警器启动声光报警。
2 室内试验
根据文献[2]报道现场应用情况,在混合液含油率大于60%时,FGH型含油率自动监测仪分析含油与人工化验含油误差为-2%～2%,具有较高的精确度。但是在稠油井试油初期,稠油是伴随着泥浆或残酸返排至地面。在未见稠油期间,返出流体含油为零。根据施工经验,当地面管线稠油含量达到20%时,需迅速进行回注防止油管凝管,因此还需开展FGH型含油率自动监测仪在高含泥浆和残酸情况下对原油含量监测的准确性。
首先在室内模拟了混合液在高含水状态静置时FGH型原油含水率自动监测仪测量精度的试验。
表1是40 ℃泥浆(比重1.16)与原油混合后静置状态时FGH型含油率自动监测仪测量数据:
表2是40 ℃残酸(比重1.16,pH值6)与原油混合后静置状态时FGH型原含油率自动监测仪测量数据:
从表1和表2两种试验数据可以看出,FGH型含油率自动监测仪在监测泥浆和残酸与原油的混合液时含油率数据比较准确、误差较小,能真实反映混合液实际含油情况。
但是为更加真实地模拟现场实际情况,本文还开展了如图1试验模型所示的混合液在流动状态下的试验,主要检测FGH型含油率自动监测仪测量的精度和所需时间。
该试验模型为在进口处连接泵头,将混合液用泵头以2 L/s的排量从进口处泵入试验模型中。FGH含油率监测仪前段10 m ϕ73 mm油管内容积为30 L,理论上泵入混合液在起泵15 s后到达监测仪处。
在每次测量之前,先将整个管线灌满清水,一是保证泵入的混合液在管线中为活塞式推进,二是校验FGH型含油率自动监测仪是否归零,确保试验准确性。
表3是40 ℃泥浆(比重1.16)与原油混合后流动状态时FGH型含油率自动监测仪测量数据:
表4是40 ℃残酸(比重1.16,pH值6)与原油混合后流动状态时FGH型含油率自动监测仪测量数据:
从表3和表4两种试验数据可以看出,在流动状态下FGH型含油率自动监测仪在监测泥浆和残酸与原油的混合液误差较静置状态略大,但误差小于20%;在混合液流动的过程中存在一定的时间延迟,但延迟时间较短,均小于3 s,因此可以忽略延迟时间对实际施工作业影响。
3 现场应用
根据现场施工经验,在取样见稠油20%后开始回注稀油。为此,结合FGH型含油率自动监测仪室内试验数据,在现场应用过程中将FGH型含油率自动监测仪的报警值设定为15%。
在试油期间,将该FGH型含油率自动监测仪安装如图2所示,将其安装于井口出口端以便于在第一时间监测到稠油含量。
目前该工艺在塔河油田12区稠油区块已应用10井次,取得较好的现场试验效果,图3和图4现场试验实测含油率曲线。
为保证现场评价试验顺利进行,采取井口取样观察和FGH含油率自动监测仪两种方式同时判断。在监测仪数据显示含油为2.5%时,取样观察混合液含少量油花,在监测仪数据显示含油为10%时,取样观察混合液含少量稠油颗粒,在监测仪数据显示含油为15%报警时,此时取样观察混合液含少量块状稠油。
从图3可以看出,在含油率达到设定报警值15%时开始声光报警,现场人员开始进行关井动作,整个过程持续约3 min,关井后,在FGH型含油率自动监测仪处流体不再流动,此时监测值不变。
4 结论与认识
(1)FGH型含油率自动监测仪在室内试验和现场评价时监测数据较为准确,误差较小;
(2)在稠油井试油流程上安装FGH型含油率自动监测仪可有效防止试油初期发生凝管现象;
(3)该工艺技术在稠油区块具有推广价值。
摘要：塔河油田所辖的6区、10区北及12区原油属高黏度、高含硫、高含蜡的超重质稠油。尤其是12区油藏,原油平均密度高达1.025 9 g/cm3,黏度高达300 000 mPa.S。上述区块油井在试油初期存在极大的凝管风险。为此,提出了一套全新的防凝管工艺技术。该工艺技术经室内试验和现场评价,取得较好的应用效果。
关键词：塔河油田,稠油,工艺
参考文献
[1]张荣军,李海军,任月玲.塔河油田深层稠油掺稀降黏技术.西安石油大学学报,2009;(05):84—87
[2]赵春娟,杨海文,等.原油含水分析仪的研究与应用.工业计量,2006;(S2):47—48
试油作业封层工艺技术及应用 篇4
1 封层工艺技术概况
1.1 丢手封隔器封堵
丢手封隔器封层操作简单、封堵深度准确、并可重复使用。如2251丢手封隔器, 它由下接头、皮碗、卡瓦体、胶筒、卡瓦座、轨道中心管等组成。由油管正打压使其封隔器丢开。丢开后, 卡瓦卡在套管同时自锁。胶筒处于压缩状态保持密封。但随着井下工具的不断更新改进这种丢手封隔器仅在个别井中应用。
1.2 注水泥塞封堵
注水泥塞封层技术俗称打水泥塞, 这项工艺虽说很传统, 但在试油封层中却广泛应用。他的施工工艺比较简单经济适用, 这项工艺技术在吉林油田的试油井中普遍采用。为使注水泥塞获得一次成功应考虑以下因素:
1.2.1 井筒液柱压力与底层压力保持平衡。
1.2.2 井筒液体保持中性, 若有不同液体或气体应适用清水替出或加隔离液垫。
1.2.3 井筒管柱要清洁, 管柱及井口要密封。顶替量及深度计算准确。
1.2.4 水泥级别满足井下要求, 水泥浆量准确, 搅拌均匀。
1.2.5 清水顶替完后, 要先观察油套压力是否平衡, 在确保套管压力平衡后, 再起管柱进行反洗井。
1.2.6 注水泥塞后进行反洗井, 反洗要循
环1.5周以上, 排量不易过大防止水泥塞下移, 动力设备处于完好状态。
1.2.7 从配置水泥浆—替入水泥浆—替顶替
液—上提管柱—反洗—再上提管柱—关井侯凝。全过程要紧张有序, 不能超过水泥浆在井温条件下的初凝时间。
1.2.8 探灰面要缓慢下放, 试探三次, 每次
加压5—10KN, 试压15Mpa-30min-不降为合格。
现场应用情况:新342井, 待封堵层井段:1691.1-1686.5m, 注水泥塞油管下入深度:1778.89m, 应用A级油井水泥搅拌成水泥浆0.26m3, 水泥浆密度1.86g/cm3, 顶替液5.3m3, 后经48小时关井候凝, 实探灰面位置1742.85m, 试压15Mpa—30min—不降—试压合格。
2 可捞式 (可钻式) 桥塞封堵
桥塞在封层工艺技术中它相当于注水泥塞和丢手封隔器比较而言具有施工工序少、周期短、劳动强度减小、封层位置准确、误差小的优点。特别适合于探井、夹层小的井段。可捞式 (可钻式) 桥塞按其坐封方式可分为电缆输送和油管输送两种方式。由于电缆输送桥塞在现场应用不多, 这里主要研究油管输送的工艺技术及其应用。桥塞的结构特点:由双卡瓦、胶筒、滑套、球座等组成。齿向相反, 实现了桥塞的双向锁定。
2.1 工艺技术及施工步骤
对所要封层井的射孔井段用对应型号套管刮削器下至桥塞座封位置进行往复刮削三次, 反洗井1.5周, 洗出井内残余物。其目的是防止桥塞球座部位有杂物影响球座密封。将桥塞连接至油管底部, 平稳匀速下至桥塞坐封位置。将钢球从油管投入, 油管上部依次连接旋塞阀、油壬、高压水龙带, 连接至水泥车。油管加压5Mpa停顿5分钟, 10MPa-停顿5分钟, 依次加压直至桥塞座封从而实现封层的目的。
现场应用情况:城深5井, 层位:JHS, 井段:2416-2422m, 桥塞下入深度:2370m, 按施工方案作业, 加压至24Mpa, 桥塞座封, 封层一次成功。经探桥塞, 试压20Mpa-30min-不降, 满足下步施工要求。
2.2 下双封封隔器封层
由于此主要研究常规试油的封层技术, 这里简单介绍下地层测试采用的双封隔器。对于地层测试, 可采用P-T封隔器和跨隔封隔器进行封隔, 使其达到封层的目的。现场应用情况:伊24井, 井段:2480m-2474m, 进行跨层测试, 管柱结构自上而下为:油管—反循环阀—油管—测试阀—锁紧接头—托筒—跨隔封隔器—筛管—盲接头—51/2P-T封隔器—压力计。从测试压力曲线看出封隔器效果非常好, 一次成功。
此外双封隔器在分层压裂过程中也有广泛的应用, 对于分层压裂可下入带滑套的双封隔器, 当压完一层后, 投球打下滑套进行封层, 进入另外一层压裂施工。
封层工艺技术的研究及应用建议:
2.2.1 对于夹层薄、高压井、气井、深井、适合于桥塞封层。
2.2.2 对于夹层大、出水多的底层建议采用注水泥塞封层。
2.2.3 对于测试层, 采用跨隔测试更为经济, 成功率很高, 同时也获得了试油资料。
3 结束语
由于时代的发展石油企业对试油工艺技术的要求将会更高。在试油技术的逐步完善的同时封堵的成功率和位置精度要求也越来越高。以上的常规的封堵方式是试油井中封层的主要方式。为了满足试油生产的要求, 了解并熟练掌握封堵方式, 就应该对的封层方式进行研究, 以便更好的满足施工的要求。
参考文献
[1]李权, 张文甫, 盖连民, 王玉连.吉林油田浅井及压力异常井测试方法[J].油气井测试.2009.18. (02) [1]李权, 张文甫, 盖连民, 王玉连.吉林油田浅井及压力异常井测试方法[J].油气井测试.2009.18. (02)
[2]努尔买买提.司地克;阿布都艾尼油水同层井试油工艺优化技术[J].内蒙古石油化工.2008. (15) [2]努尔买买提.司地克;阿布都艾尼油水同层井试油工艺优化技术[J].内蒙古石油化工.2008. (15)
分层试油工艺 篇5
试油工艺是油气勘探中的一个重要环节, 也是最后一个环节。通过使用专门试油工艺设备, 让油井处在一种临时生产状态, 该过程中所运用的工艺技术, 则为试油工艺。
2 试油工艺在气井生产中的主要任务及测试资料
(1) 试油工艺的主要任务掌握油气井的地下情况与流体性质, 为油气井开发提供可靠地质资料, 是试油工艺的最主要任务。除此之外, 试油工艺还有其他的任务。通过油气测试资料, 能够对油田油层或者气井工业经济价值作出初步的判断, 还能查明油气田的含油量面积、驱动类型及油气水边界, 为气井储量及油田油层的计算提供参考依据。通过试油工艺, 还能了解油田油层的生产能力, 验证测试资料对储层解释的可靠性。此外, 还要对油田油层或者气井进行初步判断, 为勘探开发提供可靠的参考资料, 为下一步工作指明方向。
(2) 试油工艺的测试资料为了更好地了解油田层或者气田气井的储量, 以便探明其工业价值, 在试油测试阶段必须掌握这些资料: (1) 产量方面的数据, 比如地面或者井下的气、水产量、油; (2) 天然气、原油与水的特性数据, 比如地面和井下的原油取样、含砂量等; (3) 压力数据, 比如流动压力、地层静压及压力恢复曲线等; (4) 温度数据, 比如低温梯度、井下温度等[1]。
3 影响试油工艺在气井生产中运用的因素
(1) 浅层稠油油层出砂严重由于气井下的储层岩性会比较粗, 成岩性具有一定的缺陷, 使得浅层稠油油藏胶结会变得疏松。如果试油工艺不能达到理想的水平, 则会导致沙粒移位, 此时储层则会严重出砂, 增加气井在生产中的防砂难度。
(2) 部分深层低渗透油藏难改造在实际工程中, 部分深层低渗透油藏的层数较多, 且层间距很小, 微裂缝发育, 储层非均质性变得严重。由于这些因素的存在, 储层会受到不良的影响, 进而导致压裂早期发生砂堵现象, 使改造难度明显增加。
(3) 石油工艺成功率不高原油具有较高的粘稠度, 这使得储层非均质性不甚令人满意。在整个工艺过程中, 渗透率这个环节会造成较大的损失率, 加上储层敏感性较强。这些因素使得稠油油藏难以得到有效开发, 储量上也很难得到提升。
4 试油工艺及其配套技术
(1) 主要的试油工艺技术分析因为试油工艺在气井生产中存在很多限制因素, 石油工艺技术室才会成立, 并出现全通氩气垫测试工具。通道大、使用液压开关井等特点是它和其他流通通道的最大区别。
(2) 试油工艺的配套技术分析 (1) 绕丝管挤压填充防砂工艺。这是一种针对各种限制条件而采取的防砂手段。比如, 针对浅层的疏松砂岩稠油藏, 采用绕丝管挤压填充防砂工艺, 则能取得良好的效果。该工艺能够及时完善施工泵压、防砂入井液、排量等数据, 并对防砂配套工艺技术进行了优化, 起到了显著的浅层防砂效果。 (2) 分层压裂改造技术。一些深层低渗透油藏的层数多, 层间距小, 且微裂缝发育, 储层非均质性严重。对于这些现象, 该技术可对之进行改造, 能够一次多开多个目的层。
5 试油工艺及其综合技术在气井中的应用情况分析
(1) 制约因素在气井的试油阶段, 主要有两类制约因素, 分别是凝析油、积液[2]。在实际的生产中, 凝析油出现的情况较普遍, 一旦出现凝析油, 气井内压力、温度会发生变化, 进而导致复杂的相态变化, 最终导致井底压力不稳定, 增加数据测量的难度。测试所用的工具, 在有压力的前提下根本不能深入井下, 进而无法准确获取到地层压力。
(2) 综合技术为了控制或避免凝析油的渗透, 以保证井底压力的稳定, 从而获取到准确的资料数据, 在气井生产中经常使用堵水或者排水这两种方法。堵水具体又可分为化学封堵、机械卡堵两种。比如, 通过化学手段, 隔开排气层与产水层, 则为化学封堵。和堵水技术不同, 排水技术则有多种手段或方法, 使用频率较高的如泡沫排水、气举排水、优选管柱排水等, 都是为了将水彻底排出井底, 故也称为排水取气法[3]。
6 试油工艺及其综合技术的应用情况评定
对于稠油油藏, 全通氩气垫测试工艺是一种较为有效的测试方法。针对油藏的不同地质情况, 该测试方法能够对其油嘴、压强进行调整, 必要时更换掉, 提高整个工艺的有效性。针对稠油粘稠度高、出砂率高, 进而影响产量数据的情况, 试油工艺的应用, 能够迅速获取到有效的数据, 比如水特性数据、压力数据、产量数据、温度数据等, 为油气开采提供了可靠的参考依据。对于气井中常见的凝析油现象, 通过对凝析油相态变化曲线的研究, 并采用排水法或堵水法将井底积水排干净, 有利于气井的开采。采用试油工艺及其综合技术, 还能较明确地掌握气井生产的压力、储存能力、液性等情况。
7 结语
作为气井生产的重要开发手段, 试油工艺及其综合技术对气井勘探与开发有着举足轻重的意义。因此, 相关工作人员应充分掌握该技术及其综合技术在运用中的制约因素, 并根据气井类型选择最佳的试油工艺, 才能最大限度地提高气井生产的效率。
参考文献
[1]刘建强, 王瑞丽.试油工艺技术在浅井中的应用[J].现代商贸工业.2011 (02) :294.
[2]宋柯艳.试油工艺及其综合技术在气井中的重要作用[J].中国石油和化工标准与质量.2012 (03) :90.
分层试油工艺 篇6
(一) 现实性研究
1定性研究。在勘探领域现场试油过程中, 常会遇到两个不同储层和性质差异的油藏存在一个油水界面的问题。例如潜山裂缝性油藏和浅层稠油油藏存在于一个油水界面, 会导致底水十分活跃, 排液过程中当压降波及到底水时, 便极易出水。由于影响油水关系的部分因素存在显著差异, 尤其是粘度差异明显, 加之浅层稠油油藏的流动能力也有差异, 油水两相流动时, 近井地带含油饱和度会明显下降, 油相渗透率降低, 同时比较流动压差, 原油的流动压差比水的流动压差大, 储层则以出水为主, 产油较少, 甚至不产。长期研究发现, 每年都有一些油水同层储层井试油排液期间出水量较大, 使得试油过程难度加大, 造成试油结论无法与测井解释相符, 最终导致难以进行储层定性。
2样本研究。目前, 通过对国内近期砂岩储集层试油的九口井十层的研究结果进行统计, 发现只有五层油水同出获得了工业油流, 试油成功率不到一半, 由此看来, 油水同层储层井的试油难度非常大, 进一步认知, 发现五层获得工业油流的井和余下的井在有效厚度、原油粘度及渗透率等参数方面都有显著差异, 其中有效厚度方面讲, 五层获得工业油流的井较其他的井厚, 同时原油粘度较其他的井低, 解释渗透率较之要高, 所以能够实现油水同出。
(二) 必要性研究
从上述研究现况来看, 储层试油过程复杂, 实现结果不甚理想。试油过程中, 探井的油水关系越来越复杂, 同时为了验证储层油水边界, 确定含油面积, 试油过程也要有意识的选择一些油水同层、上油层下油水同层、上油层下含油水层等井进行试油。事实证明, 只有依据油水同层储层井两相流的渗流特征, 全面考虑各种因素, 制定完善的试油配套技术方案, 才能显著地降低油水比, 提高同层储层井的原油产量, 进而达到勘探的预期目的, 这样在保证提高油水同层储层试油有效性的同时, 也大幅度降低了试油费用, 节约了试油成本。因此, 对油水同层试油工艺进行深入研究从而进行优化具有很重要的理论和现实指导意义。
二、油水同层储层井油水关系的影响因素
为了分析原油产量低, 出水量高的原因, 我们探讨了影响油水关系的因素。不同条件下, 占主导地位的影响因素不同, 各影响因素的作用结果亦不同。各因素共同作用于油水两相流动过程, 并决定两相运移过程中各种力的分配和势能的变化, 影响油水的渗透率和产量, 且各因素在作用过程中相互制约。主要包括以下几方面因素:1.含油高度, 含油高度的直接影响因子是重力作用和排驱压力。它主要决定重力作用对油水关系的影响。2.渗透率, 渗透率是反映油水两相渗透能力的主要参数。其大小直接影响排驱压力和各种力的比例关系。3.粘度, 粘度作用于油水两相渗流过程主要受排驱压力变化造成的有效渗透率的变化。油排驱压力远大于水 (依据达西公式得出) , 适当控制稠油生产压差, 利于原油产出。4.韵律特征, 储层韵律沉积包括正反两方面。正韵律油水同层的渗透率自上而下提高, 储层试油容易出水;反韵律油水同层则相反, 原油容易产出。同等条件下的正反韵律沉积储层相比, 后者油水比相对较低。5.润湿性, 润湿性是, 由液体分子与固体表面分子相互作用于液体与固体表面接触时的亲和性或流体系统而在固体表面形成的展布能力。主要受亲水性和亲油性岩石作用。6.污染, 储层污染增大原油的启动压力, 并降低油相渗透率, 严重影响原油产出。7.固井质量, 固井质量差, 会直接导致出水过多, 并造成油层污染。
三、油水同层储层井完井技术选择及试油工艺优化
我们知道油和水在流动过程中所受到的各种力的作用不同, 不同地质条件对各作用力的影响也不同, 根据储层条件选择合适的完井技术有很重要的意义。主要有三项完井技术:一是水平井或大斜度定向井钻井技术;二是油层套管完井技术;三是射孔完井工艺。这三项完井技术均是通过降低生产压差, 控制水的流动能力, 增大油层的泄油面积, 在试油过程中, 我们应该有效运用上述影响因素, 确立适合相应特征的工艺技术, 避免储层污染, 降低生产成本。
结合上述完井技术, 围绕控水增油的目的而开展的试油工艺优化, 要考充分虑不同储层条件与油水流动过程中各种作用力的关系, 以提高原油的流动能力, 减弱水的流动能力。实现控水增油目的, 提高同层油水同层储层的原油产量。下面介绍两种优化技术:1.射孔技术。射孔技术主要有127枪弹、Powerjet-3406型射孔枪身, 其优化包括降低油层的流动压力和启动压力, 避免储层污染。同时利用重力和垂向渗透率变化优化射孔井段, 改变油水的流动能力和流动方式。资料分析表明, 依据原油性质分析储层韵律特征和润湿性, 在油层厚度许可条件下, 进行避射, 可起到控水增油的目的。2.排液技术。排液技术优化的目的也是提高原油产量, 包括: (1) 普通泵排液与避射技术结合使用。降低生产压差, 使原油的排驱压力低于含油高度的重力作用和水的排驱压力, 从而实现控水增油; (2) 依据水的流动性远大于油的流动性, 优化射孔工艺上储层顶底, 在强排过程中增加生产压差, 实现油水同出。
结语
综合上述研究结果, 储层影响因素对油水两相流动的作用, 决定储层油水产能比例。实际生产中, 应结合现场储层条件, 选择适合的完井工艺, 进行技术优化, 选取配套工艺完成油水同层储层井试油过程, 保证实现控水增油或者油水同出的目的。同时应该注重避免储层污染, 保证固井质量。从而实现生产的良性循环, 保护环境, 确保安全生产, 提高经济和社会效益。
参考文献
[1]胡博仲.聚合物驱采油工程[M].北京:石油工业出版社, 1997.
[2]胡复唐.砂砾岩油藏开发模式[M].北京:石油工业出版社, 1997.
分层试油工艺 篇7
关键词：注水泥塞工艺,注水泥塞失败,经验教训
由于目前各试油队技术力量大多处于新老交替阶段, 如何让年轻技术干部迅速成长起来, 熟悉掌握各项重点、难点工艺, 也就成了后备技术力量迅速成长的关键。前车之鉴可以明智, 在这里可以从今年白26井注水泥塞工艺失败来汲取经验教训, 了解掌握这道工艺。
1 白26井注水泥塞工艺失败案例分析
1.1 施工经过
白26井于5月12日接到试油第一项目部通知S2层上返。要求注灰封闭已试井段。5月12日至5月20日等光车未施工。在此期间:从5月14日夜晚开井观察油管不出, 套管出水, 产量为0.88m3/3h。密度为:1.07g/cm3。
5月18日接到项目部通知, 该井按报废井处理, 要求注灰完井。5月21日700型水泥车一部, 用清水80m3正洗井, 泵压:1-4MPa, 排量400-450L/min, 洗深4019.06m, 返出少量天然气、污水带少量油花至清水, 后停泵平衡井筒压力。油管不出、套管少量外溢。300型水泥车一部, 配密度为1.85g/cm3的灰浆1.4m3, 在送灰过程中接到通知, 该井还有层位, 要求灰面不得高于3900m。后700型水泥车一部, 用清水14.89m3将密度为1.85g/cm3的灰浆1.2m3正顶替入井。灰浆送入井后, 油管不出、套管外溢, 外溢量较洗井时有增大趋势。后上提Φ88.9mm平式油管5柱使管鞋位于:3922.61m。700型水泥车1部, 用清水25m3反洗井, 泵压:0-3MPa, 排量:300-350l/min, 洗深:3922.61m, 返出清水至大量余灰至清水。反洗井完后油套均外溢。上提Φ88.9mm平式油管15柱至井深3729.68m, 在此过程中, 套管外溢量渐渐增大、油管外溢量逐步减小。座采油树。后700型一部用清水对灰塞憋压5 MPa。关井侯凝。
5月23日, 试探提作业。开井放压后, 700型水泥车一部, 用清水正试洗井, 油套连通。后对灰塞正试压12MPa, 压力稳住。后将此情况汇报项目部。项目部要求试压15MPa。压力打至15MPa、经过10min压力降至14MPa, 又经过15min压力降至10.5MPa, 后压力稳住不降。试压不合格。
5月24日, 700型水泥车一部、用清水60m3反洗井, 泵压:1-4MPa, 排量400-450L/min, 洗深3729.68m, 返出天然气、污水带少量油花至清水, 后停泵平衡井筒压力。油管不出、套管外溢。溢流量1.8m3/h。经请示后卸采油树硬探灰面、灰面位:4032.98m。
1.2 原因分析
(1) 由于本井在该层钻井泥浆类型为钾钙基聚磺、密度为1.19 g/cm3, 该层压力系数为0.99。在前期观察过程中, 井内出液密度为1.07g/cm3。但是在施工过程中, 用清水充分洗井, 使得井筒内液柱压力欠平衡。
(2) 由于施工前该井按报废井处理, 没有将井筒外溢情况重视。在送灰过程中接到指令, 灰面高度要求不高于3900m。所以将管柱提至3922.61m。在此过程中, 由于井筒内液柱压力不平衡、外溢量逐渐增大。顶替量与实际有差异。故在反洗过程中洗出大量灰浆。
(3) 由于该井外溢且伴随着出天然气, 判断下部灰塞有气孔, 成蜂窝状灰塞。故在试压过程中压力打至15MPa后降至10.5MPa。
1.3 预防措施
(1) 在以后的类似井施工中, 根据井内情况选择合适的压井液进行压井平稳后方可注灰。
(2) 抽汲井进行注水泥塞施工前, 要求洗井至进出口密度一致, 若外溢则准确计量外溢量, 详细评价注灰的可行性, 并及时与顾客方联系下电桥封闭井段。
(3) 要求技术员认真学习操作规程, 充分理解、掌握好相关工艺标准及其精神。
2 QHSE要求和应急处置
(1) 施工人员必须穿戴好劳保用品, 配灰过程中戴好防护眼镜和口罩;
(2) 小方罐上焊接水泥车出口管线的控制装置, 防止管线甩出伤人
(3) 搅拌水泥浆时, 小方罐上放置滤网, 防止倒干水泥时成堆倒入而结块。
(4) 施工前备清洗用清水1桶, 用来清理比重计。
(5) 搅拌水泥浆时, 由专人指挥。
(6) 倒罐或清理上水管线时必须停泵。
(7) 砸油壬时施工人员带护目镜, 配合人员相互监督, 防止伤害。
(8) 开泵前确认管线畅通;开泵后操作人员坚守岗位, 随时观察泵压变化。
(9) 出口管线必须是钢质硬管线, 并用U型卡固定且包胶皮。
(10) 施工结束后, 分类处理现场垃圾, 做到工完料尽场地清。在施工过程中, 严禁阻碍逃生通道。
(11) 若送水泥浆过程中, 水泥车出现故障, 应立即按设计要求上提管拄。
(12) 若送水泥浆后, 上提管柱过程中提升设备出现故障, 则立即反洗井, 洗出井内全部水泥浆。
(13) 若送水泥浆过程中发现有初凝现象, 应立即按设计要求上提管拄。
(14) 施工全部时间不超过水泥浆初凝时间的75%。
3 经验教训
(1) 注水泥塞工艺施工要求和技术难度较高, 施工前必须做好各项准备工作, 不能疏忽大意、掉以轻心。
(2) 应根据井筒液密度来选择洗井液。白26井井筒液为1.07g/cm3, 但是在施工过程中, 用清水充分洗井, 使得井筒内液柱压力欠平衡。给下步措施带来不利影响。抽汲井进行注水泥塞施工前, 要求洗井至进出口密度一致。
(3) 井口若外溢应当准确计量外溢量, 详细评价注灰的可行性, 并及时与顾客方进行沟通。本井注水泥塞过程中, 由于井筒内液柱压力不平衡、外溢量逐渐增大。顶替量与实际有差异, 故在反洗过程中洗出大量灰浆。