油田分层（精选7篇）
油田分层 篇1
针对华庆油田长6油藏储层特征, 采用笼统注水时, 注入水沿相对高渗层、高渗带或微裂缝孔道突进, 造成吸水剖面不均匀, 水驱动用程度降低的问题, 通过室内攻关和现场推广, 开展了新工艺试验, 主要为桥式偏心分注技术、小卡距分注技术、小套井分注技术等。
一、桥式偏心分注技术
桥式偏心配水器中心主通道周围布有桥式通道, 当对目的层进行流量或压力测试时, 需要下入堵塞器堵塞主通道, 此时下层通过桥式通道注水。主要优点为:
1. 测试精度高, 采用集流式测试方式, 避免了递减法带来的迭加误差, 实现单层直测精细注水要求。
2. 施工安全性高, 配水器具有桥式通道, 降低活塞效应出现频率, 减少井下事故。
3. 分层测压效率高, 分层测压不用投捞堵塞器, 测试效率高。
二、小卡距分注技术
针对超低渗油藏部分区块一套油层发育多个小层, 部分小层间距仅2-4m, 封隔器难以准确座封的难题, 开展了以磁定位和机械定位技术为主的小卡距层内分层注水技术研究及应用。
小卡距分注技术采用桥式偏心分注工艺配套井下工具定位技术, 实现封隔器准确座封, 目前已实现最小卡距为2.0m。
三、小套井分注技术
该技术采用Y341-95可洗井封隔器、座封滑套等井下工具组成的工艺管柱, 封隔器座封后20MPa打掉座封滑套, 实现油套分注。解决了常规油套分注不能洗井的问题, 为小套管井分注提供了有效手段。
目前小套管井均采用笼统注水, 为改善吸水剖面、提高油藏动用程度, 成功开展了以油套分注和桥式偏心分注为主的小套管井分注技术研究与现场试验。
四、小套井桥式偏心分注技术
为解决小套管井多层分注的难题, 开展了小套管井桥式偏心分注技术研究与现场试验。
该技术采用KPP-95桥式偏心配水器、Y341-95可洗井封隔器以及双作用凡尔等井下工具组成的分注工艺管柱, 实现桥式偏心分注, 同时兼容常规桥式偏心分注配套的测试调配。
通过分注新工艺的有效实施, 华庆油田吸水状况明显改善, 吸水不均, 水驱动用程度低等问题得到了有效的遏止。
参考文献
[1]李海贵等, 油田分层注水技术应用效果探讨, 现代商贸工业, 2013年第07期.
[2]海中兴等, 低渗透油田分层注水工艺技术, 大庆石油地质与开发, 1996年第03期.
[3]张立民等, 冀东油田分层注水工艺技术, 石油钻采工艺, 2002年第01期.
孤东油田分层注聚适应性分析 篇2
孤东油田聚合物驱于1994年11月开始工业化推广应用, 先后有八个单元投入工业性推广阶段, 三采规模不断扩大, 累增油量逐年增加, 聚合物驱效果显著, 到2007年三采项目累计增油279万吨, 提高采收率3%。但是, 多年来聚合物驱实践表明, 由于油层非均质性的影响, 笼统注入时, 渗透率高、油层发育较好的厚油层动用程度高;而渗透率低、油层发育较差的动用程度较低。2002年, 在孤东油田七区西及七区中聚合物区块实施分层注聚试验12井次, 即配注器采用单管同心结构, 通过内管外壁环形切槽和外管形成的环形空隙, 节流实现分层注聚, 由于节流空隙小, 堵塞严重没有推广应用。
2、同心双管分层注聚工艺及矿场应用效果
2.1 管柱设计
外管由下至上依次为密插补偿器+封隔器+筛管+新氮化防腐油管。内管由下至上依次为密插新氮化防腐油管。
2.2 工作原理
采用大油管中下小油管, 形成两条相互独立的注入通道, 由内管注下层。内外管环空注上层, 双层分注量在地面控制, 采用截流阀分流, 母液流量计计量。这样既解决了笼统注水时的层间干扰问题, 又可防止聚合物流经水嘴时的剪切降解, 不仅提高了注入质量, 计量简便、直观, 减少测试工作的劳动强度。
2.3 矿场应用效果
2007年4月开始, 在注聚区共实施20口井, 其中15口井已实现分层注聚, 5口待完善地面仪表, 前后对比低渗透层平均吸聚百分数由16.6%上升到41.7%, 上升了25.1%, 高渗透层平均吸聚百分数由83.4%下降到58.3%, 分层注聚后层间注入情况有了较大改观。
3、同心双管分层注聚适应性分析
3.1 地面流程粘度剪切率大
从井口粘度化验数据来看, 两个区块的分层注聚井井口粘度远远低于区块平均粘度。各区块粘度小幅度的下降, 从分层注聚井每月平均化验数据来看, 都在10mpa.s以内, 说明分层注聚井的粘度还是受自己流程的限制造成粘度一直较低。
同心双管分层注聚工艺是通过地面闸门开关来控制限制层注入量的, 根据上述机械降解原理, 限制层粘度将大大降低, 分层注聚井井口控制闸门前后化验数据来看, 同样注入条件下, 限制层平均井口粘度要低于加强层3.9mpa.s。汇管平均粘度9.8mpa.s与加强层平均粘度9.3mpa.s接近, 限制层平均粘度最低为5.4mpa.s。现场应用的低剪切闸门在全部打开的情况下平均粘度剪切率为5%, 层间差异越大, 限制层闸门关的越小, 粘度剪切率越高, 从化验的3口井数据来看平均为44.9%。这样, 高渗透层段的驱油效果将受到影响, 从而影响一套层系的聚驱开发总体效果。可见闸门的剪切还是不容忽视的。
因此, 下步建议, 一是简化地面流程, 合理利用老管线。新上流程规格匹配, 应用涂料高压油管减少化学降解;二是对于层间差异大, 压差大的分层注聚井建议从注聚站单独铺设一条管线, 单泵对单层, 满足不同层段对聚合物浓度和配注的要求。
3.2 分层注聚时机的选择
统计聚合物驱单元连续吸水剖面可以看出, 随着聚合物的注入, 无论层间层内吸水状况都得到了改善。注入聚合物分子量的增加, 使聚合物溶液粘度、阻力系数与残余阻力系数增加, 改善油水流度比的能力增强, 驱油效果提高, 油井含油饱和度增加, 油井进入见效期并进入见效高峰期, 这个阶段主要是挖潜主力层剩余油。随着聚合物的继续注入, 聚合物的调剖作用在含水回升前期开始明显变差, 聚合物分子不可进入的低渗透油层孔隙体积增加, 聚驱控制程度降低, 从吸水剖面可以看到, 主力层吸水量占80%以上, 非主力层较低。例如31-2475井53+4层吸水百分数由14.6%逐渐上升到45.6%, 54+5层吸水百分数由85.4%下降到54.4%, 层间状况得到了改善, 但是随着注聚的进行53+4下降到25.4%, 54+5上升到74.6%。因此, 分层注聚时机应选在含水回升前期, 最大限度挖潜非主力层。
统计分层注聚效果, 见效井组9个, 对应油井34口, 日产液增加116.5吨, 日产油增加101.1吨, 含水下降4.1%, 如32-2532井组, 位于六区注聚区东北部, 井距较大, 对应油井4口, 注聚以来一直没有见效, 2007年4月29日实施分层注聚, 6月开始见效。
因此, 下步建议选择层间渗透率级差大、周围油井含水级别高、含水回升幅度较大的井区进行分层注聚。
3.3 井下监测有待完善
同心双管分层注入工艺解决了笼统注入时出现的层间矛盾以及分层配水管柱配注器堵塞降解问题, 同时, 为了减少或避免铁离子的伤害, 该工艺下入的油管均为内外壁渗氮油管。但是, 由于小油管内径较小, 不能满足注入井进行井下取样、录取层内吸水剖面等监测工作, 无法对聚合物在渗氮油管中的粘度降解情况以及下层层内吸水剖面变化进行监测。
下步建议设计大直径油管, 增大油管环形空间和小油管内径, 对井下粘度、吸水剖面进行监测。
4、结论
4.1 聚合物分层注入后, 可明显改善层间矛盾, 但要与井组注聚阶段相结合, 才能最大限度提高聚合物驱开发效果;
4.2 同心双管注聚工艺能满足聚合物分层注入的需要, 但是地面流程、井筒设计还需进一步完善, 提高工艺的适应性。
摘要：孤东油田属于非均质多油层砂岩油藏, 水驱开采需要采取分层注入工艺来缓解层间矛盾, 以提高整体开发效果。随着孤东油田三采规模不断扩大, 聚驱驱替对象转向二、三类油层, 由于非均质严重, 非主力油层注入困难、动用程度低, 影响聚驱开发总体效果。为解决这一矛盾, 采取了同心双管分层注入技术, 可实现对分层注入量的调节。本文对聚合物同心双管分层注入工艺的矿场应用效果为例对分层注聚适应性进行了分析。
油田分层 篇3
关键词：分层压裂,体积压裂,南翼山浅油藏
南翼山构造位于柴达木西部北区, 为茫崖凹陷南翼山背斜带的一三级构造。地层由上往下包括:狮子沟组, 上、下油砂山组, 上干柴沟组。沉积相为咸水半深湖、浅湖相。新近系储层岩性有碳酸盐岩和碎屑岩。碳酸盐岩包括颗粒灰岩、白云岩, 泥晶灰岩、白云岩, 藻灰 (云) 岩等。碎屑岩以泥岩、粉砂岩为主。结合南翼山浅油藏分布井段长、跨度范围大的特点, 采用分层压裂技术, 较好的提高了开发效益。
1 分层压裂技术类型
南翼山浅油藏主要应用了以下三种分层压裂技术:
(1) 投暂堵球分层压裂技术吸液能力的不一致而投入的一种机械分层压裂技术。基本原理是通过利用已压油层吸液大的特点, 完成一个油层压裂后, 利用压裂液将堵塞球压人已开层的射孔眼处, 从而达到封堵孔眼, 不断压开其他层位的目的。重复这些操作, 直至所有层位被压开。投球分层压裂堵塞球包括高密度的和低密度的。
(2) 不动管柱分层压裂:由于层间渗透率和地层破裂压力的差异, 在井段较长时, 实现全井筒压裂, 裂缝会往地破压力较低的高渗透油层延伸, 此时低渗透地层压裂效果很差, 不能较好的完成压裂效果, 影响产能。采用不动管柱分层压裂会较好的提高产量, 降低风险和费用。相比投球分层压裂, 不动管柱分层压裂可以连续进行2、3层压裂, 按照“下得去;座得严;分得开;起得出”原则, 根据各项井况复杂, 层间差异等特征, 采用双封隔器实现单层和多层压裂。该管柱的特点是:结构简单、成本低、施工方便安全, 适用性较好, 可较好的保证套管不变形, 层间与套管不互相窜通。实现厚度可达60m, 温度达150℃, 隔层厚度5m, 施工压力达80Mpa, 井斜达50°。不动管柱分层压裂可实现较好的压裂效果。
(3) 连续油管分层压裂是通过连续油管车和井下工具共同实现一次性压裂改造多层储层的工艺。该工艺较新、安全、经济且高效率。适合用于多层薄油, 气层逐层压裂, 同时可用于低于地层压力进行分层压裂, 最大限度保护储层和套管。施工过程可多层压裂, 减少了残留液和岩层接触时间, 能较好的维持裂缝导流能力。主要步骤如下:连续油管和井下工具组合放置目标层进行射孔, 然后井下工具下到其他目的层, 装卡瓦以及封隔器, 利用连续油管、套管环空注入压裂液到地层, 压裂后, 上提工具至邻近目的层, 进行射孔, 然后再重复以上操作。连续油管压裂时效好, 特别是在欠平衡作业中不用压井, 降低了对储层的伤害。并且可以每小层压裂, 压裂效果明显加强。
2 实例分析
(1) 投暂堵球分层压裂的不足:投球的数量和速度不准会造成施工困难, 压力较大难以控制改造层位, 效果不明显。如南浅2-08井、尖7井两口井的分层压裂。南浅2-08井首次排空试压71.25MPa、前置液16m3、泵入液12.3m3。当时投暂堵球61个。消耗4.58m3、前置液9.42m3。过后停止泵冲4min后加前置液50m3, 段塞加砂2m3、携砂液89m3、加砂17m3、砂比19.1%, 替浆6.7m3。此后施工先打滑套至53.4MPa、泵入液35m3、段塞加砂1.4m3、携砂液43m3、加砂7.6m3、替浆5.70m3。然后作业结束。
不动管柱分层压裂:南浅1-07井、2-07井、2-3井等施工。通过加强沟通, 改进施工工艺, 如压裂液配方、压裂工艺。实施滑套式封隔器分层压裂工艺、水平井水力喷射分层压裂工艺, 成功实现了储层的有效改造 (表1) 。
3 结论与认识
(1) 分层压裂工艺工具简单, 操作方便, 成本低。同时可以较好地改善储层的非均质性, 可以更好地提高储层动用程度, 取得较好地收益。
(2) 分层压裂工艺改进了喷砂滑套、封隔器, 优化了井下工具组合与设计, 保证了喷滑套有效打开、封隔器有效座封。该工艺形成的射孔技术, 分段破胶技术具有较好的应用价值, 节约了施工费用, 解决了南翼山浅油藏的压裂难题。
参考文献
[1]万仁浦, 罗英俊.压裂酸化工艺技术[J].石油工业出版社, 1998, (01)
[2]万仁浦, 罗英俊.采油技术手册[J].石油工业出版社.1998, (01)
分层测压技术在油田发中的应用 篇4
分层测压技术可以对隔层的稳定性以及油层是否连通以及连通情况进行准确的判断, 并且为控水以及提升测试的准确性提供准确的依据。
1 油田开发中分层测压技术的应用
1.1 注水井分层测压技术
传统型测压方式运用的是全井测压方式, 这种方式需要停产进行。由于其自身存在的缺陷, 使得在实施过程中, 很难对某一层面的压力进行测定, 而且多获得的数据是全井的平均压力, 因此, 可利用的价值很低。在此之后, 也使用过堵塞器压力计, 很大程度上提升了所测压力的利用空间。这种方式的缺陷, 是需要频繁投拨堵塞器, 使得测试工作的量很大。接着, 油田又对堵塞器进行了改造, 及时对其密封性能以及堵塞情况进行掌握, 对注水情况进行判断, 运用偏心配水器等工具, 使得测试工作的工作量大幅度减少, 而分层注水的效果却得到了很大提升, 而且流程简单, 容易操作。
例如:某油田一个三段注水井, 运用分层测压技术对其进行流压的测试。数据显示偏1、偏2的配水器管柱的深度相差了36.32米, 而偏2、偏3为49.65米, 分层流压偏2经测定为18.7兆帕, 偏3在分层流压上读取的压力为26.95兆帕。另一层偏2为4兆帕, 偏1为17.87兆帕, 对这三层的压力差额进行统计, 其结果为:8.28兆帕和0.87兆帕。偏2、偏3的液柱压差差值为0.5兆帕。偏1和偏2为0.36兆帕。和以上三层压力差相比, 都小于其实测压力, 而比液柱压力相差很大。由此得出封隔器完好, 所测试的流压合格。
1.2 环空不停抽分层测压技术
以前, 对于环空测压录取的压力, 在其实用性上不高。由于是全井测压, 因而对于某一层面的压力很难测定。因此, 在实际应用中, 环空压力测试技术由此产生。
(1) 油田作业不用停产, 环空压力测试技术可以将高压低效层以及出水层进行堵塞, 增加了低压出油层的潜在压力。
(2) 环空分层测压技术可以测试油井地层的连同情况, 并将生产能力以及各种参数等制作成曲线的形式, 加深人们对油层情况的了解, 为油田开发方案的制定, 提供理论性依据。
(3) 环空分层测压技术的运用, 提升了注水井的驱油效率, 充分发挥出低渗透性的潜力, 提升了注水井的效率。
1.3 油井及常关井分层测压工艺技术
传统型压力测试技术, 下一次管柱只能进行一个层面压力的测试。如果, 要实现对多层压力的测试, 就需要下很多次管柱, 使得工期延长, 也增加了操作的难度。由于其很低可靠性以及准确性, 使得油田的产量受到很大影响。目前, 分层测压技术的广泛应用, 使得测压的成功率很高, 如果出现了压力不合格的情况, 就需要进行动态分析, 对所测的压力进行分析, 在第一时间内作出正确的判断。不管是因为隔离器问题还是压力计等原因, 都是予以查明, 在进行反复测定, 以保证压力的精确。
2 分层测压技术的应用前景
2.1 分层测压技术的优点
(1) 全井式测压技术, 对于边界反应不能够全部显示。且井筒的存蓄时间很长。对于参数的计算也很准确。
(2) 全井测压时, 由于水嘴的影响, 测试结果准确度很低。而在分层测压中, 没有水嘴的影响, 提升了测试结果的准确度。
(3) 全井测压时, 在针对某一层面的压力进行测定时, 得到的是全井的平均压力, 而分层测压技术不仅实现了对油层中某一层面压力的测试, 也可以得到全井的平均压力值, 因而, 技术成熟, 应用广泛。
(4) 分层测压技术解决了测压过程中, 需要停产的问题, 不会影响到油田的效率以及产量。
2.2 分层测压技术的应用前景
2.2.1 对油井进行找堵水试验
对于油田中采用定点测压方式的油井, 可以通过堵塞器进行实验。用堵塞油井的出水层来实现对渗透带的控制。改变见效方向, 以便驱油效率得以提升。
2.2.2 日常验封中水井分层测流压技术的应用
分层测流压技术, 对注水井封隔器的密封性能、水嘴堵塞情况、渗透性能等数据能够做到及时掌握, 不仅提升了注水效果, 也使得同一技术被应用到不同油井中的技术得到实际应用。
2.2.3 改进常关井分层测压工艺
在油井动态监测中, 同样可以使用分层流压工艺, 特别在观察井以及常关井的压力测试中, 更显出了独特优势。其具体做法为:用偏心层管柱替代井下测压用管柱, 再将堵塞器投入到配水器的偏孔中, 就可以实现对于地层静压值的获取, 极大程度减轻了劳动强度以及工作量。
3 结语
分层测压技术在实际应用中, 取得了很好效果, 使得此技术在油田开发中, 拥有着广大的适用空间。不仅可以实现对各储油层的出液情况的检测, 也为控水出油情况提供了准确数据, 提升了油田的效益, 有着很广泛的前景以及发展空间。
得到了在油田开发中具有较大的应用空间, 有助于充分认识各产层的出液状况, 为稳油控水措施提供依据, 具有较大的经济效益和社会效益。
摘要：目前, 在石油分层探测中, 能够对地层的渗透率以及表皮系数精确计算的方法, 就是分层测压技术。并且对隔层的稳定性以及油层是否连通以及连通情况进行判断, 为控水以及提升测试的准确性奠定了基础。本文针对分层测压技术作了专门性阐述, 并结合其应用, 对其工艺技术提出了一点见解。
关键词：油田发,分层测压技术,增油控水,应用
参考文献
[1]关凤文, 毛国良, 王燕灵.抽油井分层测压技术及其资料应用[J].油气井测试, 2010, (4) :112-115
[2]杨洪源, 于鑫, 齐德山, 赵军约, 张军芳, 水素连, 龚由萍.桥式偏心配水管柱在分层测试中的应用[J].石油机械, 2009, (3) :156-159
[3]王桂杰, 刘涛.油井多级智控分层测试技术[J].油气井测试, 2009, (2) :155-159
[4]史清龙, 史清徽, 陈建民, 郭小群.分注井验封及分层测压技术应用开发[J].内江科技, 2006, (1) :145-147
油田分层 篇5
关键词：注水井,分层注水,同心测调
为满足分层精细注水的要求最初引进了桥式偏心分层注水技术, 经过多年实践发现桥式偏心分层注水技术在板桥油田的应用效果并不理想, 原因是:桥式偏心分层注水技术采用的是偏心配水器, 测调时需要测调仪与水嘴对接成功后才能调节注水量, 而板桥油田部分注水井井斜角大, 当井斜角过大时, 测调仪与水嘴不易对接, 从而无法调整注水量。为了进一步提高油田注水开发效果, 急需改进大斜度井分注技术, 提高测试成功率, 为此, 我们引进了同心测调分层注水技术。
1 同心测调技术分析
两种配注测调装置效果对比表
通过对比表可以看出电缆式全自动井下测调配注器可实现自动测调配注量, 且配注精度高, 我们在引用新技术过程中筛选出最具可用价值的测调技术装置。
1.1 同心智能测调技术原理
智能测试调配技术的核心是利用机电一体化技术, 实时测量注水井井下各层的注水状况, 并根据各层的渗透性能, 通过地面控制来调节各层的注入流量。
智能测试调配系统采用边测边调的方式进行流量调配和测试。井下测调仪通过电缆下入井中至需要调配的层段定位并坐封, 地面监视同步流量曲线, 软件根据实时监测到的流量与预设配注量的偏差自动调整可调注水阀的水嘴大小, 直到达到预设流量。该层调配完成后, 收起调节臂, 下放/上提至另一需要调配的层段进行调配测试, 直至所有层段调配完毕, 而后根据层间矛盾的大小适当调整井口压力并对个别层段注入量进行微调, 完成全井各层段的调配。最后对全井调配结果进行统一检测。
1.2 测调技术主要设备组成
同心智能测调技术主要由:地面控制器、笔记本电脑、井下测调仪、同心配水器等组成。
(1) 井下测调仪
井下测调仪器通过支撑臂和调节头在井下完成和可调同心工作筒的可靠对接, 并通过单芯电缆接受地面控制器的控制及向地面控制器进行数据传输。
(2) 同心配水器
其原理利用地面通过电缆控制同心测调仪径向旋转, 带动同心配水器内部水嘴开启和关闭及控制水嘴开度。
2 分注井管柱工艺
同心测调分注技术管柱主要由Y341封隔器、同心配水器和防砂球座组成。管柱通过增加扶正装置减小井斜的影响。在封隔器上、下端采用居中扶正装置, 避免管柱入井时损坏封隔器胶筒, 确保封隔器胶筒张开坐封后胶筒在斜井中与井壁四周呈均匀接触状态, 延长封隔器的使用寿命。
在施工过程中, 按管柱结构设计图下入完井管柱后, 从油管加压25MPa坐封封隔器, 然后继续从油管加压, 并根据压力变化情况和套管溢流情况对管柱进行验封。
3 分注井测试调配
(1) 利用电缆将仪器下入井中最下一级配水器后, 测试层段流量, 然后依次上提仪器至上一层段, 测量其他层段及全井流量。
(2) 从最下面一层开始进行注水层的测调, 通过地面仪器监视流量曲线, 根据实时监测到的流量与预设配注量的偏差调整配水器水嘴的大小, 直至达到预设流量。
(3) 该层调配完成后, 上提测调仪至上一层进行调配, 直至所有层段测调完毕。
(4) 最后对全井调配结果进行统一检测
4 结语
我们首次在白21-10井实施三级三段智能测调分注工艺, 取得了成功, 较好地解决了大斜度注水井困扰我们多年的测调难题, 结束了人工手动测调的历史, 实现了远程调配水量、开关配水器、实时监测各层段流量、压力等参数, 年节约测调成本上万元, 为老油田精细开发提供了坚实技术基础。
参考文献
[1]《钻采工艺》注水井测调遇阻影响因素分析及治理对策.
[2]《科技与企业》荆德杰, 影响分层注水井测调质量原因分析与对策.
油田分层 篇6
1 分层采油工艺技术的现状分析
对于多层系油田开采技术来说, 具有代表性的是俄罗斯鞑靼石油公司研制的单管式、双管式、分抽泵分层采油工艺等技术。对于单管分层技术, 其主要工艺指标为直径146mm、168mm的油层套管, 采用上下封隔器原理, 当上层产层井底压力明显大于下产层井底压力时, 柱塞向上运动经过侧向阀时, 上产层供液从泵侧向固定阀进入泵腔, 下产层进液从花管、油管、泵下端固定阀进入泵腔;当下产层井底压力明显高于上产层井底压力时, 则侧阀与下部地层连通, 上部地层与泵下端固定阀连通, 随柱塞向上运动, 由泵抽出地面, 其优点是对泵的尺寸具有较大适应性, 且能通过调节柱塞相对于侧阀的位置来提高上下产层产量, 不足是需要预先录取上下油层的地层压力, 前期工作量相对较大。对于单井双管分层采油技术来说, 其原理是在同一井口内放置两套相互平行的油管, 如为直径168mm的油井下入两套60mm的管住, 借助于封隔器来实现上下层分开, 从而避免层间干扰。该工艺特点是既能满足开采单层, 又能对另一层实施注水, 也可以实现产能计量, 其不足是管柱分采技术复杂, 对井口尺寸要求较高, 不适宜定向油井的分层开采。对于分抽泵分层开采技术来说, 其原理是由两组泵筒、柱塞, 以空心抽油杆与下柱塞组合抽取下产层供液;通过空心抽油杆举升到地面, 上柱塞与上泵筒举升上产层供液, 通过油管举升到地面, 可以满足上下油层日产量的及时录取。
我国近些年来在分层采油工艺技术上的应用, 主要集中于大庆、中原、胜利、吉林等油田, 如单泵定压配产器分采工艺技术, 利用抽油泵、定压配产器、封隔器及单流阀等来实现对上下产层的控制, 并由管式泵来完成产液的举升, 而对于单流阀旨在防范上产层井底压力过大而对下产层造成的倒灌影响。
2 防气式分采泵的结构与工作原理
基于分采泵结构特点, 为了防范管柱下层伴生气的影响, 并结合长庆油田高气油比油藏特征, 探索出防气式分采泵工艺技术。其结构主要由上下泵同总成、上下接头、上下柱塞总成, 并通过桥式双通道分流阀来实现采油目标。其图示如下:
从其结构图来分析工作原理, 当分采管柱下入井下预定位置后, 利用封隔器来实现对上下油层的密封, 在泵柱塞的往返运动中, 上层产液借助于防气分采泵桥式分流阀, 从侧向进油口进入筒泵底部, 而下层产液则经过筛管、油管, 最先进入下泵筒固定阀, 并经桥式双进液短节下进油口、下泵筒与过桥管的环形空间, 进入上泵筒分流阀总成, 两层产液在分流阀总成汇总, 并经由上部柱塞进入油管举升至地面, 从而满足上下油层在互不干扰的情况下得到分采目标。需要强调的是, 对于防气式分采泵防气原理的设计, 主要体现在两个方面, 一是从结构设计上来实现两个整筒抽油泵的串联, 并且实现上下泵的倒置, 下泵抽上层、上泵抽下层, 对于上层伴生气可以通过油套环空排出, 而对于下层伴生气利用泵柱塞随井液排出, 进而满足对伴生气的有效控制;二是在泵体设计增加了储气包, 对于分采作业下的伴生气能够进行有效的储集和排放, 从而提高了分采泵的适应能力。
3 防气式分采泵工艺在长庆油田的应用比较
对于长庆油田油井开发层纵向表现为多套油层叠合的实际, 油井伴生气相对较大, 且多区域存在高气油比油藏特点。为此, 利用防气式分采泵分层采油技术, 对长庆油田气油比较大的部分油井实施现场应用对比分析, 结合2010年-2011年的现场试验数据统计结果来看, 累积实施试验25井次, 获得显著提液效果的有21井次, 具有较强增油效果的有20井次, 累积增油2000多吨, 试验有效率达到85%。
4 结语
通过对防气式分采工艺的分析来看, 其结构设计能够有效的实现高气油比伴生气的排出, 具有较好的适应能力, 同时, 针对长庆油田油藏特点, 结合现场实际应用对比, 结果表明防气式分采工艺具有较好的采油效果, 特别是对于油井内层间干扰的规避, 使得防气式分采技术更具推广应用价值。
摘要：长庆油田属于低渗透油田, 采油主力开发层位于三叠系延长组, 在纵向表现上为多套小层叠合, 并受到注水影响, 对于油井层间压差矛盾较为突出, 而分层泵采油技术能够最大化消除油井层间干扰, 特别是长庆油田地饱压差小, 气油比高, 结合现场试验以分采泵开采更具有适应性。
关键词：长庆油田,采油工艺,防气式分采泵,分层采油
参考文献
[1]张景.油井多层分采工艺技术研究与应用[D].西安石油大学, 2011
[2]李艳婷.浅层低渗油藏采油工艺、压裂工艺系统研究[D].西安石油大学, 2011
[3]李大建, 牛彩云, 何淼, 王百.长庆油田分采泵分层采油工艺技术研究与应用[J].石油地质与工程.2012 (06)
油田分层 篇7
牛圈湖和牛东区块是三塘湖油田的主力产油区, 其产量约占90%, 也是油井上措施主要区块。牛圈湖区块的主力产层是侏罗统西山窑组, 储层为凝灰质粉细砂岩, 平均孔隙度为13.1%, 平均渗透率为1.69×10-3μm2, 层内发育有若干小层, 各小层之间有1.5m-3.6m致密泥岩层, 具备分层压裂改造的地质条件。牛东区块的主力产层是卡拉岗组, 储层埋深1400-1700m, 孔隙度8.4%-14.2%, 储层跨距大、岩性复杂、非均质性强、低孔低渗, 部分区块隔层条件比较差[1,2,3,4]。
2 工艺难点
2.1 高速支撑剂对工具的冲刷
压裂液携带石英砂、陶粒, 高速冲刷井下工具, 特别是管柱变径部位, 导致孔径变大, 壁厚变薄, 严重时可能导致工具失效, 引起压裂失败。
2.2 滑套影响
受地层压力或吸水性影响, 滑套开启的压力往往不是预测值, 如果地层吸水性差, 滑套以下空间的液体很难入地层, 导致滑套开启压力高;如果地层漏失, 静液柱本身就形成了较大的压差, 就会导致滑套开启压力低, 滑套自动打开。
2.3 高压对封隔器性能的影响
压裂时高速流体从油管内泵入地层, 对管柱产生径向作用力和上顶力。径向作用力使管柱蠕动, 频率越高, 封隔器越容易失封;上顶力易使管柱上行, 严重时导致管柱弯曲, 剪断油管挂限位销钉, 封隔器失效。
2.4 卡钻
压裂后封隔器的解封一直是实施分层压裂的关键, 也是瓶颈技术。如果压裂后封隔器不能顺利解封或不能解封, 导致作业周期延长, 甚至转大修, 修井液污染程度加重, 影响压裂效果。
3 K344系列封隔器工作原理及结构特点
3.1 工作原理
K344封隔器主要由橡胶筒、中心管、阀箍等组成。其工作原理是在0.5-1.2MPa节流压差下就能使其膨胀初封套管, 随着施工的流体压力不断增加, 橡胶筒贴在套管壁的接触应力也不断增加, 直至完成一个循环周期的措施作业。当流体的压力渐渐去掉时, 橡胶筒也随之收缩直至恢复原状, 即可轻松顺利起出地面。
3.2 结构特点
一是操作密封可靠。K344系列封隔器胶筒有效长度达到0.65m, 使胶筒与套管内壁紧密贴合, 确保密封效果。
二是有效防砂。该系列封隔器进液口采用激光割缝防砂, 割缝宽0.1mm, 在压裂过程中能有效防止压裂砂进入中心管胶筒之间的膨胀腔, 避免了压裂后胶筒无法回收造成封隔器卡的事故。
三是操作简单。只需在压裂前使用压裂泵车将排量提高至封隔器有坐封显示, 继续提高至设计要求排量即可进行压裂施工。
四是易解封。压裂结束, 当封隔器处的内、外压力平衡, 胶筒在自身弹性作用下, 自动回缩、解封。
五是可重复使用。K344系列封隔器的长胶筒设计以及通过压差坐封、自动解封的特点, 可以保证该封隔器可多次坐封而不失可靠性, 确保分层压裂的有效实施。
六是通过性好。对于有轻微变形、传统的压缩式封隔器无法通过的井段, K344系列封隔器可顺利下过套变段 (点) 对以下井段实施压裂改造。并且由于其良好的收缩性, 压裂后外径几乎不发生改变, 可顺利起出。
4 K344系列封隔器在现场的应用
4.1 管柱设计
应用K344系列封隔器实施分层压裂前, 要充分考虑施工面临的风险。在选用配套工具及组配管柱时, 主要考虑以下几类风险:
一是防砂卡。目前井下公司研制的K344系列封隔器胶筒顶端与滑套喷砂口的距离仅0.56m, 即使有沉砂在封隔器胶筒自动回收的作用和循环洗井沉砂口袋附近形成的旋流也可以将沉砂带出, 有效地防止砂卡。
二是防止压裂砂的高速冲刷。为提高滑套喷砂器喷砂口的耐磨性, 喷砂口采用特殊耐磨材料制作;将封隔器中心管进行技术改进, 减小压裂砂对封隔器中心管的冲刷。
三是防止管柱蠕动。在靠近封隔器的位置, 安装压差式水力锚, 在压裂过程中依靠压裂产生的压差, 水力锚锚牙紧紧地咬住套管内壁, 稳定管柱和封隔器。
四是封隔器即使遇卡也能起出管柱。在封隔器这上接正反扣安全接头, 如果封隔器遇卡不能正常起出时, 只需顺螺纹方向转动管柱, 剪断安全接头内的稳定销钉、退扣, 起出安全接头以上管柱即可。
4.2 现场操作
(1) 坐封、验封:坐封封隔器时只需要适当的排量, 同时通过泵压、套压曲线即可判断封隔器的密封性。
(2) 平衡压力:封隔器坐封后, 套管就有10-15MPa的压力, 保持这一压力即可。
(2) 第一层顶替:只需在计算顶替量的基础上附加1.0-1.5m3即可。
(4) 投球打滑套:第一层压裂前, 预先在管汇旋塞阀之上的投球器内放入一钢球, 第一层顶替结束后, 打开投球旋塞, 钢球随液体进入井内, 顶替结束滑套也随之打开, 紧接着实施第二层压裂。
(5) 压裂后的管理:根据井口压力选择合适油嘴放喷。实践证明三塘湖区域压裂后严格按照表2的油嘴选用标准控制放喷, 极大程度上减小了压裂砂返吐造成工具卡钻的风险。
(6) 解封前洗井:彻底清除可能留存于封隔器、水力锚之上的沉砂, 确保解封顺利, 在解封封隔器前需要用清水大排量彻底清洗井筒。
5 应用效果及效益评价
2013年, 三塘湖油田共使用K344系列封隔器实施分层压裂63井次, 一次成功61井次, 一次成功率96.8%, 压裂后都能顺利起出工具, 达到了预期目标。分层压裂效果显著, 三塘湖油田使用K344系列封隔器实施新井分层压裂38口, 老井重复压裂17口, 新井分层压裂单井初期平均产量6.15t/d, 老井分层压裂单井初期产量5.11t/d, 平均每口井增油3.64t/d, 措施有效率92.6%。
6 结论及认识
三塘湖油田西山窑组受地质条件所限, 施工排量一般不超过4m3/min, 适合使用K344系列封隔器实施分层压裂改造;从现场应用效果来看, K344系列封隔器相比其它封隔器更适合在三塘湖油田实施分层压裂改造;层内分层压裂效果比合层压裂效果更好。
摘要：随着油田开发深入, 老区稳产、新区上产难度加大, 为准确认识油气层, 充分挖掘储层潜力, 三塘湖油田引进了分层压裂工艺。2012年吐哈井下技术作业公司为适应油田发展, 自主设计开发了K344系列分层压裂工具, 在三塘湖油田试用初见成效。2013年, 为满足三塘湖油田产能建设的需求, 对K344系列封隔器及配套工具进行了改进, 成为三塘湖油田上产的主力分层工具。
关键词：分层压裂,K344封隔器,增产
参考文献
[1]禹圣彪, 三塘湖盆地牛圈湖区块西山窑油藏储层特征研究[D].西北大学专业硕士论文, 2012