单井优化（共7篇）
单井优化 篇1
摘要：通过对注水井管网、注水水源和水质的选择、注入系统压力分析、注水管柱设计、注水井投注、注水井增注及调剖, 来提高单井注水效率, 从而达到节约工程投资。
关键词：注水井,优化
1 项目实施原因
随着油田开发力度的不断增加, 注水井逐年增多, 部分配水间已经满负荷运转无预留头。在施工过程中发现部分新水井, 就位于这些满负荷配水间附近, 在没有实现完全取消配水间单井注水管线串联依靠自动化实现单井计量与控制之前, 铺设这些井的注水流程时只能考虑较远的配水间, 增加了注水管线的长度, 根据实际情况这些单井流程压降都在0.5MPa以上, 不能满足GB50391-2006油田注水工程设计规范, 同时增加了工程成本。为了解决这一问题需对新建注水流程进行优化, 缩短单井流程距离, 从而节约工程投资, 降低管线沿程摩阻。
除此之外, 单井注水流程还要不断优化, 实现有效注水, 使水质达到标准要求, 并且要注重注水过程中油层带来的损害, 提出解决方案。还要不断提高注水技术水平, 减少注水系统的腐蚀及降低注水能耗。有关的油田部门在进行油田注水时, 应该在确定注水方案的前提下, 首先制定注水水质的标准, 标准的制定要依据油层的物理性质。然后要依据水质标准选择水源, 并对水进行技术处理, 使之达到要求。对注水系统的压力进行预测, 探讨注水水管柱的优化设计和注水井投注措施要求以及增效将耗措施和系统的生产管理要求等。
2 具体实施方案
通过管线沿程摩阻的计算公式可知注水管线越长摩阻越大。因此在新井流程设计时必须考虑尽可能的缩短距离。对于位于这些满负荷配水间附近的新水井, 可以通过实地调查, 对满负荷配水间的部分水井实施调站。近几年为满足油田发展需要新建了很多配水间, 这些配水间大多数还有预留头, 通过对老井就近进新配水间, 新井进原老井配水间, 可极大地缩短单井流程, 降低工程造价的同时减少管线沿程摩阻。
2.1 方案一
以今年转注井跃824井为例, 该井位于计配15站相距210米, 而该站已满负荷运行无预留头无法进站15站。方案一:进距离最近有预留头的计注1站外置配水间距跃824井约740米流程长不符合设计要求。
根据现场实地勘察计配15站跃723井距离计注1站外置配水间165米。方案二:将跃723井由计配15站调站至计注1站外置配水间, 跃824井利用计配15站原跃723井空头, 实现了两口井的注水流程。根据现场实地勘察计配15站跃723井距离计注1站外置配水间165米。方案二:将跃723井由计配15站调站至计注1站外置配水间, 跃824井利用计配15站原跃723井空头, 实现了两口井的注水流程。1050米相比缩短365米流程铺设。
对跃723井调站后完成跃723井、跃824井两口井的注水流程, 使单井管线沿程摩阻符合要求的同时节约工程投资约7.3万元, 像这样的调站井在近些年的注水系统调整改造工程中实施的很多极大的节约了工程投资, 使管线沿程摩阻符合相关规范, 进一步优化了单井注水流程。
2.2 方案二
某油田J2s层注入水中悬浮物含量小于0.5mg/L时对岩芯的损害程度很小。储层粘土的含量较高, 原油密度、粘度和凝固度较低, 物性好。油田的油层压力系数偏低, 油气比高, 地饱压差小。基于油田的特点, 该油田依据早期注水以保持地层压力、制定注水标准以提高水质、注水管柱简化、推广保护套管技术、设置单管注水流程和洗井车等原则, 对单井注水流程进行了优化。
2.2.1 注入水水源选择与水质要求:
水源选择应根据油田环境、设备条件等进行选择, 保证水源的充足;水质的控制内容包括含油量、腐蚀介质的量、细菌的量等, 防止水垢的形成。最终该油田制定了注水水质标准。
2.2.2 注入系统压力分析。
首先对注入水井的吸水能力和地层破裂压力进行预测, 在设计注水压力时根据配吸水指数、注量、油藏压力和管柱尺寸等来确定注水井的井口与井底的注水压力。并根据注水井的洗水能力计算注水压差。
2.2.3 注水管柱设计
首先进行注水管柱的抗内压强度、抗拉强度计算以及抗拉极限载荷的计算。然后进行结构设计, 由于该油藏分层注水时是采用固定式配水管柱的, 因此必须保证各级配水器的启动压力大于0.7Mpa, 以保证封隔器的坐封。
2.2.4 注水井投注措施及要求
注水井投注程序为:排液、洗井、试注、转注。排液和洗井的目的在于清楚井底的污染物, 以免造成堵塞, 影响注水。试注时要进行水井测试, 确定注水压力和地层吸水压力。若试注效果好, 即可进行转注, 若试注效果不好, 要进行调整或采用压裂、酸化等措施, 直至合格为止。
3 单井注水流程的优化
3.1 注水井恒流配水技术
为了使地面注水工艺简化, 撤销配水间, 需要对水井井口进行精确计量。例如, 大港油田开发了恒流控制阀、井口在线远传计量、多功能恒流配水器、恒流截止阀及等一系列注水井技术试验。结果表明, 多功能恒流配水器通过流量的设定可以帮助解决恒流注水技术上的困难, 满足生产的需要。该配水器是利用预压缩弹簧的弹力作用, 当注水压力变化时, 补偿阀柱塞在压力的作用下发生滑动, 从而使出水口发生堵塞。使水咀的前后压差保持基本恒定, 从而实现恒流。
3.2 油管柱的质量控制
随着油田注水压力的提高和井液的腐蚀性的增大, 对油管柱的质量也提出了新的要求。因此, 应该在对各类油管柱技术指标掌握的基础上, 展开对新旧油管综合机械性能以及抗内压试验的试验研究, 以满足油管柱的质量要求。另外, 还要对油管柱的腐蚀情况进行试验, 通过对其壁厚减薄、腐蚀、机械性能和材质等各方面的变化趋势的掌握, 对其进行强度计算, 以预计油管柱剩余的使用寿命, 从而为深井高压注水的顺利运行提供一定的依据。
4 结论
单井注水流程的优化是油田快速开发的要求, 可以采取一系列措施来优化该工艺过程, 另外, 还能通过提高注水井恒流配水技术和加强对油管柱的质量控制来为促进油井注水开采的顺利开展。
单井节能达标管理的优化与应用 篇2
关键词：单井节能达标管理,三环五节点管理,油井耗能
石油开发中心胜海管理区采油二队目前开油井39口, 汇集到4个计量间, 共由4个班组负责日常管理, 机采日耗电水平为3.6万k Wh。由于油井多处于注采井网不完善的特殊断块, 平均液面1250米, 平均泵深1541米, 井况多为能量不足, 测不出液面的占到24.3%, 平均电机功率36KW, 平均有杆泵日耗比管理区高出28KW。
自去年以来, 采油二队以单井节能达标活动为载体, 积极落实单井挖潜和节能降耗工作, 形成了以班组为核心的“三环五节点”管理模式, 通过定期测试、分析设计、落实管理的三个环节循环巩固, 使的设施配套、设备运行、井况管理、工艺设计、参数设定五个节点的耗能控制趋于合理, 确保每口油井在各阶段处于最低耗能状态。
一、优化单井节能达标管理流程
单井节能要实现目标化、制度化、长期化必须要有人去负责、去督促落实, 因此我们把“三环五节点”管理模式着力点放到班组。班长活动前签订节能达标班组责任书, 实施月度自测, 季度考评。班组内落实承包, 明确分工, 促进班组长参与三个环节管理的积极性。第一环节由技术人员把月度的测试数据和评分情况交给班长确认;第二环节由队长组织班长和技术人员对不达标井进行剖析, 制定下步降耗措施;第三环节由班长督促日常管理以及措施落实, 再回到第一环节对改进油井重新评价, 循环巩固。
二、优化单井节能达标管理过程控制节点
严格的过程控制是促进精细管理、节约挖潜活动深入开展, 效益不断提高的有效手段。我们对影响油井节能达标的“设施配套、设备运行、井况管理、工艺设计、参数设定”五个节点进行了整改提高, 取得了好的效益。
1. 优化设备配套, 抓好“两结合, 一提高”的要点。
首先, 结合产液结构调整, 将关停低效井的节能机型调整到耗能高的抽油井上, 杜绝节能设备闲置浪费现象;将停产大型机及时调整到小型机上, 保障油井长冲程、慢冲次生产良好局面不下滑。其次, 加强与管理区职能组室的结合, 积极争取支持, 促进设备调整由队内调整向区内调整转变, 不断提高设备优化匹配力度、范围。第三, 提高电机负载率。针对大功率老化电机多, 电机负载率偏低的现象, 采用永磁电机替换并合理降低电机功率等级, 平均单井日耗电节约48k Wh。
2. 细化设备运行管理, 抓好"小技巧、小革新"。
结合已推广实施的“分层次分节点闭环式管理”, 建立起单井日常管理中的“人与人、人与节点、指标与节点”的动态对应关系, 其中以十字作业法为核心, 明确管理节点、规范工作标准, 建立了地面设备巡检记录, 严格监督考核, 并不断总结设备管理"小技巧", 五率管理水平不断提高。
3. 优化特殊井况管理, 做到“三勤和定时”。
针对油稠、结蜡、出砂特殊井多的现象, 实施了“三勤”管理。即勤测功图、勤测电流、勤加药。三低井每五天测一次功图, 出砂井每三天录取一次电流, 油稠井每3天加药一次。通过“三勤和定时”, 有效保障了特殊井管理措施有效性和连续性。
4. 优化工艺设计, 做到“三个清楚”。
在设计过程中做到三个清楚“油层能力认识清楚, 不断提高沉没度控制合格率;存在问题查找清楚, 加强节能工艺优选;下步措施掌握清楚, 维护后注采调整措施及时有效”, 杜绝不优化设计。针对供液变差、泵效降低的生产井, 采取了加深泵挂、减低生产参数和对应水井提水的注、采、地紧密结合的配套治理措施;针对偏磨油井, 应用双向保护接箍替代抗磨副抽油杆, 降低生产负荷2井次, 在井筒状况好的长寿井上应用连续杆替代普通杆, 降低生产负荷1井次, 平均3口井日耗电减少17.6k Wh。
5. 优化运行参数, 抓好“泵效提高”。
针对小断块供液差油井多现象, 按照“一增注、二降参”两步法进行治理, 尽量保障油井高泵效生产。对无法采取注采调整措施油井, 积极利用调速器、节能低速电机、变频控制柜开展降冲次工作。累计16口井工况得到改善, 平均生产电流下降3A, 平均单井日耗能减少37k Wh。
三、优化单井节能达标管理考核
要想确保“精细管理、节约挖潜”活动的长效性, 必须强化制度建设、严格管理考核, 为节能达标日常化、制度化提供有力保障。
1. 建立过程评价制度, 建立了跟踪测试、动态调整制度, 并通过班组和技术人员的单井评价“碰头会”, 将三环管理与过程评价紧密结合。
实施跟踪测试制度是指对节能达标整改措施通过测试进行跟踪。要求当生产参数发生变化、油井作业前后、日常维护措施前后、五率调整前后、耗能设备发生变化时, 必须进行测试, 测试结果在“碰头会”上公布并进行分析评价, 发现问题及时采取措施进行整改, 从而不断总结经验, 以此来提高节能达标管理效果。动态调整制度是指节能设备、地面设施、常规调平衡、调参等措施要根据油井生产变换情况及时调整实施。对供液不足井安装了变频控制柜后, 测试数据效果良好, 就没有必要用原来的永磁电机来重复提高功率因数, 而对于匹配电机偏小, 导致无功发热损失大的井及时更换电机, 在改层初期含水底、泵效低的井, 采取低速节能电机慢冲次生产后, 耗能大幅度下降, 泵效也明显上升, 由此实现了工况、节能双优化。
2. 建立完善节能考核机制。
将节约挖潜活动中好的经验做法纳入考核管理。如安装抽油机时将基础前面加高、负荷重油井皮带轮加槽, 补充到五率管理考核规定中;将特殊井三勤管理、参数优化三步法, 补充到日常维护管理考核规定中。为促进职工“制度节能”意识根深蒂固, 我们还定期开展节约挖潜培训、经验交流等活动, 不断从“软件”方面促进精细管理工作的全面开展。
单井节能达标活动开展以来, 采油二队的全体干部职工单井挖潜工作热情不断提高, 从设计源头和现场管理等方面做了细致工作, 最大限度减少各节点的耗能, 全队有93.5%的油井成为节能达标油井, 有3个班组成为节能达标班组, 班组职工的参与意识得到提高, 日常管理更加趋向于节能生产, 促进了采油队、班组节能管理水平的不断提高。
参考文献
[1]赵之善/论抽油机的合理拖动石油机械出版社.
[2]赵家礼译/电动机运行与节能技术北京机械工业出版社.
油田区块单井产能确定 篇3
产能是油气储层动态特征的一个综合指标, 它是油气储层生产潜力和各种影响因素之间在相互制约的过程中达到的某种动态平衡。油气储层产能确定是编制油气田开发方案的重要组成部分。产能确定就是结合油气井的储层和生产资料, 分析计算生产井的产量, 对未来产量进行较恰当的预测, 为油气田开发方案的制定提供基本的参考数据。
产能确定的意义在于:
(1) 它是反映油田开发水平和状况的综合技术指标。
(2) 单井产能确定可以确定油井产能效益。
(3) 它深化对油田区块油气富集规律的认识, 为下一步注采井网的优化调整和类似油田的经济有效开发提供理论上的指导。
(4) 单井产能确定为油田建设提供了依据。
2 单井产能控制因素分析
单井产能控制因素有地质因素和工程因素。地质因素有油藏有效厚度、渗透率、孔隙度、饱和度等。影响单井产能的工程因素有油藏的伤害、不同井网和不同开采方式等。ln k h Qµ×∝×ln (e) wk h p Qr rµ××∆∝×k Qµ×∝×
2.1 地质因素
单井产量与油藏地质参数之间的关系可以表示为:
k—油层有效渗透率, 10-3μm;h—油层有效厚度, m;△p—生产压差, MPa;μ—原油粘度, mPa·s;—油藏泄油半径, m;νw—井眼半径, m;Q—油井产量,
对一特定的油藏和油井而言, re/rw为一定值, 油井生产能力的大小主要取决于k、h、μ、△p的大小, k、h、△p越大, 而ν越小油井的生产能力就越大, 否则就较小。
(1) 有效厚度:油田区块生产井的启动有效厚度为2.7m, 也就是说油井射开有效厚度至少为2.7m。随着射开有效厚度的增大, 油井产量增加。但是当油层射开有效厚度大于17.2 m时, 层间干扰和非均质性影响增大, 油井产量开始呈下降趋势, 所以对于厚油层, 建议分层开采, 油层射开的有效厚度最好不超过17.2m。
(2) 孔隙度:油田区块油井目的层段油层孔隙度和产出状况分析表明, 高产井对油层孔隙度的要求较高。油井产油量大于3t/d, 孔隙度最好大于12%。而如果要获得产油量大于10t/d的高产井, 油层孔隙度最好不低于15%。
(3) 渗透率:渗透率与油井产量之间呈现非线性关系。渗透率小于0.27×10-3µm , 随着渗透率的增大, 油井产油量增幅明显;但对于有效渗透率大于3.19×10-3µm 的油层, 即使进行压裂、酸化等储层改造, 油井增产的空间也相当有限。
(4) 含油饱和度:油井的产油量与含油饱和度近似呈线性关系, 随着含油饱和度的增大, 油井产量增加, 含油饱和度越高, 油井产量越高。
2.2 工程因素
(1) 油层损害不同程度地降低了单井的产能
油层为中孔、低渗的致密储层, 钙质、粘土矿物含量高, 孔喉半径小而迂回曲折, 孔隙结构复杂, 束缚水含量高, 排驱压力高, 原油为高含蜡的胶质原油, 其它物性也较差, 地层温度低, 原始地层压力较低。µer wr ln (e) w k h p Qr rµ××∆∝×ln (e) wk h p Qr rµ××∆∝×
(2) 不同井网密度和不同开采方式对单井产能的影响wr
井网密度和不同井网对油井的单井产能的定影响也是比较明显的。井网密度越高产能效率就越低对应的单井产能就低。
3 单井产量的确定方法及比较wrer wr
确定方法主要有: (1) 利用试排资料确定单井产量; (2) 利用试采资料确定单井产量; (3) 北区实际的平均单井产量; (4) 利用物性参数和产量的关系确定单井产量; (5) 利用采油强度 (Q/h) 和产量的关系确定单井产量; (6) 视流度法; (7) 同类油藏类比单井产能; (8) 利用采油强度和产量的关系确定单井产量; (9) 八种单井产量确定方法比较。
总共用八种方法对北区的单井产量进行了确定。方法一是依据试排产量确定单井产量, 2011年单井平均产量和平均单井产能都是3.0t/d;方法二是依据试采产量确定单井产量, 2011年单井平均产量为2.7t/d, 平均单井产能为3.1t/d;方法三是依据北区少数井实际产量确定单井产量, 2011年单井平均产量为2.2t/d, 平均单井产能为2.6t/d;方法四是依据同类油藏类比确定单井产能, 单井产能为3.0t/d;方法五是依据采油强度确定单井产量, 2011年单井平均产量为4.0t/d, 平均单井产能为4.2t/d;方法六是依据视流度法确定的油藏单井产能为4.1t/d;;方法七是依据物性参数确定单井产量, 2011年单井平均产量为4.5t/d, 平均单井产能为4.6t/d。方法八是依据采油强度 (Q/kh) 确定的, 2011年单井平均产量为5.0t/d, 平均单井产能为5.0t/d。
(1) 北区衰竭式开采的单井产量
对于有试排、试采和实际生产数据的井, 应该用前四种方法确定单井产量。目前北区的试排、试采和实际生产资料是在没有注水的情况下取得的, 可以认为这四种方法确定的单井产量代表了衰竭式开采的平均单井产量, 其值在2.6到3.1t/d之间。因此, 北区衰竭式开采的单井产量可以达到2.8t/d。
(2) 北区注水开采的单井产量
对于没有试排、试采和实际生产数据的井, 可以用后四种方法确定单井产量。可以认为这四种方法得到的单井产量代表了北区注水保持压力情况下的单井产量, 其值在4.0到5.0t/d之间。因此, 北区注水开采的单井产量可以到达到4.0t/d。
(3) 北区注水开采的单井产量与衰竭式开采产量比较
注水见效前后单井产量对比结果表明:采油井注水见效后的产量大约是注水见效前产量的1.55倍。可知在注水见效的情况下, 北区注水开采的单井产量可以达到衰竭式开采的1.4倍。注水开采和自然能量开采单井产量对比结果表明北区注水开采的单井产量可以达到自然能量开采的1.4倍。
4 结论
(1) 油田区块的单井产能的控制因素有地质因素和工程因素。地质因素主要是储层物性, 工程因素是井网密度和开采方式。
(2) 单井产能确定方法比较中前四种是对有试排、试采和实际生产数据的井, 所以认为这四种方法确定的单井产量代表了衰竭式开采的平均单井产量。后四种方法是对没有试排、试采和实际生产数据的井, 可以认为这四种方法得到的单井产量代表了北区注水保持压力情况下的单井产量。
摘要：在油气田开发过程中, 产能建设是很重要的一个环节, 要想实现产能建设开发效益和经济效益相统一, 最重要的条件就是单井产能的界定。影响单井产能的因素有:油藏构造及复杂程度、油藏损害、油层性质 (孔隙、渗透率、含有饱和度等) 等。本文通过分析单井产能控制因素及单井产量确定方法, 再运用八种单井产量确定方法对鄂尔多斯北区进行对比和分析, 最后得知那一种方法是适合该油田的单井产能确定。
关键词：单井产能,控制因素,地质因素,工程因素
参考文献
[1]罗权生, 李道阳, 李国兵等.台北凹陷神泉油田断块油气藏特征与控油因素[J].断块油气田, 2003
[2]王海云, 李捷.朝阳沟油田扶余油层单井产能控制因素分析.长春地质学院学报, 1997
延长气田单井净化工程 篇4
天然气净化是指将天然气中所含水分、二氧化碳、硫化氢等进行脱除, 同时过滤掉其他杂质的过程, 以满足后续工艺流程对天然气成分的要求, 或使净化后的天然气气质符合《天然气》 (GB17820-1999) 的标准。
延长气田的单井净化工艺流程为井口来气经过水套炉加热, 经高压自力式减压阀将压力减至5MPa左右, 后通过卧式气液分离器, 将少量固体杂质、液态水滴及部分气态水脱除 (在减压阀与气液分离器之间设置紧急切断阀, 防止超压) , 然后天然气经过脱水装置脱除剩余气态水, 经计量后外输。分离出的液相进入地埋污水罐, 定期外运至污水站处理。
2 脱水工艺
延长气田该单井天然气所含二氧化碳为0.281%, 远低于《天然气》 (GB17820-1999) 标准要求, 且不含硫, 所以只需要进行脱水处理即可。目前国内外常用的天然气脱水工艺有低温分离脱水工艺、三甘醇脱水工艺、分子筛脱水工艺、膜法脱水工艺。
2.1 低温分离脱水工艺
低温分离工艺是利用地层本身能量节流降压制冷, 用低温分离方法脱除天然气中凝液的处理工艺。其特点是工艺流程及设备简单, 运行可靠, 维修方便, 适用于高压大流量条件, 流量和压力易于调节。当地层压力下降过低时, 该制冷工艺不适用。低温分离工艺的确定主要考虑水合物的抑制、管道末端输送压力降低后天然气温度及环境温度。该工艺最大的缺点是二氧化碳分压大于一定值时, 设备需要采用抗腐蚀材料。在有凝析油时, 由于乙二醇粘度较大, 操作温度过低给乙二醇溶液与凝析油分离带来困难。此工艺目前在榆林气田已经应用。
2.2 三甘醇脱水工艺
天然气三甘醇脱水工艺属于溶剂吸收法, 是目前天然气工业中应用最普遍的方法之一。其利用吸收原理, 采用甘醇类物质作为吸收剂与天然气充分接触, 使水传递到溶剂中从而达到脱水的目的。在甘醇的分子结构中含有羟基和醚键, 能与水形成氢键, 对水有极强的亲和力, 具有较高的脱水深度。甘醇类属三甘醇再生容易, 其贫液质量分数可达98%~99%, 具有更大的露点降, 且运行成本较低, 因此得到广泛应用。
2.3 分子筛脱水工艺
分子筛脱水是目前国内外应用较广泛, 技术较成熟的脱水工艺。该法操作简单, 占地面积小, 对进料气的温度、压力和流量变化不敏感。分子筛脱水属于固体吸附法脱水, 脱水系统主要包括2个或3个处于脱水、再生和冷吹状态的干燥器, 以及再生气加热系统。分子筛脱水法更适合于深度脱水, 露点可以降低到 -73℃以下。
2.4 膜分离脱水工艺
目前新兴的有广泛应用前景的脱水方法是膜分离法。膜分离工艺技术在天然气中现主要用于脱除二氧化碳并同时脱去水分。膜分离法是利用其他混合物各组分在压差作用下透过高分子膜时渗透量的差异来实现混合物分离的方法。当天然气流过膜表面时, 其中的水蒸气、硫化氢和二氧化碳组分因易于透过膜的组分而被脱除掉。该工艺简单、组装方便、易操作、占地面积小。但初期资资较大、膜组件更换成本较高、且脱水精度不高。
2.5 延长气田脱水工艺
通过以上几种脱水工艺对比, 分子筛脱水能满足延长气田单井变化的工况, 随着流量的降低分子筛脱水效果不受影响, 可以满足水露点-50℃要求。且采购价格比三甘醇脱水橇和膜法分离法脱水橇都低得多, 分子筛吸附过程也不用动力, 只有再生过程才用动力。所以最终采用了分子筛脱水工艺。
3 天然气管道敷设及防腐
因为该单井净化工程为“民生工程”, 根据双方约定站外天然气输送管线均有地方部门负责, 所以本文只对站内管道敷设方式及防腐措施进行介绍。
3.1 管道敷设及相关要求
本净化工程工艺管道很少, 而且站场地面为细土黄沙, 这样对管道造不成损坏, 且现场远离城区, 没有水源, 若用管沟敷设, 制作管沟和盖板都需要水, 这样很不方便, 通过比较采用了埋地敷设, 同时因为埋地敷设还可起到保温的作用。所以从井口至工艺撬的工艺管道、从工艺撬至污水罐的再生管道、排污管道, 从工艺撬至污水罐的排污管道以及放散管道均采用埋地敷设方式。
同时要求管沟填埋前, 应做到以下要求:1) 管道焊缝经无损检测合格;2) 管道强度及严密性试验合格;3) 外防腐绝缘层检漏合格;4) 管道周围200mm范围内, 回填土使用细土, 每层20~30cm厚, 分层进行夯实。
3.2 管道防腐
1) 由于站内埋地管道长度短, 且有防雷、防静电装置、所以仅采用外防腐层保护。鉴于站内埋地管道规格多、长度短, 不便于在预制作业线上生产, 所以外防腐层采用聚乙烯胶粘带加强级防腐层。
2) 本站所有露空的工艺管道除锈 (不锈钢管及附件不除锈) 后, 先刷两道铁红醇酸防锈漆, 再刷两道醇酸磁漆。碳钢管及设备表面预处理采用电动钢丝刷除锈方法。
3) 管道出入地端采用辐射交联聚乙烯热收缩套包覆, 高出地面200mm。
4 结束语
该单井净化工程是延长气田首次采取单井撬装采气, 于2013年11月投运, 目前各项生产运行平稳。这为多样式开发延长气田积累了宝贵的第一手经验, 为以后的进一步发展奠定了基础。
摘要：延长气田的首个净化工程为日供气规模为2×104Nm3的天然气净化处理工程项目。该项目只有1口站内天然气井, 井口来气经净化后输至某县城作为民用与商业用气使用。本文介绍了该单井净化工程采用的工艺流程、主要设备、站内管道敷设方式及防腐。
称重式单井产量自动计量装置 篇5
1 技术现状
玻璃管量油是国内各油田普遍采用的传统计量方法, 装备简单, 投资少, 大约占油井总数的90%以上, 其突出不足是无法实现连续计量, 只能折算油井产量, 系统误差高达10%以上;两相分离仪表计量除具有玻璃管量油的优点外同时也可实现连续量油, 其主要不足是质量流量计受安装、结蜡和气体含量等因素的影响较大, 计量精度不稳定。另外, 在高含水期, 对于气液比低的油井计量后的排液十分困难, 给计量操作造成很大不便。翻斗式计量装置可以实现产液量的连续计量, 但不适用于对原有计量装置的改造, 投资成本高, 且不易于对产出气的计量[1,2,3]。
2 称重式自动计量装置工作原理
称重自动计量装置的结构与工作原理如图1所示。该装置主要由计量分离系统、数据采集系统和计算机系统等部分组成。在分离器内部安装称油罐和称重传感器等部件, 外部连接信号采集及信号转换装置, 利用RS-232串口数据采集技术把传感器信号传送到工控机中, 通过编程软件实现原油产量计量, 并对瞬时产油速度进行监测。自动排液过程则是利用A/D转换卡和磁力启动器等装置对排油泵电机及电磁阀的开关量进行控制, 完成自动排液的功能。
通过加载到传感器上的应力变化, 引起应变片的变形, 通过电阻变化关系实现称重测量的。而称重计量过程是通过记录传感器在称重前后数模转换的质量差进行产量计量, 因而不考虑称重罐内原油物性变化过程带来的称重影响。原油日产量为
式中, Q为原油日产量, t/d;m1为称重前称重传感器的称重值, kg;m2为称重后称重传感器的称重值, kg;t为称重1次的时间, min。
利用带压力、温度补偿的旋进旋涡式气体流量计对产出气进行计量, 该仪表内部无旋转部件, 计量精度高。产出气出口管线并联安装两台不同量程的流量计, 可根据计量井含气量的大小选定计量流量计, 利用计算机自动控制该计量过程[4]。
2.1自动排液系统工作原理
自动排液系统主要由输油泵、电磁阀、电子液位计、磁力启动器及A/D转换开关等设备组成。该系统的工作原理是通过低压电路 (磁力启动器) 来控制高压电路的连通情况, 再利用计算机控制磁力启动器来实现对电机及电磁阀开关量控制, 实现计算机对单井产量的安全、自动计量[5]。
计量过程中当计量罐内液量到达一定质量, 外输泵自动开启进行排液, 当计量罐内液量剩余一定质量后自动关闭, 完成一个计量周期。针对间歇出液低产油井特点, 在一个产液间歇期内, 油井无产液并且持续时间较长, 即使计量罐内液量未达到标准重量, 系统通过判断瞬时产液速度, 判断是否处于产液间歇期, 自动记录数据并开启外输泵进行排液, 为下一次产液期计量作好准备, 系统通过产液间歇期排液的计量方式, 从而减小控制系统计量误差。在系统中采用的外输泵流量为15 m3/h, 计量过程 (1 m3左右的液量) 中排液时间为3-5min。
3 现场应用效果
计量标定结果如表1所示, 可知, 单次计量准确度可达到0.5%, 小于油井计量分离器5%的允许误差。
称重式原油产量自动计量装置已在辽河油田XX采油厂进行投产应用, 运行过程稳定可靠、应用效果良好。由于该装置在计量过程中直接对原油质量进行计量, 不受原油密度及含水率等因素影响, 因而比较适用于辽河油田间歇出油、气液比低、产液量低的单井产量计量。
4 结语
采用高精度称重传感器对原油质量直接计量, 不受原油温度、压力、密度、粘度等参数的影响, 提高了测试精度, 单次计量准确度可达到0.5%。计量、排液过程采用远程自动控制系统, 可实现24 h无人值守连续计量, 大大降低了劳动强度, 提高了测试效率。
摘要：结合辽河油田油井计量现场实际, 本文研制了称重式单井产量自动计量装置, 介绍了该装置的结构、原理、系统组成以及主要计算公式。现场应用表明, 该装置在规定的量程内有较高的计量精度, 运行安全、可靠性, 消除了液量低、气液比低、间歇产液等因素对油井计量的影响, 实现了在线监测与连续计量, 具有广阔的推广应用前景。
关键词：称重,单井产量,自动计量,在线监测
参考文献
[1]薛国民, 沈毅.油井计量方法及关键技术发展方向[J].工业计量, 2006, 16 (4) :14-16.
[2]张乃禄, 张建华, 徐竟天等.双容积油井计量监控系统[J].油气田地面工程, 2006, 25 (5) :30-31.
水驱数值模拟单井拟合方法 篇6
1 基本原理
Eclipse软件是国际上较为通用的数值模拟软件, 以定液生产为例, 其单井和网格之间物质交换公式为:
其中
pq, j为某相p在射孔网格j的产率 (体积单位) ;Twj是射孔网格块传导系数 (其中包含地层系数KH) ;pM, j是某相p射孔网格j的流度 (其中包含相渗) ;pj是射孔网格j的压力;wp是井射孔段中最顶部射孔网格块的顶深处流压;Hwj是井射孔段最顶部射孔网格块顶深处和对应网格块j之间的压头。
在数值模拟中, 模拟器根据单井的当前实际产液 (或注入) 量Q、当前各个射孔网格块压力状况、流度、网格块传导系数等, 确定出生产 (或注入) 该液量所需的pw, 然后应用计算出的wp, 再根据各个层的其他参数, 依次计算各个射孔网格的产液 (或注入) 量。油井的各个网格块再根据所赋的相渗曲线、含油饱和度和计算出的产液量计算出相应网格的产油量、产水量。实际上是达西定律的二维表达式:
在数值模拟网格中的应用, 但在实际中, Pw是由抽油速度决定的。在数值模拟过程中, 如果一口井的各个射孔层压力和传导系数不出现特别异常的情况, 定液生产情况下, 井的总体产液量都能拟合上, 总体产油量也可能拟合上, 因此, 井的各个层的产液量、产油量具有多解性。即使单井拟合产液量甚至产油量和实际生产相吻合, 也不能保证该井各个射孔层的产液量、产油量和生产实际相符合, 因此保证拟合单井各层产液量、产油量、目前含油饱和度的关键是:
(1) 单井射孔层的压力剖面和目前实际相符合。
(2) 单井射孔层传导系数和目前实际相符合。
(3) 单井射孔层各层的含油饱和度和目前实际相符合。
(4) 相渗曲线选择准确符合该井目前的渗流规律。其中, 第一、二条保证该井拟合的产液剖面和实际相符合, 第三、四条保证油、水渗流规律和实际相符合 (即保证单井产油量和实际相符合) 。
2 影响因素及对策分析
油田实际生产所获得的监测数据是以井为中心的一些数据点, 而数值模拟的作用就是根据这些点监测数据的时空联系, 推测地下不可直接监测区域的参数, 比如含油饱和度分布状况、压力分布状况、水驱油方向等。
2.1 单井射孔层的压力剖面和目前实际相符合
由于目前测压技术的限制, 并不能提供一口井各个射孔层的压力剖面, 因此即使数值模拟井的压力拟合剖面能够输出, 也没有实际测压资料可参考, 但是我们知道:某井某层压力点是该层压力场的一部分。压力场受该层渗透率场的影响。压力场受井周围其他井在该层注入、产出状况的影响。压力场具有时间上的继承性, 并影响周围之前、目前和之后的产出、注入状况。
因此对于压力场的分析, 可以从以下几个方面:将分析压力点转化为分析压力场。将分析单井的拟合情况转化为分析井区的拟合, 通过对比找出原因。可用某一时刻产液、产油、注水剖面间接标定单井某层的压力拟合情况。
2.2 单井射孔层传导系数和目前实际相符合
对于正交网格, 数值模拟中井和射孔网格块之间的传导系数, 以及网格块之间传导系数都可简化分析为沉积相带图。
2.3 含油饱和度场的和目前实际相符合
含油饱和度是该井某层周围饱和度场的一部分, 同样具有时间上的继承性, 它的影响因素为:周围井区的注采关系。储量。压力场的分布影响未来含油饱和度场的分布。对于饱和度场的分析, 我们可以:参考测井解释或取芯资料。参照产液、产油、吸水剖面资料判断。周围井的拟合状况。由以上分析可知:井区拟合好是压力场、含油饱和度场拟合好的必要非充分条件, 要想得到准确的含油饱和度场, 充分预测剩余油的分布情况, 井区拟合情况必然较好。如果井拟合不好, 则用“井区拟合+含油饱和度场+压力场+沉积相带图”的方法进行对比, 逐一排查原因, 并修改静态模型或动态注 (产) 状况, 直至井区拟合较好。
3 单井拟合分析方法思路举例
甲井网的历史拟合很好的应用了这种分析拟合方法。由于该区块开采层数多, 数据量大, 将开采甲井网单独历史拟合, 但仍有少量油层组合采井, 这就涉及到产、注量的劈分问题。由于吸水剖面和产液、产油剖面不全, 初步设想在尽可能多的参考产液、产油和吸水剖面, 其余的按照地层系数劈分。A井拟合出现问题, 进行初步原因分析, 发现1992年4月份, 由于a、b、c和d层拟合压力较高, 按照公式1计算的该井流压Pj较高, 其余层产液量甚至出现负值, 而上述4个沉积单元产液量较高。将压力场、含油饱和度场、井区拟合、沉积相带图进行对比, 发现, 压力场出现明显异常, 原因为在上述四个沉积单元和该井相连通的B井注入量过高, 并由此可知C井由于相同的原因也拟合不好。即按照地层系数劈分的水量过大, 且此时没有产液剖面可参考。因此逐步减少注入水量, 直至A井拟合情况好转, 再次分析压力场、含油饱和度场和周围其他井的拟合情况, 均未出现明显异常。
4 结论
(1) 该分析方法较科学的综合考虑了影响单井拟合的多种因素, 进行逐一排查, 丰富了单井拟合的思路。指出了单井拟合和剩余油分布规律之间的关系, 提高了数值模拟对剩余油的预测精度。
(2) 实例运用该分析方法分析出了注水井在某一层段的合理注水量, 事实上灵活运用这种分析方法还可分析出表外测井未解释区域人为所赋渗透率值是否合理、沉积相带图是否合理、断层在某层的断裂位置是否合理等, 因此该分析方法还需进一步完善。
参考文献
油田钻井单井预核算管理初探 篇7
关键词：成本管理,预核算,钻井单井
钻井系统是油田的重要经济支柱。随着油田勘探开发的不断深入, 施工环境越来越复杂, 井型、井深等钻井结构也发生了很大的变化, 导致在钻井成本控制方面的矛盾和问题日益突出, 加快推进钻井成本精细化, 实施“预算到单井、核算到单井、监督控制到单井、考核评价到单井”, 使钻井成本控制实现全方位、全过程, 可以大大提升钻井成本的管控能力。
一、建立单井预核算管理组织运行系统
一个先进的管理运行体系必须有良好的组织和制度做保障。为使单井预核算管理高标准起点、高质量运行, 要成立专门的领导、组织、管理与运行机构, 具体负责建立单井管理模式、再造单井预核算业务流程、明确预核算控制节点、强化过程管控、确立单井分析内容和方法、制定单井考核办法等。为确保单井预核算管理的有序运行, 要配套完善相应的制度体系作为保证, 如建立《钻井成本核算管理办法》、《钻井单井成本预算管理办法》、《单井标准成本实施细则》、《单井信息系统岗位责任制》等制度、规定, 这样, 即利于操作程序的规范, 也明确了控制责任。
二、精分细化钻井单井成本控制节点要素
管理节点是企业精细管理的根本。要抓好单井成本控制, 就要结合钻井生产工艺流程和经营特点, 对钻井成本控制流程进行要素梳理, 尽量减少管理级次, 规范生产保障措施, 对涉及生产运行的工农关系、搬迁、后勤保障等费用指标由专职部门直接管控;对钻头消耗、技术服务、油料等直接发生的费用指标要落实到每一个岗位、每一名职工, 同时, 还要明确责任指标、奖惩比例等项目, 从而为推行单井预核算管理提供可靠依据。
三、制定完善钻井单井标准成本构成体系
标准化管理是现代企业管理的重要基础。要想有效控制钻井单井成本, 最有效的方法就是确立单井标准成本。可以按照钻井生产工艺流程和成本属性, 将单井成本费用进行直接材料、职工薪酬等项目细分, 如对劳务支出等可直接计入单井成本, 对管理性支出、职工薪酬、折旧费等可按标准摊入单井成本, 从而实现单井完全成本核算。同时, 在结合以往单井成本测算的基础上, 制定出适合不同区域特点、不同井别、井型、井深条件下的成本预算标准管理流程。在对单井成本预算编制完成后, 可编入单井成本预算管理系统, 有相关职能部门按预算定额进行成本预算控制, 如, 钻井物资供应部门按照材料定额需求计划进行物资配送, 钻井公司可按照内部钻井成本定额组织生产, 一线钻井队要按照项目法施工模式进行施工, 对超出预算定额部分, 除钻井队要说明超预算原因外, 还要启动定额追加程序。建立钻井单井标准成本构成体系可为单井成本预算编制和实施提供真实依据。
四、强化钻井单井成本运行全员全过程控制
全员、全过程控制是油田钻井企业实现精细管理的实践保证。为确保钻井单井成本全员全过程控制:
一是要明确控制目标, 定额部门依据钻井工程设计书、钻井标准成本消耗定额等指标编制单井成本支出预算, 经相关领导审核、审批后, 确立单井成本控制目标。
二是落实过程管控责任, 财务、经营、物资、生产等部门按照单井预算指标联合实施这时监督和控制;钻井队要按照单井项目法施工要求, 将单井成本控制目标分解到每个班级、岗位、职工, 实现单井成本的全员、全过程控制。
三是明确单井成本控制重点, 如, 油田钻井总公司 (二级) 重点控制单井成本预算下达、专项指标管理和单井预算指标考核以及节超异常项目的追踪检查和分析等;钻井公司 (三级) 主要负责督促井队各种责任指标落实, 单项指标管理和控制等;钻井队 (四级) 负责各项成本控制节点设置、节点目标落实、单井预算完成情况分析等。在控制措施的实施上, 还要重点强化材料费管理, 物资供应部门要根据单井材料预算及井队提供的单井用料计划进行物资配送, 超出预算部分不处擅自超越程序配送。对各职能科室要强化专项费用管理, 把可控成本作为专项费用进行细化量化分解, 节奖超罚。
同时, 要定期组织经营、财务等部门深入钻井公司和钻井队检查成本控制与落实情况, 以控制措施实施情况等, 认真查代成本费用超支原因并进行通报, 以便使单井成本处于动态监控之中。在强化单井项目法施工管理中, 施工前, 要对口井工期、成本提前预算绘制成本运行大表, 施工中, 各班组要严格按成本运行大表进行作业施工, 并及时分析本班所用物资情况, 从而使岗位职工形成“班班算账、人人算账、口口算账”的好习惯, 节奖超罚。
五、坚持钻井单井成本分析常态化
成本分析是企业改进管理和提高效益的重要抓手, 也是不断提高企业经济运行质量的必要手段。要坚持每月召开单井成本分析会, 从总公司、钻井公司、钻井队三个层面对各项经济指标、成本预算指标和单井效益进行研究分析。在总公司、钻井公司层面, 对同区块、同类型井进行对比分析, 反映各级管理水平;对不同区块的同类型井进行对比分析, 真实反映不同区块的盈利能力;在钻井队层面, 按照单井成本预算, 对单井建井周期、泥浆费用、油料费用、钻头费用、一般材料、总体效益进行全面分析。同时, 要推动单井成本由定性分析向定量分析转变, 使分析更有针对性, 更有利于发现钻井队管理的差异和漏洞, 提高成本分析质量, 不断提升钻井成本管控能力。
六、健全完善钻井单井成本考核评价体系
考核评价体系是企业落实经营责任的标尺。要探索建立总公司、钻井公司、钻井队、班组等四级考核评价体系, 推行机关职能科室、钻井公司、钻井队“三位一体”的连带责任考核机制, 实行行职工盈亏账户管理, 将职工个人收入与单井成本直接挂钩, 做到严考核、硬兑现, 从根本上提高全员的成本意识。