华庆油田（共6篇）
华庆油田 篇1
1 基本情况
1.1 华庆油田简况
华庆油田位于陕甘宁盆地伊陕斜坡华庆鼻隆, 是08年投入开发的新油田。油层以三叠系延长组长4+5、长6、长8为主, 根据开发的目的层不同可分为三个井区:白153井区、白281井区和元284-144井区。
1.2 地质分层
2 钻井提速中所面临的技术难题
2.1 中靶垂深在2000到2300米之间, 靶半径小于30米, 井眼轨迹控制难度大。
2.2 富县组富含高研磨性石英砂岩, 对钻头、稳定器磨损严重, PDC无法钻穿, 起下钻换钻头频繁。
2.3 黄土层疏松, 易斜易漏, 堵漏困难。
2.4 直罗组蒙脱石含量高, 遇水易水化、膨胀、分散, 引起井壁垮塌, 形成大肚子井眼, 造成起下钻遇阻, 电测一次成功率低。
2.5 井下事故与复杂较多, 主要表现在志丹统渗漏严重, 部分井区发生失返性漏失, 堵漏时间长。富县组石英砂岩段, 起钻遇阻卡严重, 事故多发。
2.6 长4+5、长6、长8油层滚动开发, 同一靶点垂深接近的井增多, 全井段防碰绕障困难。
2.7 井筒内岩屑堆积, 石英砂岩比重大, 上返不及造成蹩钻。
2.8 白155井区和白168井区开发的目的层分别为长6和长8, 延长组井段长, 可钻性差, 钻时慢, 轨迹调整极为困难。
3 提速技术思路
由于富县石英砂岩的高研磨性, 2008年以来试验多种PDC均不能钻穿富县, 直到2009年底使用改进的BTM115A实现了一趟钻零的突破。因此该区块的提速思路是:优化改进双级切削结构PDC, 优化钻具结构和剖面控制思路, 强化钻井液携砂防塌性能, 提高一趟钻比例, 力争两趟钻, 确保三趟钻。
4 关键技术
4.1 钻头优选
PDC钻头作为“四合一”钻具的核心, 直接影响着“四合一”钻具功效的发挥。由于PDC钻头与地层的适应性和现场操作水平高低都将影响到机械钻速和钻头进尺。华庆区块特殊地质岩性致使PDC钻头在选型和使用上受到很大限制。为了做到针对不同井区选择适应不同层位的PDC, 近两年来分别在试验优选83/4″和8 1/2″PDC上做了大量的工作。
4.1.1 8 3/4″PDC钻头的选型和改进
华庆区块2009年使用PDC在上部及中部地层获得了较高的机械钻速, 单只钻头较牙轮平均进尺增加了1000米, 有效的缩短了钻井周期, 为2009年的提速工作做出了极大的贡献, 但这些型号的PDC均无法穿越富县, 下部井段起钻频繁 (图1, 图2) 。
2010年初在辖区井队试验了改型后的“双排齿”PDC钻头, 性能有了较大提高, 试验三只, 两只成功穿越富县并历史性地实现了长4+5的“一趟钻”工程, 达到了华庆区块进一步提速的目的 (图3, 图4) 。
该试验钻头和09年的钻头相比有以下特点:5刀翼5水眼“双排齿”设计, 主切削齿19mm, 后排齿13mm, 增加肩部复合片量, 增加了后排齿, 改变钻头冠部设计, 与以前相比更平, 受力更均匀, 增加了冠部参与切削齿的数量, “双排齿”加强了保径作用, 较以往的
钻头在耐磨方面得到了加
钻头底部更平。使钻头在相同钻压下, 牙齿吃入地层深度较浅, 钻头受力更加均匀, 定向滑动扭方位时反扭角取值小, 工具面稳定, 提高了深井段的定向滑动效率和精度 (表2) 。
从表2看出, 在华庆区块使用“双排齿”PDC钻头平均机械钻速30.67米/小时。虽然“单排齿”钻头相对机械钻速较高, 但进尺比“双排齿”钻头少338.66米。“双排齿”PDC钻头穿富县试验成功之后, 替代了以往的“单排齿”钻头 (图5, 图6) 。
由此, “双排齿”PDC在华庆油田全面推广。全年华庆区块使用的“双排齿”钻头统计数据如表3。
4.1.2 8 1/2″PDC钻头的选型和改进
为了解决长8油层延长组较长、机械钻速较低的问题, 2010年在白153、白281井区试验不同厂家8 1/2″PDC钻头3只, 取得了显著的效果, 基本上解决了延长组钻时慢的问题, 实现了延长组不起钻完钻, 平均机械钻速达24.30米/小时, 日进尺保持在500米左右, 增幅明显 (表4) 。
在开发长8油层延长组使用PDC钻头, 机械钻速明显比使用牙轮钻头要高的多, 减少一次起下钻, 可以避免掉牙轮事故发生。
4.2 钻具结构
“四合一”模式把PDC钻头、单弯螺杆、短钻铤和稳定器四种工具结合, 不但发挥PDC的快速钻进优势, 同时又能够满足轨迹控制要求, 达到了减少起下钻、解放机械钻速、降低井下风险的使用效果。当然这种结构并不是一成不变的, 从提出到确定经历了不断地摸索和实践。
4.2.1 短钻铤长度的确定
2010年改变了已往根据不同的位移选择不同长度短钻铤的思路, 缩短短钻铤的长度为2~3米, 仅靠调整初始井斜来完成不同位移的井, 这样做一方面规律性比较强, 易于总结和提高, 另一方面避免了短钻铤过长时井斜不易控制, 往往会因增斜过快而轨迹失控。因此, 确定并缩短短钻铤长度成为优化结构的一大亮点。“四合一”结构从而更加紧凑, 稳方位、稳井斜的能力变得更强。
4.2.2 大功率螺杆的推广应用
2010年, 在华庆区块使用了5LZ172*1度和5LZ172*1.25度螺杆, 使用情况如表5。
2008年, 使用了7LZ172螺杆, 情况如表6。
7LZ172螺杆在大排量条件下能更好地发挥其优势, 所以得到了进一步的推广。
4.2.3 稳定器的匹配
在现场使用中, 上稳定器外径一般在209~212mm之间, 下稳定器外径一般在211~213mm之间。特别要强调的一点是:当螺杆稳定器小于208mm时禁止入井。
4.3 剖面优化
4.3.1 优化剖面设计, 提高造斜点
根据本区块的地层特性, 结合“四合一”钻具强稳方位和小井斜下稳斜的特点, 逐步提高造斜点, 降低了施工难度 (图7, 图8) 。
具体方案:以环河和华池地层为造斜地层, 以洛河底和直罗下部为主要调整井段, 尽量沿设计轨迹运行, 及时微调, 小于100米位移井斜控制在5度以内, 100-200米最大井斜控制在8度以内, 200-400米控制在12度以内, 400米以上出表套定向, 尽最大可能降低最大井斜角 (表7) 。
优点:
(1) 在井较浅的时候定向滑动, 工具面容易到位, 提高了定向滑动的施工效率。保证了施工的连续性。
(2) 有利于二开后的防碰绕障, 减少了因直井段过长两井相碰的机率。
(3) 斜井段的井斜较小, 有利于轨迹控制过程中的微调, 降低了施工难度。
(4) 增大下部井段轨迹控制中靶范围, 从而增加了复合钻进井段, 提高钻速。
(5) 避免了某些区块洛河井易斜造成直井段井斜超标的现象, 从而可以完全解放参数。
4.3.2“四合一”钻具组合
“四合一”钻具选择原则:二开以后防碰困难、急需绕障的井, 先下入螺杆带牙轮钻头绕障至安全井段, 再下入“四合一”钻具施工。华庆不同的井区目的层不同, 完钻垂深从2000—2300米不等, 所以应该有针对性的选择适应不同井区的施工思路。
4.3.2. 1 目的层在长6及长8的白155井区和白168井区
4.3.2. 1. 1 第一趟钻钻具组合选择方案 (表8)
φ222PDC钻头+φ172 (1°) 螺杆+φ165短钻铤*3m+φ212稳定器+φ165钻铤*9~12根
该钻具组合在洛河层复合微增斜, 增斜率1-2度/100m, 安定地层微降, 直罗、延安微降、稳斜。
4.3.2. 1. 2 第二趟钻钻具组合选择方案
第二趟钻为穿富县组钻具组合, 经过多年实验, 归纳为选择222牙轮钻头复合钻井钻具组合:
φ222钻头+φ172 (1°) 螺杆+φ165短钻铤*3m+φ212稳定器+φ165钻铤*9~12根
4.3.2. 1. 3 第三趟钻钻具组合选择方案
第三趟钻钻具组合为延长组完钻组合:
φ216PDC钻头+φ172 (1°) 螺杆+φ165短钻铤*3m+φ212稳定器+φ165钻铤*9~12根
4.3.2. 2 目的层在长4+5的白153井区
该区块钻穿富县后距离完钻还有300米的斜井段, 这就为改良PDC钻头, 实现穿富县后不起钻完钻提供了可能。因此, 选择钻具组合:φ222PDC钻头+φ172 (1°) 螺杆+φ165短钻铤*3m+φ212稳定器+φ165钻铤*9~12根, 轨迹及时微调, 依据钻时情况, “确保两趟钻, 力争一趟钻”完钻。
4.4 钻井参数
4.4.1 表层快速钻井的配套参数
黄土层钻进是表层施工的关键, 我们把它分成小于50米的浅表层和大于50米的深表层两个井段施工, 石板层钻进是影响整个表层钻井速度的主要因素, 用通常的施工方法, 钻进一个单根时间在1小时至2小时。整个表层参数的确定以速度最大化和排量最优化为原则 (表9) 。
4.4.2 二开后各井段施工参数的优化
(1) 上部地层“四合一”组合钻井参数优选
滑动:钻压10—60 KN;泵压:6—10Mpa排量:34—38L/S
复合:钻压40—120 KN;转数:50—70N/分;泵压:6—10Mpa;排量:34—38L/S
(2) 富县组钻具组合钻井参数
钻压:120—160 KN;转数:50—70N/分;泵压:8—12Mpa排量:34—38L/S
(3) 下部地层钻具组合钻井参数
钻压:80—120 KN;转数:50—60N/分;泵压:8—12Mpa;排量:34—38L/S
4.5 轨迹控制过程中抓住三个关键点
要提高钻井速度, 井眼轨迹必须始终在可控的范围内。轨迹控制过程中, 抓住洛河底、直罗底和富县底三个点的井斜成为能否完成高效施工的关键。洛河底是整口井井斜最大的一个点, 进入安定组后井斜就不再继续增了, 将会稳斜至直罗底部, 进入延安组后会呈现出一个微降斜的趋势, 直至进入富县组井斜开始微增, 出富县后在整个延长组都是降斜的, 因此, 轨迹控制中应抓住三个拐点, 要求钻出洛河时井斜大于靶心3°, 钻出直罗时井斜大于靶心2°左右, 钻出富县时井斜大于靶心4°左右, 在这其中, 洛河底和富县底都属于砂岩, 钻时较快, 滑动施工起来效果显著, 可充分利用这一特点在这两个关键点前滑动施工做一次调整, 而直罗组这一个关键点不易寄希望于一次集中调整, 可利用复合滑动相结合的方式达到这一目的。
4.6 钻井液配套技术
4.6.1 洛河防漏钻井液
洛河组处理剂以PAM.BLC-1为主, 在此段主要起絮凝和防滑动粘阻作用;同时, 可以适当的加入一定量的GD-1, GD-1在此段主要作用是提高体系液相粘度, 达到携砂和防漏目的;该段PAM.BLC-1总加量绝对不得低于700公斤, 粘度达到29秒或以上。必须确定好钻井液循环路线, 钻井液的循环路线必须是:在出口挖一便沟通向沉砂池的最前端, 而排污泵必须放在沉砂池的另一端, 确保砂子有足够的沉降时间, 做到地面净化。
4.6.2 直罗防塌钻井液
直罗组重点防塌, 要求不同种类防塌剂必须保证足量加入, 处理剂由原来的按时间补充改为按钻进进尺补充。直罗层使用的处理剂为KPAM+CMP+ZNP-1+BLC-1:其中CMP作为提粘剂在每个区块调节粘度性能从而达到区块快速钻进的要求;要求从进入直罗组前30米就开始进行防塌预处理, 保证在进入直罗组前钻井液性能均匀。按2:2:3:7的比例一次性加足防塌剂KPAM+CMP+ZNP-1+BLC-1的量, 将钻井液的粘度控制在不低于32秒。BLC-1要在30-45分钟内一次性加入, 处理好后保证足够的泥浆量, 杜绝在钻直罗组顶部100米井段大幅度补充清水, 最好以胶液的方式进行补充。打开直罗组后, 每次起下钻在直罗组井段打一段强抑制聚合物胶液封堵地层, 注意以防塌剂为主, 适量加入一些增粘剂, 这样可以延长直罗组的坍塌周期, 防止井下事故及提高电测一次成功率。
4.6.3 净化井筒, 提高钻井液的携砂性
先加入200公斤的BLC-1胶液清扫井底, 然后根据钻井液量的消耗补充3-4罐聚合物胶液, 胶液主要为CMP+ZNP-1+K-PAM, 钻井液粘度控制在30-31秒。聚合物胶液可以有一半直接入井, 这样做是把它作为“清扫液”清扫井底, 确保井底无沉砂, 预防了井下事故的发生。
安定组钻进时钻井液必须维持低粘度, 适当冲刷井壁, 使井眼适当扩大。而在快钻穿安定时, 再加入防塌剂进行直罗组防塌。
5 应用效果分析
5.1 钻井提速技术指标对比 (表10)
5.2 2010年一趟钻与非一趟钻对比
要实现“一趟钻”工程必须具备的两个条件:一是使用掌握好“四合一”钻具;二是可靠稳定的穿越富县组PDC钻头。满足两个效果:轨迹趋势满足增稳微降;机械钻速满足优于常规牙轮钻进。08年华庆区块一趟钻完井仅2口, 09年华庆一趟钻比例达到28.43%, 幅度明显增加。华庆区块实现一趟钻主要在长4+5区块, 而长8区块实现一趟钻比例只有7.69%。制约长8区块一趟钻主要原因是, 83/4PDC钻头穿过富县后钻头磨损严重, 在延长组钻时慢 (钻时6分钟/米) 。2010年华庆区块共完井197口其中一趟钻完井56口, 占完井比例为28.43% (表11, 表12) 。
通过表11分析对比, 在本区块完成“一趟钻”施工, 各项技术指标取得了很大的提高。机械钻速提高了18.10%, 钻机月速提高了27.07%, 钻井周期节约了2.32天。
通过表12可以明显地看出, 10年一趟钻完成井的各项技术指标均高于非一趟钻。一趟钻完成井的机械钻速较非一趟钻提高了10.33%, 钻井周期和建井周期分别缩短了25.75%和16.11%。
5.3 近年来事故次数和井漏次数对比
近年来, 如果直罗组地层控制不好, 砂子就会在直罗组的“大肚子”井眼“煮稀粥”, 一停泵砂子落入井底, 就会造成开泵困难, 导至沉砂卡钻。如果在安定组就开始加防塌剂, 会使安定组的紫红色泥岩膨胀缩径起钻遇阻。富县组石英砂岩渗透性强, 易形成厚泥饼, 从而造成起钻遇阻。
6 结论和认识
(1) 华庆区块的技术提速推动各项钻井指标提高。
(2) 华庆通过PDC钻头改型, 解决了穿富县难的问题, 实现了钻井大提速, 特别是一趟钻比例提高, 主要在长4+5、长6地层实现了一趟钻。长8油层216PDC钻头的推广进一步提高了延长组的机械钻速。
(3) 良好的泥浆性能是杜绝井下事故, 避免PDC钻头重复切削而造成先期破坏的保障, 是华庆提速的前提。
(4) 固定短钻铤长度, 下入稳斜结构, 小井斜施工, 把握好剖面中的三个拐点, 是轨迹控制技术的关键。
华庆油田分层注水工艺技术研究 篇2
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.
华庆油田 篇3
华庆油田合水地区潜在的井控风险
合水区块是长庆区域井控安全重点区块之一, 井控风险较大, 具体有: (1) 因油田开发需要, 该区块超前注水井多、注水压力大, 目的层和非目的层压力较高, 临近河床, 地下水活跃, 上部地层出水严重; (2) 上部地层承压能力低, 井身结构简单, 井控险情处置过程中伴生气含量高、浸入速度快, 压井难度较大; (3) 民营钻井队伍在该区块施工时发生过井喷着火事故, 地层存在局部高压; (4) 受“长庆油田是三低油气田, 不可能发生井喷事故”思想的影响, 人员井控意识不强。
防止华庆油田合水地区井控风险
的措施
1 增强井控意识是关键, 落实井控责任是基础
领导应把合水区块井控安全工作当作井筒作业的首要工作来抓, 积极参与该区块井控工作的安排、督促和检查, 杜绝井控工作“讲起来重要, 干起来次要, 忙起来不要”的思想, 确保在每口井打开目的层前井控管理人员上井检查指导井控工作, 并对施工井队泥浆性能、油气水显示、有毒有害气体检测、加重材料储备、井控装备等情况动态跟踪, 进行重点提示和指导。作业队要认识到安全是提速、提效的前提, 并全面落实干部跟班制度, 对井控工作做到“班前有安排, 班中有检查, 班后有总结”。坐岗人员要严格执行坐岗制度, 并做到钻井录井同坐岗, 人员仪器双检测, 及时发现溢流征兆、及时汇报, 确保井控坐岗的有效性。岗位员工要加强设备的检查和保养, 确保设备的可靠、好用。
2 提前介入、主动协调, 掌握井控工作的主动权
在搬入新井场后主动对周围500m范围内的注水井进行排查, 及早落实停注情况;积极主动与甲方项目组对接, 了解施工区域地层压力、有毒有害气体含量、气油比及周围注水井注水压力、注水层位等, 为后续施工争取主动;定期掌握油田公司各储备点应急物资 (包括加重材料、应急装备、防护设施) 的储备情况, 以备急用。
3 做好日常井控管理工作是前提
(1) 做好加重材料储备工作。合水区块施工的钻井现场储备加重材料一般不少于30t, 必要时根据井距和季节特点储备适量的加重浆。项目部的加重材料由技术服务部提供加重钻井液配方, 实行打包存放, 确保应急时快捷装运和随到随加。储备足量的加重材料, 确保在紧急情况下可动用油田公司各应急材料储备库的加重料。
(2) 完善井控装备配备, 加强井控装备管理。井控设备安装、试压等关键环节, 技术人员紧盯现场, 试压用管具公司移动试压泵严格按细则要求逐个闸门进行;井控车间严把井控设备的出厂检验关, 加强井控装备的维修检测和现场巡回服务, 确保井控装备可靠好用, 并抓好维修点应急井控装备及配件的储备, 确保应急时能及时送井使用;确保射流和电动两套配浆系统运转正常, 若钻机底座高度允许, 可为合水区块施工的钻井队配备双闸板防喷器, 满足不同工况下的险情处置。
(3) 加大现场井控检查监督力度。加大合水区块的井控巡查和专项检查力度, 督促作业队落实井控管理制度和技术措施, 并加大打开目的层前的井控验收力度。在合水区块施工的作业队应在每口井打开油气层前验收一次, 并对验收发现的问题由验收人员负责跟踪落实整改情况。加强对合水区块施工钻井队、井下作业机组的监督力度, 派驻责任心强、业务水平高的监督员驻井, 对各次检查和验收提出的问题监督整改, 切实做到监督有力。
4 执行钻开油气层后的井控技术措施是保障
(1) 起下钻作业要求。起钻前使钻井液充分循环, 确保进出口密度差不超过0.02g/cm3;合水区块起钻时应连续灌浆并保证灌满, 完井起钻前必须用高于完井泥浆密度0.15~0.2g/cm3的重浆封井500m以上;起钻遇阻严禁拔活塞, 防止抽吸诱喷, 遇阻划眼时应保持足够的排量;油气层中和油气层顶部以上300m起钻速度不得超过0.5m/s, 下钻速度平稳, 防止压力激动造成井漏;检修设备或等停时必须将钻具下至表套脚;发生过油气水侵或溢流的井在完井起钻时进行短程起下钻, 测定油气水上窜速度和稳定周期, 为后续施工提供依据。
(2) 电测作业要求。每起下一趟仪器要及时灌满钻井液, 保持井壁和油气层的稳定;根据油气水上窜速度计算井筒钻井液稳定周期, 若电测时间过长, 要立即下钻通井分段循环;在测井过程中若发现井口外溢, 要立即停止电测作业, 抢下钻具, 尽快实施关井。
(3) 下套管、固井作业要求。下套管前要在防喷单根上接好与套管连接的接头, 放在大门坡道附近, 以备关井使用;下套管时每30根要灌满一次钻井液, 下完套管应先灌满钻井液再缓慢开泵循环, 防止诱喷或蹩漏地层;注水泥过程中发现溢流应控压固井, 环空施加一定的回压关井候凝。
(4) 特殊情况下的井控要求。处理井下事故时, 考虑解卡剂对钻井液液柱压力的影响, 保证液柱压力大于地层压力;因雨阻、老乡挡路等原因导致后续施工 (固井、电测、下套管) 不能衔接的, 坚决不允许打开目的层。若已经打开, 必须用重浆封井并保证井内有一定钻具, 同时加强检测和干部24h值班。
5 抓好培训工作是根基
(1) 抓好作业队技术人员的二次井控能力培训。采取上井培训或集中培训的方式, 对合水区块作业队技术员 (技术副队长) 从险情前期处置、压井方法、压井计算、压力求取、压井施工单填写等方面进行培训, 提高作业队技术人员的二次井控能力。
(2) 抓好关键岗位人员的井控技能再培训。对司钻、副司钻、坐岗工、井架工、录井工等关键岗位人员的井控技能进行专项培训, 真正做到及时发现、有效关井、安全逃生, 提升基层队的整体井控能力。
6 做好应急处置及联动工作是方法
(1) 立足“三个第一”。在“第一现场、第一时间、第一动作”有效、及时、准确的处置井控险情, 掌握井控工作的主动权, 把好井控安全的第一道关口。
(2) 加强井控实战演练。按照实战要求, 定期组织公司、项目部的井喷事故应急预案演练。按照井控实施细则要求作业队组织防喷演习和演练, 并把防H2S、CO中毒作为演习、演练的重要内容, 提高单队、班组的应急处置能力。
(3) 完善加重处理技术。针对合水区块伴生气含量较高、侵入速度快的现状, 不断完善气侵严重条件下的加重技术, 解决加重后钻井液密度和黏度的同时上升导致出口黏度高、脱气困难、密度上不去的问题。采用高密度、低粘度加重钻井液, 并使用消泡剂进行消泡, 确保快速有效加重, 同时, 对消泡剂进行优选, 确保消泡效果。
7 落实井控险情汇报制度是确保正确处置的有效途径
井控险情发生后, 钻井、录井和工程监督等单位都要在第一时间向上级主管部门汇报井控险情发生的基本情况。溢流及以上井控险情要按照钻井、录井、监督三条线直达指挥部, 避免因基层处置不当造成更大事故。为了确保井控险情信息共享、条块结合, 发生井控险情后按以下程序进行汇报:作业队→项目部生产、安全、技术部门及主管领导、主要领导→二级单位生产、安全、技术部门及主管领导、主要领导→指挥部生产、安全、技术部门及主管领导、主要领导, 确保相关管理部门及时响应。
结语
在井控装备日趋完善的条件下, 通过增强各级部门井控意识、完善井控管理制度、加强井控设备管理、加大井控检查监督力度、强化员工培训和提高井控技术措施的执行力度等方式, 可使现场井控管理水平不断提高, 杜绝井喷及有毒有害气体中毒事故的发生, 确保一方平安。
参考文献
华庆油田 篇4
2009年底,立足该超低渗油田实际,借鉴其他油田经验,通过系统分析研究,依据系统工程管理思想,探索编制了《华庆油田产能建设“1822”提单产系统工程》方案。此方案经过2年在产能建设过程中的实施,平均单井产量得到提升,华庆油田形成了年产90×104t的原油生产能力,摸索出一套产能建设全过程提高单井产量的有效方法与途径。
1“1822”提高单产系统工程
“1822”提高单井产量系统工程,主要包括集中实现“1”个提单产目标、切实实施“8”个子系统工程及严格控制相关“22”个应用节点等内容。
1.1 集中实现“1”个提单产目标
以提高单井产量为核心,实现超低渗油藏产建平均单井日产油2t以上目标。
1.2 切实实施“8”个子系统工程及其相对应的“22”个应用节点
1.2.1 优化产建部署研究工程
(1)节点1:深化“勘探、评价、开发一体化”,落实油藏富集区。针对可供建产的优质储量不足的现状,产建项目组一是根据产建实施效果及区域油藏富集规律研究成果,及时提出预探、评价井建议坐标,并有效协调加以组织实施,以落实油藏富集区块,满足快速建产的需求;二是密切跟踪预探、评价井最新进展,对油藏显示、试油产量好的井点及时开展研究,扩大成果,及时转化为产建接替区;三是加大发挥自身优势,强力协助预探、评价项目组做好井位审批、钻前准备等工作,力争早实施、早见效,扩展新的油藏富集区。
(2)节点2:细化随钻分析,确保实施效果。成立以产建项目经理为组长,总地质师、项目主管经理为副组长,产建项目组地质办公室及外聘专家、研发中心支撑组技术人员为成员的随钻分析小组,每周召开一次随钻分析会,逐井逐层讨论研究,及时指导产建运行,防范与减少低产井,杜绝落空井。同时,在日常运行过程中严把“5个关口”,即坐标发放关、下接井位关、设计审批关、现场录井关、资料验收审核关。
(3)节点3:强化长3以上浅层成藏规律研究,提高建产效益。成立长3以上浅层成藏规律研究课题攻关组,组织对区域内预探、评价井、骨架井资料进行收集整理,进一步深化浅层油藏成藏规律研究,通过刻画古地貌特征,分析成藏沉积背景,努力寻找一批“小而肥”的侏罗系建产区块。
1.2.2 科学优化储层改造工程
(1)节点4:严格遵守储层改造方案的编定程序。(1)按照施工进度,产建项目组主管地质、试油副经理牵头,组织产建项目组,超低渗透油藏研究中心支撑组,地质、工程技术人员及相关专业人员共同讨论编制储层改造方案;(2)凡是侏罗系储层改造地质和工程方案,分别由主管地质、试油副经理审定;延长统储层改造方案和水平井、新工艺试验井方案,须上报超低渗透油藏研究中心进一步优化审定。
(2)节点5:优选优化储层改造工艺。根据不同区块、不同层系、不同类型储层的岩性特征[3],优化优选先进适用的不同储层改造工艺(表2)。
1.2.3 做精做细油田注水工程
(1)节点6:坚持“三超前,三优先”原则,落实超前注水政策。按照“三超前、三优先”工作原则,统筹安排,精心组织超前注水,全面落实超前注水技术政策。突出抓好以“注够水、注好水、有效注水”和“分层注水、精细注水、超前注水、温和注水”为主要内容的注水工作,确保油井实现高产稳产有足够能量[4]。具体工作要点:(1)成立以产建项目经理为组长的超前注水领导小组,抓好过程控制,每周一、三、五召开例会,检查落实各项技术措施执行情况,每月召开1次专题会,分析技术措施效果,对各责任主体进行阶段性考核;(2)加快地面注水工程建设,按照长庆油田地面工程建设“36911”节点控制目标,注水骨架场站于上半年全面建成投运;(3)加快注水井投注,6月底前完成当年产建任务部署的超前注水井。按照注水井优先打、优先投原则,8月中旬前为次年提前完成10～15万t超前注水任务。
(2)节点7:坚持层间层内分注一次到位,落实精细注水。针对华庆长63油藏层内、层间非均质性较强,隔夹层发育的特点,必须以井组为单元,细分小层,开展注采对应关系研究,实现层内或层间精细分注一次到位,以实现提高水驱动用程度,均衡补充地层能量,充分发挥各油层潜力的目的。其中:(1)白281区长631、长632层间矛盾突出,层间存在2～10m夹层,对长631、长632层之间进行分注;(2)白257区长631、长632两个小层砂层及油层厚度相当,电测物性均较好,层间存在2～8m夹层,可对长631、长632层之间进行分注;(3)白153区长631油层厚度大,电测物性好,是主力油层,长632分布范围窄,物性差,局部动用,主要是长631层内非均质性强,可结合吸水剖面情况对长631层内分注;(4)元284-元414区长631、长632由于物性差异,层间矛盾突出,对长631、长632进行分注。
(3)节点8:坚持技术政策,落实温和注水。针对超低渗透油藏裂缝发育、泥质含量高等特点,积极推广“15～20～25m3”小水量阶梯温和注水技术政策,避免裂缝性水淹。主要根据油水井所处的不同区域位置,制定与之相适应的、合理的注采比、注采强度,使油藏压力在平面上趋于平衡,建立有效压力驱替系统,提高水驱动用程度,确保油井早见效。其中在油藏主体带注采比控制在2～2.5,注水强度控制在1.2～1.5m3/(d·m);在油藏边部注采比控制在5～6,注水强度控制在2～2.5m3/(d·m)。
1.2.4 大力开展新技术试验推广工程
(1)节点9:有效组织水平井,大斜度井试验。华庆油田不断探索提高单井产量的新途径,配合好公司相关部门有效组织水平井、大斜度井试验,其中水平井重点在油层稳定、油水关系清楚的侏罗系油藏午72井区实施;大斜度井在白239区优选油层分布稳定的区域组织实施。
(2)节点10:做好测井储层快速评价与产能预测技术研究。为了精确识别储层含油性、精细储层划分及半定量确定储层的生产能力(即初期单井产能),更好地寻找一、二类优质建产储层,有效指导产建,2010年加强与测井单位沟通交流,在研究储层特点的基础上,进一步优化测井系列,在华庆油田执行长庆油田分公司现行开发裸眼完井测井系列基础上,开发井用阵列感应代替双感应-八测向,并加测四米电阻,开发骨架井在开发井测井系列基础上,用阵列感应代替双感应-八测向,并加测岩性密度。
(3)节点11:规模化开展陶粒压裂试验推广。支撑剂裂缝导流能力优化结果表明:华庆油田长8储层使用石英砂导流能力为14.3μm2·cm,不能满足优化裂缝导流能力15.0μm2·cm的需要;长6储层优化导流能力也已接近优化裂缝导流能力(表3)。
根据室内模拟实验,低密度陶粒支撑剂在相同条件下,长期与短期导流能力都高于石英砂。闭合应力在30MPa时,其导流能力分别为石英砂的2.5倍和3.5倍。在华庆长6、长8储层规模应用陶粒支撑剂以有效提高单井产量。
(4)节点12:有重点的进行新技术试验[5]。(1)定向射孔压裂技术:力求在层内形成2条独立的裂缝系统,进一步扩大泄流面积,2010年在白257区南部选井试验;(2)多级水力射流压裂技术:该工艺技术采用定点射孔,点源起裂的方式,利用控制缝高、增加有效缝长,确保纵向上多个相对高渗段的有效动用,2010年在白281和白257区选井试验;(3)缝网压裂技术:该工艺技术通过暂堵剂的封堵作用提高缝内压力,迫使天然裂缝开启甚至产生裂缝转向,形成主裂缝与次生裂缝相结合的裂缝系统,实现天然裂缝和人工裂缝的沟通,2010年在元284区南部开展规模试验;(4)新型压裂液压裂技术:进一步降低压裂液残渣含量,提高压裂液返排率。2010年重点在白257区试验羧甲基胍胶压裂液,在元284区试验多羟基醇压裂液。
1.2.5 全力抓好全过程油层保护工程
(1)节点13:严防钻井、固井环节对储层的伤害。钻井、固井过程中对储层的伤害主要以钻井完井液,固井水泥浆的滤液进入储层引起水锁和水敏损害为主,其次是钻井完井液中固相颗粒的入侵。重点要做到“一转换、三控制”。一转换:进入油层前50m,停止加入大分子聚合物,将钻井液转化为低固相、低滤失量的完井液。三控制:一是打开油层时,钻井液API失水≤8mL;二是钻井液对油层浸泡时间≤72h;三是油层段固井水泥浆滤失量≤200mL,密度1.05～1.08g/cm3。
(2)节点14:严防储层改造环节对油层的伤害。储层改造过程对储层的伤害主要以入井液体对储层引起的水敏损害和机杂对支撑裂缝的二次伤害为主。重点要做到“二严格、二优化、二加强”。二严格:一是严格用水管理,现场储液罐必须彻底清洗干净,指定水源用水,水质符合施工要求,机杂2mg/L,pH值6.5～7.5;二是严格入井化工料和支撑剂管理,必须符合油田公司有关规定,强化现场监督,定期抽样化验,杜绝不合格产品入井。二优化:一是优化压裂液体系,提高入地液体与储层的配伍性[6];二是优化泵注程序,利用先进的压裂软件优化加砂泵注程序。二加强:一是加强配液过程监督,洗井液、压裂液严格按优化配方执行,监督不到位不能配液,实行监督签字认可制度;二是加强压后排液管理,压裂施工完用油嘴控制放喷,油井停喷后及时、快速、连续抽汲排液,不换钻具时8h内开始排液,换钻具时24h内排液,见纯油3个班或氯根稳定达到地层水标准后方可完井。抽汲排液过程必须使用智能抽汲仪监控,前3班监督必须驻井监督。
(3)节点15:严防投产投注环节对油层的伤害。重点要做到“一清洁、二控制、三加强”。一清洁:入井管串和工具必须在地面清洁干净,不得携带泥砂杂物入井。二控制:一是合理控制油井投产前放喷液量;二是合理控制油井生产压差。三加强:一是加强注水井投注前洗井工作,液体采用活性水;二是加强注水井投注时活性水挤注工作,粘土稳定剂、表面活性剂按要求加足;三是加强注入水水质管理,根据储层敏感性、注入水与油层水配伍性评价结果,加入相应的阻垢剂、杀菌剂等添加剂。
1.2.6 探索优化合理工作制度工程
(1)节点16:分析总结经验。总结分析前期提单产实施效果,并结合华庆超低渗透油藏高饱和压力、高油气比现状,初步提出不同区块不同区域的合理生产压差,并逐步分批安排实施工作量[7]。
(2)节点17:不断优化工作制度。(1)继续做好稳定并提高单井产量现场实施方案的落实及效果追踪工作。同时在白153区、元284区的不同区域各选15口井继续开展不同生产压差对比试验,探索超低渗透油井的合理流压;(2)开展系统试井工作,探索超低渗透油藏的合理工作制度与长期稳产的关系,发挥井筒最佳潜力。
1.2.7 动态监测资料录取工程
(1)节点18:加强新井资料录取。建立新井产量核查机制,与采油二处生产技术科协作,抽调专人组成新井产量核查小组,每月分两次深入现场,对新井产量逐一核实单量、压力、含水、功图、液动面等资料,并建立新井单井产量跟踪台账,分析新井产量变化原因。同时,要求作业区要按照油田公司资料录取规定录取新井功图、动液面资料,对隐瞒谎报新井资料误导产建方向的单位和个人制定相应处罚制度。
(2)节点19:做好吸水剖面、地层压力资料监测。2010年有针对性加大动态监测资料录取,重点抓好吸水剖面、地层压力两项资料的录取,为精细注水、监测油水井生产动态,切实提高单井量提供准确依据。
1.2.8 全面质量管理工程
(1)节点20:钻井质量管理。重点区域井、重点井、重点工序坚持项目组巡查、工程监督驻井监督的制度,坚持抓好“五大质量、十大环节”的管理。五大质量,即井身质量、中靶质量、取心质量、油层保护、固井质量。十大环节,即队伍资质、表层、直井段防碰、井眼轨迹控制、油层保护、套管检查及下套管作业、固井作业、井控安全、环境保护、基础资料。
(2)节点21:测录井质量管理。录井质量管理,主要坚持“十查”和“五到现场”[8]。十查:即查岩芯、查岩屑、查荧光、查迟到时间、查点滴试验和系列对比、查钻具记录、查班报表、查随钻录井图、查数据差错率和剖面符合率、查泥浆性能。五到现场:即录井小队开工验收到现场、取芯到现场、完钻井资料检查到现场、疑难问题到现场、岩屑复查到现场。测井质量管理以监督跟班上井为主,项目组巡查为辅,现场主要抓好施工过程中的“三个环节”和“六个质量控制点”。三个环节:即开工前仪器电缆检定、标定;测井前后仪器的检查刻度;测井中资料的质量控制。六个质量控制点:即测井深度、测井速度、曲线重复性、测井数值与储层特征的相关性、测井资料与工程资料的符合性、声幅测井与井身质量。
(3)节点22:试油工程质量管理。坚持驻井和巡井相结合的原则,重点井、重点工序以驻井监督为主,始终抓好“六道工序”质量,必须做到“四个到位”。六道工序,即通井、洗井、试压、射孔、压裂、排液。四个到位,即入井材料和工具监督到位、配液过程监督到位、压裂施工监督到位、抽汲排液监督到位。
2“1822”提单产系统工程实施效果
2.1 产建超前注水率提高
截止2011年12月,华庆超低渗油田2年超前建成注水站5座,钻投水源井26口,新投注水井236口,全部实现整体超前注水,产建超前注水率由85%提高到100%,平均单井超前注水量为1 827m3。
2.2 精细分层注水率提高
通过加强地质研究、精细小层对比,完成白153、元284、白452、白257区共464个井组小层对比,制定分层注水工艺技术对策。截止2011年12月,共实施分层注水井371口,分层注水率由36%提高到69.6%,为建立更为有效的注采驱替体系提供了保证。
2.3 水平井试验获得优良效果
截止2011年12月,共完钻水平井39口,井均钻遇油层399m,油层钻遇率92.6%。试油水平井27口,试排井均日产油32.5m3。投产水平井23口,初期井均日产油7.0t,综合含水27.9%;2011年12月井均日产油6.8t,综合含水23.6%。水平井单井产能达到直井的3～5倍,开发形势稳定,试验效果良好,为后期大规模应用水平井提高单产探索了新途径。
2.4 单井产量有效提升
通过严密组织实施“1822”提单产系统工程,新投井平均单井产能由2.1t/d提高到2011年的2.5t/d,效果明显。
3 结论
提高单井产量是超低渗油田开发建设的永恒主题。在产能建设过程中,只有一切以全面质量管理为主线,依靠系统工程思想与方法,精细组织,科学管理,采用先进适用技术,用严格控制各环节节点工序确保子系统工程目标实现,用各子系统工程总体工序控制确保单井产量的提高。
参考文献
[1]杨俊杰.鄂尔多斯盆地构造演化与油气分布规律[M].北京:石油工业出版社,2002.
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[3]李书恒,赵继勇,崔攀峰,等.超低渗透储层开发技术对策[J].岩性油气藏,2008,20(3):128-131.
[4]王道富,李忠兴,赵继勇,等.低渗透油藏超前注水理论及其应用[J].石油学报,2007,28(6):78-81.
[5]姚展华,张世林,韩祥海,等.水平井压裂工艺技术现状及展望[J].石油矿场机械,2012,41(1):56-62.
[6]卢拥军.压裂液对储层的损害及其保护技术[J].钻井液与完井液,1995,12(5):36-43.
[7]高丽.一种确定高饱和、高油气比油藏合理生产压差的方法[J].内江科技,2009(2):122-123.
华庆油田 篇5
关键词：白465井区,测井二次解释,超低渗储层
1 引言
该区块勘探时间较短, 发现井白465井于2008年完钻, 目前该油层已经开发, 研究区探井、评价井采用阵列式感应 (5700系列) , 只有白465井采用俄罗斯感应系列。开发井均采用小数控测井系列。测井系列比较齐全, 资料品质较好, 能较好地反映储层的性质, 满足油田开发和储层研究的需要。
2 测井解释模型的建立
2.1 储层的四性关系
2.1.1 岩性特征
白465井区长81油层组岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主, 砂岩成分成熟度一般, 石英、长石和岩屑含量近似为1∶1∶1, 砂岩以细—中粒为主, 极细-细粒次之, 分选以好为主。表明长81油层组沉积时为典型的三角洲前缘沉积[1]。
2.1.2 物性特征
根据白465井、华625井等井试油井段的物性分析结果表明:长81储层孔隙度分布在5.7~13.8%, 平均孔隙度9.6%;渗透率分布在0.16~3.36m D, 平均渗透率0.68m D, 为典型的低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层。
2.1.3 含油性特征
长81油层组岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主, 砂岩粒度以细-中粒为主;以岩心分析的油气显示为基础, 取试油结果为油层的井段资料, 油层含油饱和度普遍大于60%, 含油性较好。
2.1.4 电性特征
长81油层电性资料分析表明, 砂岩电性特征为:电阻率平均值为50Ω.m, 声波时差平均值为210μs/m。由于长8储层具有亲油特点, 一般表现为高阻油层。高阻出油、低阻出水比较明显, 油层易于识别[2];长8储层润湿性 (表现为个别井储层偏向亲油或偏向亲水) 和泥质含量的影响, 使某些井出现低阻出油、高阻出水的现象。
2.2 孔隙度、渗透率图版
通过对28口井长8层四性关系的研究, 建立了该地区长8储层的孔隙度解释图版, 公式为:Φ=0.2395Δt-43.404;相关系数=0.9440;绝对误差=0.719%;相对误差=7.320%
根据研究区油藏的地质基础建立的孔隙度图版, 主要表现为:声波时差与储层孔隙度成正相关, 符合该地区的储层规律。基本上适应于研究区的地质特点, 且精度符合地质研究和储层评价的要求, 可用于该地区的油藏描述和储层评价。在制作该地区的孔隙度图版的同时, 也制作了该地区的渗透率图版。选择的曲线主要是声波时差、自然电位和自然伽马曲线, 经过岩电归位和多元回归处理, 建立了储层渗透率的计算
Lg (K) =0.033281Δt+0.64603ΔSP-0.92350ΔGR-7.91165
相关系数=0.8 9 5;绝对误差=0.618m D;相对误差=44.40%
2.3 孔隙度、渗透率下限确定
根据该地区的孔隙度、渗透率分析数据, 可以用经验统计法确定孔隙度、渗透率下限值。
确定渗透率的下限值为0.1m D, 当孔隙度的下限为7.0%时, 对应的声波时差值为210μs/m, 所以电性的声波时差下限为210μs/m。
2.4 有效厚度下限的确定
测井下限参数下限值根据本区用139个层点制作。单层测试成果和现有的测井系列与岩性、物性、含油性对应较好层段的孔隙度与含油饱和度构成的关系图版。油层、油水层的下限为:
本区用60口井139个层点制作有效厚度测井解释下限:
电性下限:Rt=50Ω.mΔt≥210μs/m So≥57%Φ≥7.0%K≥0.1m D
2.5 含油饱和度的计算
根据该地区长63层的岩电试验资料, 建立了该地区长63储层的含油饱和度计算公式[3]:
a、b——岩性系数;m——胶结指数;n——饱和度指数;R w——地层水电阻率 (Ω·m) ;Rt——地层电阻率 (Ω·m) 。
a、b、m、n系数一般由各区块样品分析资料和样品岩电实验结果拟合确定。白465井区长8层系数具体取值为:
a=4.4075, b=1.1355, m=1.1630, n=2.0069。
3 解释结果及分析
本区用28口井139个层点制作有效厚度油层
解释下限:电性下限:R t=50Ω.m、Δt≥210μs/m;物性下限:S o≥57%、Φ≥7.0%、K≥0.1m D
白465井区长81油层白254井新老解释结果对比。白254井在2195-2210段, 一次解释为油水同层, 二次解释为水层, 而试油结果显示该段为水层, 与一次解释相比, 二次解释更可靠。
通过对储层四性关系之间内在联系的再认识, 依据岩性分析和试油资料, 建立了测井二次解释模型, 长81解释92口。两次测井解释结果对比, 发现测井二次解释前后砂体厚度、油层厚度、物性以及有砂体井数都有不同程度的变化。长81孔隙度二次解释比初次解释平均低1.1%;而渗透率二次解释比一次解释平均低0.07 m D。长811和长812渗透率变化并不大, 但是一次解释长813的渗透率为1.0, 而二次解释渗透率为0.61。使研究区油层得到正确认识, 避免了错误的将长813认为是主力油层, 长811应该是长81油层组的主力油层, 为下步开发提供更为准确的数据。
4 结论
(1) 该井区主力油藏长81油层主要发育岩性油藏, 表现为油层电阻率高, 油层厚度大, 分布稳定。储层岩性、物性、含油性之间有较好的对应关系。有效储层以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主, 渗透率和孔隙结构对含油饱和度在侧向有明显的控制作用。储层岩性变细或泥质杂基组分含量增高是储层物性变差的主要因素。
(2) 重建地下孔隙度、渗透率、含油饱和度和泥质含量解释模型, 重新进行二次解释, 可获得较为可靠的地区储层地质分析结果, 为全面认识油藏, 进行注水开发调整提供有效的参考依据。避免了将长813错误的认为是主力油层的可能, 确定了长811为主力油层, 正确的指导了油田开发。
参考文献
[1]张厚福, 方朝亮, 高先志, 等.石油地质学[M].北京:石油工业出版社, 1999
[2]雍世和.测井数据处理与综合解释[M].东营:石油大学出版社, 1996
华庆油田 篇6
华庆油田常规增压站功能主要是进行所辖井组来油计量、加热、增压外输等。本文以华庆油田关三增压站自动化控制系统升级改造项目为例进行分析研究。增压站原油外输增压控制装置采用现场控制,而原油外输、井组计量和加热是一项复杂的工作,不仅要随时了解现场缓冲罐的温度、压力,而且要了解原油外输的流量变化、压力变化,并对其进行有效控制,因此,更新和改造原有的原油外输控制是必需的,站内生产装置各关键点须实现远程集中监控和控制,实现站内无人值守。
1 现状分析
1.1 原工艺流程
增压站主要承担所辖油井的集输任务,站内主要设备有0.946 m3立式气液分离器1台、4 m3立式水套加热炉2台、8 m3缓冲罐1台、40 m3应急罐1台、5 m3补水罐1台、10井式总机关1套、收球筒1套、外输螺杆泵2台、变频器2台。
1.2 原控制系统
原控制系统可实现以下功能:生产装置区关键设备数据,如压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等数据的实时采集;外输螺杆泵的启停,分别是由对应的每台变频器来控制;现场配置视频监控器,用于整个站场的监控。
1.3 问题分析
根据现场生产实际情况,主要从常规增压站目前运行现状进行分析研究,其主要存在问题有以下几点:
(1)所辖井组的主力油层为三叠系长6油层,平均油气比为50 m3/t,伴生气和原油一起集输至增压站,经油气分离器分离后,除供加热炉用气外,剩余气体采用点“火炬”的方式直接燃烧,造成资源的极大浪费和对空气环境的污染,而且存在很大的安全隐患。
(2)气液分离器积液必须由人工定时排放,不具备任何控制的条件。
(3)输油泵启停控制是由每台输油泵对应的变频器根据缓冲罐和应急罐液位来控制实现输油的远程启停,输油泵不能实现自动切换。
(4)闸阀开启没有任何远程控制手段,只能由岗位员工定期、定时开启关闭,劳动强度比较大。
(5)站控系统主要完成数据显示,PLC功能简单,岗位员工可操控性强,实现了部分设备的压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等实时采集。
2 研究思路
在保留站内主要的设备和最大限度的减少改造成本的前提下,通过对站内部分工艺流程和数字化控制策略进行了升级改造,充分利用自动化设备的远程可操控性,借助功能完备的变频、PLC控制技术,真正实现油气混输、远程操控,提高油气区的安全可靠性,最大限度的减小劳动强度,达到节约能源、保护环境和减员增效的目的。
3 控制系统升级改造
3.1 流程改造
(1)对于从加热炉的来油进入缓冲罐或外输泵的流程,通过增加一台电动三通调节阀,使入口端接入从加热炉的来油,两个出口端分别连接至缓冲罐和外输泵的入口,如图1所示。
(2)对于两台外输泵,通过增加一台电动三通控制阀,以便两个外输泵一备一用,自动切换,在两台泵的出口处安装止回阀,增加两台压力变送器和温度变送器,分别用于两台外输泵的压力和泵体温度的监控,如图2所示。
(3)对于缓冲罐,在出口增加一台电动控制阀,用于缓冲罐输出控制,增加一台压力变送器,用于缓冲罐压力的监控,如图3所示。
(3)对于气液分离器,由于所配置的浮球液位计不具备远传数据功能,只是本地使用,在此处增加一台机械性疏水阀,使积液自动排出,如图4所示。
(4)对于应急罐,在其出口端增加一台电动控制阀,用于单井计量,如图5所示。
(5)在保留原配置的室外视频监控器基础上,在输油泵房内再增加一台防爆型视频监控器,用于泵房内的生产监控。
3.2 控制系统升级
电动三通控制阀1入口端连接加热炉来油,一个输出端连接缓冲罐的入口,另一个输出端连接到两台混输泵入口交汇处的电动三通控制阀3输入端,电动三通控制阀3的两个输出端分别连接到两个混输泵的入口。
通过控制电动三通控制阀1,将加热炉来油一方面输入到缓冲罐里进行油气分离,给加热炉提供燃料气;另一方面通过混输泵进行油气混输。
通过控制电动三通控制阀3,实现混输泵1和混输泵2的切换。
在缓冲罐出口安装电动两通控制阀2与电动三通控制阀3输入端连接,主要是为了在油气混输时给混输泵补给一定量的液体,以防止在混输时实际工况带来的泵体空转对混输泵所带来的损耗。
应急罐出口端的电动两通控制阀4,主要用于单井计量,只要操作人员手动打开单井阀门后,即可自动完成单井计量工作。如图6所示。
工艺设备改造完成后,根据日常生产管理流程,进行PLC编程设计,完成程序代码的编写、调试工作。
4 应用效果
增压站改造完成后,实现了“油气混输、无人值守、远程监控”的目标,主要有表现在以下几个方面:
(1)实现油气混输,原流程除部分气供加热炉外,其余外排。改造后的流程一部分气供加热炉外,其余的气通过混输泵与原油一起输送,在下游站点进行轻烃回收,充分利用伴生气,节约能源,生产安全环保。
(2)实现“无人值守、远程监控”,现场数据实时采集、显示、存储,操作人员在远程终端能够实时监控各监控点数据变化及运行情况,实现流程切换,一键式完成,操作人员按照屏幕提示要求,即可完成流程切换,操作快捷、方便、灵活、自动,管理人员只需要定期对站内设施进行巡检,如图7所示。
(3)实现数据报警,当缓冲罐的压力或液位、应急罐的液位、收球筒的压力或温度、泵体温度、可燃气体浓度等各种监控数据超限时,系统自动预警、报警,通过曲线图,操作人员能够随时查看历史数据,如图8所示。
(4)实现故障报警,当电动控制阀、变频器、混输泵、PLC等关键设备或仪表出现故障时,系统会立即显示故障报警,并能指导操作人员进行应急处理。
(5)在两台泵出口处的止回阀,可以防止介质倒流、防止泵及驱动电动机反转;机械性疏水阀可以实现气液分离器的积液自动排放,密闭回收至排污池,不需要人工频繁排放,通过电伴热,解决了冬天人工排液困难问题。
(6)通过缓冲罐的液位控制电动执行阀开启大小程度,控制缓冲罐的输出量,同时用于油气混输时给泵补充液体;在油气混输过程中,通过缓冲罐的压力值控制,自动调节电动执行阀开启关闭,以便给加热炉补充足够的燃料或直接油气混输。
5 结语
油田数字化最直接的好处就是能为企业提高工作效率,提高工作质量,增加企业经济效益和社会效益,本系统自投用以来,达到了改造的预期目的,运行良好、各项控制性能优异、操作简便、安全可靠,增压站自动化控制系统的升级改造技术获得国家专利,在同行业有着广泛的推广应用价值,同时为数字化油田向智能化油田转变做了必要的铺垫和探索。
摘要：针对华庆油田常规增压站原工艺流程控制系统存在的实际问题,为适应油田大发展的需要,推进油气场站数字化管理水平,对原工艺流程、自控系统进行升级改造,实现站点的油气混输、远程操控,无人值守等功能,与优化工艺参数相结合,减少岗位员工的劳动强度,提高生产运行本质化安全水平。
关键词：增压站,数字化管理,油气混输,远程操控
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