孤东油田（通用7篇）
孤东油田 篇1
摘要：在新常态、低油价的经济形势下, 孤岛集输大队整体生产经营运行良好, 各项指标明显提升, 本文从指标完成、成本要素分析、存在问题及努力方向等方面作了详细论述。
关键词：降本降耗,提质增效,经济活动
2015 年以来, 孤东集输大队开展了降本降耗、提质提效活动, 聚焦质量和效益, 把精细挖潜、节能降耗理念贯穿到生产管理的每个环节, 深挖经济效益增长点, 将各个系统、流程、生产环节分成若干个控制点, 明确各点的指标控制, 对每个环节的参数波动、经济调节制订详细的措施, 这为打造发展新动力, 实现效益最大化做出了积极探索。
1 指标完成情况
(1) 生产经营指标完成情况。天然气量年指标完成760 万方、轻烃产销量、加热炉自用油量、外输原油含水率、水质综合符合率, 整体生产经营运行完成良好, 各项经营技术指标明显提升。
(2) 生产经营管理中开展的工作。实施全面预算管理和全员成本目标管理, 将指标、成本进行分解, 明确各级控制目标和责任;将全面预算与大队生产经营相结合, 形成完善的工作流程;以《全员成本目标管理》、《采油厂2015 年全面预算管理实施细则》为指导, 细化成本控制指标, 全员落实成本目标管理。
(3) 经营管理中的做法。强化精细控制管理, 油水指标创历史新高:东一联外输含水超标次数下降到28 次, 东四联外输含水超标次数减少到22 次, 外输原油含水下降16.13%, 污水水质综合达标率提高3.9%, 用电幅度同比下降215.47 万k Wh。
积极创新管理模式, 实施“SQE岗位分类节点控制管理模式”:把联合站生产情况划分为油气水轻烃四个生产系统, 每个生产系统又细分为若干节点, 明确控制指标, 配套系列考核措施;对注水站推行“注水泵经济运行模板”, 根据模板经济参数对注水机泵运行参数微观调控, 达到降耗、稳定注水干压波动目的。
(4) 挖潜工作及效果。用电管理方面:积极推广应用变频器、科学优化外调流程及运行方式、协调海六联在夏季实施交替启泵和间歇式输油、增加沉降时间6-8h, 含水指标同比降至3.65%, 输油泵运行时间同比减少1100h, 节电3.83万kwh, 全面落实削峰填谷运行办法, 杜绝人为费电并严格考核。
自用油挖潜工作:联合站大力推行“气代油”, 减少自用油消耗;积极进行工艺优化, 实现工艺节能;精细管理设备, 实现设备运行效率最大化。
2 主要成本要素分析
(1) 分单位用电分析。东二联:降低原料油含水, 减少站内循环量, 同比日节约电量0.03 万k Wh;东三联:每天电价峰值时停输3 小时, 电价低谷时段加大外输量;强化生产调节, 降低原油含水, 减少提升泵运行时间, 降低提升泵和外输泵用电;轻烃站:严格执行采油厂及大队用电管理规定, 加强内部考核力度, 降低浪费现象;综合队:严格限制氧化塘日处理量不超过3000m�, 相对减少运行设备。
(2) 分单位用水分析。东一联、东二联:强化日常用水管理, 杜绝跑冒滴漏现象, 加大浪费用水的处罚力度;注水队:利用冬天气温低的时期, 将现在多用的水量补回;强化日常用水管理, 杜绝跑冒滴漏现象;加强用水浪费的处罚力度。
(3) 修理费。以控制全年费用432.36 万元不超为目标, 合理安排后期维修计划, 发挥内部车辆自修潜力, 严控外修项目, 从维修立项、项目实施及结算等控制费用支出。
(4) 材料费分析。充分消化注水系统用料、油气处理系统用料、车辆耗材、辅助生产系统用料现有库存, 加大各单位物料调剂力度;加大修旧利废力度;严把物料领用关, 杜绝浪费物料现象。
(5) 燃料费分析。细化油料管理, 规范加油小票统计及公里数核对, 严格控制车辆出勤率, 适当控制单耗较高的车辆出勤。
(6) 运费分析。提高车辆使用效率, 确保出满勤、干满点, 对吊车、卡车、油罐车、挖掘机等计算好使用时间, 减少使用台次, 减少小吨位吊车和外雇挖掘机的使用。
(7) 外部劳务费用分析。利用夏季高温减少水煤浆消耗, 对清砂费、清淤费要控制在全年50 万元预算内。
3 存在问题
(1) 材料费远不能满足生产需要。集输大队在册机泵设备数量和型号多, 管线、阀门基数较大, 材料消耗主要集中在机械设备及附件、泵及压缩机配件、电料、管材等方面, 而化切的材料费与实际需求严重不符。
(2) 仪器仪表检定费不足。多年来检定费只能主要用于轻烃产品质量检验、首站流量计捡定、地磅标定、化验仪器检定等方面, 而污水、东二、东三、东四外输原油流量计等计量仪表长期不能标定。
(3) 维修费不足。地面工程维修上, 集输大队主要是管线穿孔、爆管, 部分油水罐出现罐顶、罐壁和罐底腐蚀穿孔, 存在安全隐患。在矿建维修上, 站区、生活区的房屋、围墙等年久失修, 损坏严重, 致使矿建设施破损程度逐年加重。
4 下步工作安排
(1) 加热炉自用油:加强生产工艺优化, 合理控制油出口液量, 减轻加热负荷;合理进行加热系统燃料结构调整和优化;做好燃油加热炉操作, 提高设备效率。
(2) 天然气量:联合站做好分水器调节, 合理调配天然气, 轻烃站、供气队做好气量平稳调配, 减少供气波动。
(3) 生产轻烃:积极开展系统检修, 加强运行调控管理;开展内部挖潜和技术攻关, 提高轻烃产量。
(4) 外输原油含水率:稳步推进《原油处理工作方案》, 在现有条件下进行工艺优化和改进, 并深化SQE岗位分类节点控制。
(5) 污水水质综合达标率:配合地质院、采油院分别开展除铁药剂试验和小型曝氧装置试验, 保障注聚水质;加快污水站现场生产设备、工艺的整改;通过优化药剂提升水质达标率, 足额投加缓蚀剂、杀菌剂, 优先保证已改造站, 再逐步解决未改造站;加强节点控制, 完善多级考核。
(6) 电费:实施削峰填谷措施, 降低电费支出;积极进行工艺、技术改造, 降低电耗。
(7) 水费:严格执行采油厂及大队用水管理规定, 加强清水管线定期巡线、水表维护保养、日常用水监督等节点控制, 加大内部考核, 杜绝跑冒滴漏等现象。
(8) 修理费:做好维修项目立项、实施、过程监督及结算等环节, 重点做好车辆日常保养及维修, 杜绝超预算维修。
(9) 燃料:做好油卡及车辆加油管理, 每月及时核算单车油耗;教育司机养成良好的行车习惯;加强车辆的日常保养及考核等。
(10) 运费:提高车辆使用效率, 确保出满勤、干满点, 减少小吨位吊车和外雇挖掘机的使用。
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。
孤东油田 篇3
关键词：氧活化水流测井,注入剖面,找漏
孤东油田已持续开发二十多年, 由于储层非均质性的特性, 造成注入剖面不均衡, 需要采取油套地面分注和井下偏心配水器分注的方式进行注水和注聚合物。现有的放射性同位素示踪法和流量计法由于受管柱影响无法取得合格资料, 不能满足注入井的剖面测试要求。2010年底孤东油田引进了氧活化水流测井仪, 该方法是一种测量水流速度的注入剖面测井技术, 主要用于注水和注聚井的注入剖面测量, 在笼统注水注聚管柱和分层管柱中都可以适用, 并且不受管柱限制, 为不同井眼环境下测量水流位置和速度提供了方法。同时解决了在油管内、油套空间内的水流状况问题, 可以确定窜槽位置、检验封隔器密封效果、找出油套管漏失、判断大孔道等, 对解决疑难井中水流流量大小和方向有着较为理想的监测效果。
1 测量原理
快中子射入地层后, 与地层物质发生相互作用, 从而发生非弹性散射、弹性散射、俘获辐射和活化反应等。氧活化测井就是探测热中子被活化后所放出的活化伽玛射线。氧活化反应的实质是氧原子吸收高能脉冲中子 (大于10.2M e v) , 放出质子, 产生放射性同位素N16, 并引发一系列原子核反应, 最后激发态的氧原子释放出高能伽玛射线, 通过对伽玛射线时间谱的测量来反映油管内、油套环形空间内含氧物质特别是水的流动状况。通过解析时间谱可以计算出水流速度, 进而计算出水流量。对于其他测井方法无法测量的0.01m/s的极低流速和大于2.0m/s的极高流速, 该方法的测量效果明显。中子发生器发射的14.1M e V快中子可以和地层中的氧核发生此反应n—16O→16N+P而反应产生的16N要以7.13S的半衰期进行衰变, 其反应式为:16N→16O+γN衰变发射出去的射线能量不是单一的, 但主要是6.13MeV和7.11MeV这2种能量的γ射线。通过对N发射的γ射线进行探测, 可以知道仪器周围O的分布情况, 从而判断出仪器周围水的流动情况。氧活化测井时, 每次测量都有一个很短活化期 (一般1、2、10s) 和其后的较长的测量期 (一般为60s) 。当水流经中子发生器时, 被快中子活化, 活化后的水在流经不同源距的探测器时, 测量其时间谱得到“峰位时间”, 再结合源距就可计算水流速度, 根据被测点的横截面积可计算出测点流量。
2 应用实例
2.1 确定笼统注水井或注聚合物井的注入剖面
2-1 5-5 6井为笼统注水井, 注入量100m3/d, 注入压力12.1M P a。该井射开2个层, 喇叭口在射孔井段下部, 其水流方式为油套空间内上水流, 采用上水流测量模式对2个射孔层进行了定点测量 (见图1) 。从图中可以看出5号层为主要吸水层, 吸水量占全井的88.1%。
2.2 氧活化水流测井在管柱工具漏失方面的应用
2.2.1 油套管漏失方面的应用
7-29-206井为笼统注水井, 注入量300m3/d, 注入压力4M P a。该井由于油压降低怀疑存在漏失, 其水流方式为油管内下水流及油套空间内上水流, 采用上下水流测量模式对该井进行了定点测量。从图4及点测数据分析, 986.07m处油管向下水流为全井注水量, 1002.97m处油管和油套环形空间无向下水流, 结合井温曲线分析, 在油管的986.07-1002.97m之间997m附近存在漏失点, 漏失水量为全井水量;301.25m处测得油套环形空间向上水流为298.07m3/d, 292.01m处测得油套环形空间无水流, 判断套管在292.01-301.25m之间存在漏失点, 套管在该处漏失量与油管漏失量吻合。64.47m、242.51m环形空间无水流, 说明该井的注入水从油管注入, 经油管漏失点流至油套环形空间, 然后全部上返到套管漏失点进入地层, 油层井段不吸水, 测试结果表明233.37m处的皮碗封有效, 292.01-301.25m之间的漏点为新漏点, 建议进行封堵或卡封。
2.2.2 封隔器漏失方面的应用
7-30-326井为单层注水井, 注入量326m3/d, 注入压力11.5M P a。该井管柱为1277.48m为封隔器, 1288.72m为偏心配水器, 但是由于仪器在1282m处遇阻只测出封隔器, 54层未测出。从图5及点测数值分析, 该井在封隔器处有245.97m3/d水量漏失至油套环形空间内导致52层吸水。
3 结束语
氧活化水流测井技术由于不受注入流体的粘度影响, 适合注聚合物、三元复合剂等注入剖面的测井;
适用于同位素测井难度大的注入井剖面, 比如大孔道、裂缝井、深穿透射孔井的注入剖面以及低注入量、低孔隙度、低渗透率注入井的注入剖面;确定笼统注水井和分层配注注水井的吸水剖面, 可以直接测量油套空间内的水流速度;尤其适合找漏验窜, 可以探测和识别窜槽位置、漏失部位、确定封隔器密封效果。
参考文献
孤东油田 篇4
孤东油田是1984年发现, 1986年投入开发的大型稠油疏松砂岩油藏。主力油层馆陶组由于埋藏浅 (1190-1460m) , 压实程度差, 地层胶结疏松, 生产过程出砂十分严重。目前孤东采油厂套损井数已达到834口, 占孤东油田油水井总数的21.95%。
二、孤东油田套损原因分析
油层套管变形损伤的原因较多, 不同变形形态都是特定作用的结果, 因此, 根据孤东油田调查统计套变的结果, 我们做出了以下的套变原因分析。
1、地层出砂是造成孤东油田套管变形的最主要因素
孤东油田的主力油层馆陶组属于河流相沉积, 而Ng上层系又是主河道沉积微相, 地层发育好, 胶结疏松, 有很好的渗透性。因此, 随着地层长期强注强采, 首先在射孔炮眼附近形成空洞, 空洞出现后, 先造成局部应力集中, 对油层结构进一步破坏, 在固定产液速度下, 油层结构的破坏局限在一定半径范围内。油层出砂形成空洞后, 由原来油层承受的重力除了空洞中流体承受一部分外, 相当一部分转嫁给了套管。当转嫁力达到或超过套管的极限强度时, 套管失稳, 产生弯曲变形, 严重的甚至造成套管错断。
2、完井质量差引起油层套管的损坏
(1) 钻井完井不合格引起油层套管损坏
钻井完井下套管的质量不合格和下套管时丝扣未上满、上斜、不涂密封脂等对套管的使用寿命有直接的影响, 有的甚至直接试不住压。
(2) 固井质量问题导致套管损坏
固井质量差, 局部井段水泥混浆, 造成水泥坏与套管固结不牢, 是造成套管变形的直接原因。根据热采井套管损伤机理研究成果, 当套管外固结水泥有局部空穴时, 在轴向力的作用下, 套管不均匀径向载荷将为挠性失稳提供较大的径向力, 套管在此部位射孔后, 套管所受的应力超过了屈服极限, 套管失去平衡, 造成套管弯曲。
3、生产过程中对油层套管的伤害
(1) 注水过程泥岩吸水蠕变造成套管伤害
孤东油田套变井套变位置在射孔井段顶界以上至20m范围内的井占套变井总数的57%。这个部位地层大部分是泥岩或粉砂质泥岩的混合层段, 诱发套变的主要原因是某一方向注入水进入泥岩或粉砂质泥岩后, 粘土吸水膨胀, 改变了岩层的力学性质和应力状态, 致使泥岩产生位移和变形, 在井眼周围产生非均应力分布, 造成套管弯曲或错断。
(2) 孔眼不完善或采液强度过高造成油层套管伤害
对于出砂严重的油层, 在防砂效果不明显时, 孔眼不完善或采液、注水强度过高对油层套管造成伤害。
4、泥岩吸水蠕变非均匀外挤应力导致套管缩径或挤毁
无论套管围岩是否进水, 泥岩蠕变现象总是存在的, 固井结束后, 围岩就开始蠕变, 达到稳定, 只不过此时的载荷一般难以挤毁套管。
三、套损井的预防措施
根据套管损坏变形的原因及有关套损井机理研究成果, 套管损坏的预防措施主要应作好如下工作:
1、从长远考虑对套管柱进行设计与使用。
充分考虑套管柱安装过程中所承受的拉伸、内压和外挤载荷, 考虑由于套管服役过程中的非API载荷 (油层的温度、压力、地应力、岩石特性、蠕变、注水、滑移、地层、断层的位移, 射孔、压裂、酸化、起下管柱) 。
寿命设计:考虑腐蚀介质、蠕变速率 (采油速度、进水速度、地层压力变化与分布) 。
密封设计:分油、气井, 井下压力、温度, 接头连接方式, 扣型和密封脂等。
2、提高钻井完井施工质量, 满足地层应力的需要。
提高钻井固井质量, 确保油层套管与地层环空内的水泥环固结良好。
建议在油层部位及油层上界井段50m范围内采用P-110钢级的套管。
为防治套管接头丝扣处密封失效, 可采用偏梯形扣套管螺纹连接, 在丝扣处涂高温密封脂并上紧上满。
3、生产过程中优化开采参数, 防治套管损坏。
加强对油水井的管理, 从钻井、井下作业、采油各个环节, 严格执行各种合理的工作制度和措施。同时, 对于出砂严重的井, 作业开抽时选择合理的工作制度, 把放大生产压差和防砂治砂有机结合, 建立合理的生产压差保护套管。
调整井网, 增加水井, 提高注采比。
注水开发时, 在注入水中添加部分粘土稳定剂, 避免粘土吸水膨胀。
控制油井的采液强度和注水井的注入强度, 使之在一个比较合理的范围内。
4、作业过程中严格执行施工标准, 保护套管不受损坏。
对于严重出砂的油层, 要注重井筒附近油层骨架的保护, 防止形成亏空带, 保持其对上覆岩层的支撑能力, 因此, 必须做好前期人造井壁的化学防砂, 恢复油层的支撑能力。选择合理的防砂方法, 选择防砂方法时, 除了考虑抑制出砂, 还注意到油层泥质含量高, 蒙脱石遇水膨胀作用。
大型施工或注水下完井管柱时, 油管丝扣涂厌氧胶并上紧, 确保不发生丝扣漏失现象。
参考文献
[1]冯传贤、吴志义:《修井》[1]冯传贤、吴志义:《修井》
孤东油田 篇5
一、站内罐区的各种金属腐蚀原因分析
站内埋地管网及原油罐底腐蚀情况受环境条件和腐蚀因素的影响很明显, 埋地管网埋藏深浅不同, 承受温度、压力和各种化学腐蚀因素的浓度不同, 腐蚀情况也不同。研究发现, 地下管道的腐蚀呈如下规律:管道腐蚀情况同管道埋藏深度、地层温度和各种化学腐蚀因素浓度成正比。在相同地层深度和相同化学腐蚀因素存在的情况下, 温度每升高约30℃, 腐蚀就会加大1倍以上。地下水中的溶解O2、H2S、CO2、阴阳离子、硫酸盐还原菌, 原油中所含O、S、N元素及氧化物构成了地下复杂的多腐蚀因素环境, 来自于地下油层的水、汽、油中化学介质的腐蚀, 使浸渍在其中的金属钢管受到严重腐蚀破坏, 轻者出现砂眼、穿孔, 重者呈现出蜂窝状穿孔和断裂, 导致最终报废。
二、阴极防腐蚀技术工作原理及阴极保护系统
阴极防腐蚀技术在油田防腐蚀中应用较多, 可分为外加电流阴极保护和牺牲阳极保护两种, 其原理都是利用金属在电解质溶液中, 由于表面电化学的不均匀而形成腐蚀原电池。当阴、阳两极电流达到等电位时, 管道腐蚀就被迫停止。图1为阴极保护原理示意图。
油田阴极保护系统通常是牺牲阳极法和强制电流法的综合应用, 以下介绍该系统的主要组成部分。
恒电位仪:在强制电流法中, 给需保护金属体提供连续可调的阴极保护电流。
辅助阳极:主要有深井阳极和阳极床, 在强制电流法中, 用来使恒电位仪所提供的阴极保护电流形成回路。
牺牲阳极:常用的主要有三大类, 镁基 (包括高纯镁) 牺牲阳极、锌基 (包括高纯锌) 牺牲阳极、铝基牺牲阳极。主要用于强制电流不宜和不能使用的地方, 如钢质储罐内等。
参比电极:是进行阴极保护系统测量时的参照极。油田用参比电极的主要种类有饱和甘汞参比电极 (电极构成为Hg/HgCL2、饱和KCL) 、饱和氯化银参比电极 (电极构成为Ag/AgCL2、饱和KCL) 、饱和硫酸铜参比电极 (电极构成为Cu/CuSO4、饱和CuSO4) 等。
电缆:主要有阴极电缆、阳极电缆、接零电缆、均压电缆、参比电缆、接阴电缆等, 主要用于连接阴极保护系统的各组成环节。
控制台:主要是对阴极保护系统进行统一管理和集中控制。
自动监测系统:是阴极保护系统的辅助系统, 主要对阴极保护系统运行效果进行实时监测。该系统主要包括腐蚀信号检测探头、腐蚀信号接收装置、自动监测系统主机等。
测试桩:是在巡查阴极保护系统各监测点时, 提供电气接线的装置。
三、现场应用效果及应注意的问题
1. 应用情况及效果
孤东油田一号联合站于1989年12月建成投产, 该站在实施阴极保护技术防腐蚀措施前, 站内埋地管网及大罐的腐蚀问题严重。2003年10月在孤东油田一号联合站内现场应用阴极保护系统, 自动监控系统和控制台设在一号联合站污水处理站外输泵配电控制室内。从现场运行情况来看, 该系统运行平衡, 可靠性和稳定性好, 站内埋地管网及大罐的腐蚀穿孔频率迅速下降, 腐蚀穿孔发生次数由实施阴极保护防腐措施前的年平均63次下降到实施阴极保护防腐措施后的年平均6.7次, 有效延缓了站内埋地管网及大罐的腐蚀问题, 取得了良好的站区区域阴极保护效果。
2. 应用注意问题
(1) 现场实测自然电位与设计电位不符的问题。该问题是油田阴极保护系统调试过程中的普遍问题之一, 若不能解决此问题, 则无法判定阴极保护系统是否有效。
因目前油田阴极保护系统的自动监测装置和其他检测仪表, 均不带智能温度修正功能, 而需保护金属体相对于参比电极的自然电位, 随着温度的不同偏移较大。故在不同温度环境下, 进行监测自然电位时, 需进行偏移电位修正。修正后的自然电位可按式 (1) 计算。
式中:Rzr——修正后的自然电位;
Rsc——实测自然电位;
Rqb——氢标参比电极25℃时的标准电位;
K——温度修正系数;
t——环境温度。
(2) 当电力系统有较大负荷启停时, 部分本来正常的阴极保护电位跳变为不正常的问题。
电力系统相对于阴极保护系统从电的角度而言, 前者属高电压、大电流的交流电系统, 后者属低电压、小电流的直流电系统;从施工角度而言, 前者的接地系统属埋地铺设, 后者的牺牲阳极、辅助阳极、输油管道、腐蚀信号检测探头也属埋地安装。电力系统中较大负荷的启停, 必将出现不平衡电流, 且通过其接地系统排入大地, 而电力接地系统在自然地坪以下排流, 以半球状形式散流, 且其散流半径达15～20m。如果阴极保护系统的牺牲阳极、辅助阳极、输油管道、腐蚀信号检测探头, 有一项处于电力接地系统散流区内, 由于杂散电流的影响和干扰, 必将导致阴极保护电位的跳变。
为了使阴极保护系统避免电力接地系统排流的影响和干扰, 必须使阴极保护系统的埋地部分, 处于电力接地系统排流区以外, 即在电力系统接地装置半径20m以外埋设牺牲阳极、辅助阳极、输油管道、腐蚀信号检测探头等阴极保护系统的埋地部分。
(3) 单台恒电位仪在调试时, 各监测点保护电位均正常, 当同时投运多台恒电位仪时, 个别监测点保护电位跳变为不正常的问题。
当恒电位仪单独调试时, 监测点处的保护电位均正常, 当任意投运一台恒电位仪, 调至监测点处保护电位正常后, 在投运另一台恒电位仪时, 监测点处的保护电位突然跳变为不正常。运用电荷基本性质不难发现, 虽然两台恒电位仪所提供的阴极保护电流有各自的电气回路, 但在两个电气回路相接近处, 因同性电荷相斥, 形成了阴极保护电流不能到达的“盲区”, 若监测点正处于该“盲区”内, 则会出现上述现象。要解决这一问题, 就要使阴极保护电流“盲区”不覆盖监测点, 现场有两种办法:一是将监测点从阴极保护电流“盲区”移开;二是调节恒电位仪的输出电流, 使阴极保护电流“盲区”偏移。
四、结束语
油田联合站是油田生产重点保护单位, 站内的埋地管网及大罐底板因使用环境恶劣, 腐蚀严重, 罐区的各种金属管道的防腐问题一直是石油行业的重要课题。石油开采行业期待更多新的防腐技术为石油化工管道提供更多防腐性能好、适于油田集输泵站的防腐蚀技术, 用于油气集输泵站站内的埋地管网及金属储罐的防腐蚀, 延长地下管道及设备的使用寿命, 降低维修费用, 最终降低石油开采生产成本。
摘要：油田各集输泵站内的埋地管网及大罐底板的腐蚀, 一直以来严重威胁着安全生产。对站内罐区的各种金属腐蚀原因进行分析, 阐明阴极保护技术的基本原理, 并介绍阴极保护系统的组成和在孤东油田一号联合站的现场应用情况, 以及现场应用中应注意的问题等。
孤东油田馆上段油藏驱油效率计算 篇6
关键词：孤东油田,单元分类,驱油效率,采收率
孤东油田经过28年的高速高效开发, 目前已进入深度挖潜的阶段, 同时面临着储采不平衡、稳产难度大的矛盾, 要保持油田持续稳定发展, 保持老区稳产是基础, 提高采收率是关键。如何进一步提高采收率, 归根结底是如何进一步提高驱油效率和波及系数的问题。本次就驱油效率的计算做简单研究。
1 开发单元的分类及特征
1.1 开发单元的分类
孤东油田属于整装构造油田, 与断块、低渗透油藏的分类依据有所不同。一般来讲, 整装构造油田构造比较平缓, 断层少, 油藏渗透率较高。鉴于此, 有必要确定像孤东油田这种典型整装构造油田的分类原则和方法, 以便更好的认识油藏、开发油藏, 尤其对处于高含水后期的油田意义更大。
首先, 利于灰色关联分析法和总信息量法, 对影响驱油效率的因素进行分析, 以确定哪些因素是影响驱油效率的主要因素, 哪些因素是影响驱油效率的次要因素。
灰色关联分析法是分析每个因素与驱油效率的关联程度, 求取的关联度越大, 则该因素对驱油效率的影响越大, 反之则越小。具体计算结果见图1, 可以看出, 地层原油粘度、渗透率变异系数、渗透率、小层面积与单元面积的比值等对采收率影响最大, 孔隙度、地饱压差等参数对驱油效率的影响较小。
信息量分析的基本作法是, 把分析对象按照某一数值标准, 划分为A组和B组, 对需要计算信息量的参数分别统计它们在不同变化区间射中A组和B组的频率, 通过对这些射中频率的进一步计算, 确定属于两个级别的分配之间的差别程度, 差别程度越大, 则信息量越大, 对驱油效率的影响也越大。利用该方法及原理, 对影响驱油效率的主要参数进行了分析, 不同参数的总信息量计算结果如图2所示, 可以看出, 油水粘度比、渗透率变异系数、绝对渗透率是影响驱油效率的主要因素, 其次是油层厚度, 孔隙度、地饱压差。
信息量分析结果与灰关联度分析结果基本一致。研究认为, 原油粘度、渗透率变异系数、渗透率、小层面积与单元面积的比值是影响驱油效率的主要因素。
其次, 依据多参数乘积法理论, 将四个参数组合起来, 建立“均质系数”的概念, 并以此来对油层进行分类描述。定义小层的均质系数为:
式中:Ki为绝对渗透率, md;μi为原油粘度, m Pa·s;Vi为渗透率变异系数;Ai/A小层面积/小层所在单元面积;Ni为小层地质储量, 104t。
开发单元的均质系数由各小层的均质系数按储量进行加权平均得到。根据孤东油田的实践, 认为均质系数不小于20的为一类单元, 均质系数在10-20之间的为二类单元, 举均质系数小于10的为三类单元。
1.2 不同类型单元的特征
河流相一类单元油藏地质特征: (1) 油层平面展布系数大, 主力油层大面积分布。主力油层以主河道微相沉积为主, 在单元内大面积分布, 因而油层平面展布状况好, 展布系数大, 一般平面展布系数在0.7以上。 (2) 以正韵律厚油层为主, 主力小层储量集中。河流相一类单元受沉积环境影响, 一般都位于主河道位置, 其油层以正韵律厚油层为主, 主力小层储量分布集中, 一般占单元总储量的2/3以上。 (3) 油层渗透率高, 原油粘度较低。油层渗透率平均3718 10-3um2, 地层原油粘度平均33.1m Pa.s, 流度平均0.112um2/m Pa.s。 (4) 层内物性差异大, 非均质性严重。如孤东油田七区西Ng52+3层分3质段, 上部平均渗透率19510-3um2, 变异系数1.4, 渗透率级差高达43, 中部平均渗透率217210-3um2, 变异系数0.42, 渗透率级差1.7;下部平均渗透率403210-3um2, 变异系数0.36, 渗透率级差1.8。
河流相二类单元油藏地质特征: (1) 油层平面展布系数较大, 主力油层呈条带状或局部连片分布。平面展布系数一般在0.6-0.7之间, 如孤东油田七区中Ng4-6, 平面展布系数为0.65, 其主力层受相变的影响及控制, 基本上呈条带状或局部连片形式分布。 (2) 厚层不突出, 基本上为多层砂岩油藏。如孤东油田四区Ng5-6, 共有13个小层, 单砂体厚度为2.4m-5.6m, 平均3.7m。 (3) 油层渗透率高, 原油粘度较高。油层渗透率平均2912 10-3um2, 地层原油粘度平均45.1m Pa.s。
河流相三类单元油藏地质特征: (1) 油层平面展布系数小, 油层多呈土豆状分布。河流相三类单元多处于边滩或废弃河道边缘, 油层平面展布差, 平面展布系数小, 如孤东油田四区3-4单元展布系数仅有0.48, 油层多呈土豆状分布。 (2) 各小层储量分散且规模小。油层发育薄、平面展布状况差, 造成该类单元各小层储量分散且规模小, 如孤东油田三区Ng3-4共10个小层, 地质储量177 104t, 储量小于20 104t的小层就有7个。 (3) 油层渗透率相对较低, 地层原油粘度高。油层渗透率相对较低, 平均1395×10-3um2, 地层原油粘度高, 平均86.1m Pa.s, 流度小, 平均0.016um2/m Pa.s
2 不同类型开发单元驱油效率计算
1) 相渗模型法
统计了孤东油田七区西29块岩芯的驱油实验数据, 根据其所在单元类别作了驱油效率分布图。图中一、二、三类单元驱油效率分布各自相对集中, 具有很好的统计特性。查得一类开发单元平均驱油效率49.8%, 二类开发单元平均驱油效率45.5%, 三类开发单元平均驱油效率37.2%。
2) 经验公式法
选用我国水驱开发中高渗油藏的驱油效率回归经验公式和俞启泰驱油效率经验公式, 分别计算了几个典型的已分类单元, 得到一类开发单元的平均驱油效率为49.0%-52.4%, 取值50.7%, 二类开发单元的平均驱油效率为44.4%-48.8%, 取值46.6%, 三类开发单元的平均驱油效率为36.7%-41.8%, 取值39.3%。
3) 实验分析法
根据室内大量实验数据, 绘制了孤东油田原油粘度与驱油效率的关系曲线图版。根据不同类型单元的原油粘度可以确定各类单元的理论驱油效率。一类开发单元平均原油粘度33.1m Pa.s, 对应理论图版查得其驱油效率49.5%;二类开发单元平均粘度45.1m Pa·s, 对应理论图版查得其驱油效率45.2%;三类开发单元平均86.1m Pa·s, 对应理论图版查得其驱油效率38%。
4) 数模法
利用数模方法对一类开发单元Ng52+3和Ng63+4两个单元各选取一个数值模拟区域进行模拟, 并进行了驱油效率预测, 预测结果表明, 这两个一类单元在含水98%时驱油效率可达46-52%。
综合取值认为:一类开发单元驱油效率为50%, 二类开发单元驱油效率为45.78%, 三类开发单元驱油效率为38.59%。
3 认识
利用多参数乘积法理论, 建立了“均质系数”概念, 根据均质系数将孤东油田馆陶组油层划分为三类开发单元对油田的持续开发具有指导意义。
通过相渗模型法、经验公式法、实验室方法、密闭取心法及数模法综合计算出一类开发单元驱油效率为50%, 二类开发单元驱油效率为45.78%, 三类开发单元驱油效率为38.59%。
参考文献
[1]相天章, 李鲁斌.驱油效率和体积波及系数的确定[J].新疆石油地质, 2004, 25 (2) :202-203.
[2]彭长水, 高文君, 李正科.等.注采井网对水驱采收率的影响[J].新疆石油地质, 2000, 21 (4) :315-317.
[3]马全华, 孙卫, 吴诗平.等.层状砂岩油藏提高水驱油效率的对策分析[J].西北大学学报, 1999, 29 (10) :413-416.
孤东油田 篇7
孤东小砂体总地质储量1239.6×104t, 目前有油井125口, 日产液4082t, 日产油311.9t, 平均单井日液32.7t, 平均单井日油2.5t, 综合含水92.4%, 累产油138.1×104t, 采出程度11.14%, 采油速度0.94%;水井28口, 日注水1887m3, 平均单井日注67.4m3, 动液面817m, 注采比0.46, 平均地层压降1.86MPa。
1.1 2010年小砂体挖潜实施情况
2 0 1 0年实施小砂体挖潜1 3口井, 动用小砂体26个, 动用地质储量91.4万吨。采用常规钻井工艺, 普通两开井身结构 (φ273.1mm*300m+φ177.8mm*井底) , 配套油层保护、绕丝砾石充填防砂等措施, 平均单井日液49.5吨, 日油5.9吨, 含水88.0%, 平均单井累产油967.9吨, 累计产油12582.6吨, 建产能2.2万吨, 取得了较好的增油效果。
1.2 2011年小砂体方案部署
孤东小砂体目前未动用砂体中储量在2万吨以上的砂体28个, 总地质储量108.5万吨, 储量在1-2万吨同时面积大于0.04Km2的砂体有15个, 储量27.2万吨。
2011年计划动用小砂体43个, 部署新井40口, 动用小砂体地质储量135.7万吨, 其中第一批计划实施15口, 动用小砂体20个, 动用小砂体储量62.1万吨, 动用砂体边部储量46.4万吨, 建产能1.8万吨。
2 孤东小砂体新井油层套管的确定
由于孤东馆陶组的油井油层套管均采用7in套管, 重点对局内常用的51/2in油层套管和41/2i n油层套管在孤东应用可行性进行了分析。
目前胜利油田已实施的29口41/2i n小井眼井目的层位为东营或沙河街, 地层基本不出砂, 单井液量偏低, 大部分在10m3d以内;而孤东小砂体主要是馆陶3-4砂层组, 胶结疏松, 地层易出砂, 平均单井液量50m3/d, 开发特点与局内已实施的41/2i n小井眼井存在较大的差别。由于受到防砂、举升及修井工艺的限制, 孤东小砂体不适宜采用41/2in油层套管。
2.1 防砂工艺制约41/2in小井眼实施
根据孤东小砂体的油藏物性和前期老井开发经验, 新井需要采用绕丝充填防砂方式, 目前绕丝充填防砂仅能适应于5in以上的套管, 小于5in套管只能采用化学防砂。由于孤东地层疏松, 出砂严重, 化学防砂普遍有效期较短。统计2009年以来的侧钻小井眼井, 化学防砂有效期最短17天, 平均只有170天, 生产过程中暴露出砂卡躺井频繁, 重复化学防砂工作量大等问题。
2.2 举升工艺制约41/2in小井眼实施
孤东小砂体部分油井位于砂体边部, 受水井或边水的影响, 含水上升快, 生产后期需提液上产, 但受到套管内径的限制, 无法下入大直径泵。即便通过改造70泵, 配套27/8i n油管, 但受套管内径的限制, 泵体与小套管之间环空间隙小 (3.6-5.5mm) , 一旦出砂, 容易砂卡管柱。
2.3 修井工艺制约41/2in小井眼实施
通过引进小直径钻杆、螺杆钻、磨铣工具、打捞工具基本可以满足小井眼的常规修井需要, 但无法满足套铣处理油管及防砂管柱的需要。
综合以上分析, 认为孤东的小井眼井不适合采用41/2i n油层套管。孤东水转油井及沙河街的上返井的成功开采, 表明目前51/2i n油层套管钻完井及采油工艺在孤东小砂体适应性较好, 因此孤东的小井眼井可以采用51/2in油层套管。
3 小砂体新井钻机的确定
目前胜利油田仅钻井院有一台25型小钻机, 由于井口装置不配套, 25型小钻机只能实施最大51/2i n油层套管的井。为了降低钻井投资, 加快小砂体挖潜步伐, 对常规32钻机实施7in套管完井和25钻机实施51/2in套管完井的钻井费用进行对比。
3.1 常规32型钻机实施51/2in套管比7in套管单井节约20.76万元
如果采用常规的32钻机, 7in套管与51/2i n套管井的钻前劳务费、泥浆劳务费、管具劳务费、固井劳务费、其它技术服务费合计相差2.46万元/口;钻井工程中主材费用相差13.71万元/口, 燃料费相差0.78万元/口, 钻前准备相差1.13万元/口, 合计钻井工程费相差16.22万元/口。
采用32钻机实施, 7in套管与51/2i n套管每米进尺成本相差143元/米, 每口井按1450米进尺计算, 钻井费用相差20.76万元。
3.2 25型小钻机实施51/2in套管比32型钻机实施7in套管单井节约55.53万元
如果采用25钻机, 32钻机实施7in套管井与25钻机实施51/2i n套管井的钻前劳务费、泥浆劳务费、管具劳务费、固井劳务费、其它技术服务费合计相差12.86万元/口;钻井工程中主材费用相差15.71万元/口, 燃料费相差4.6万元/口, 钻前准备相差4.07万元/口, 合计钻井工程费用相差33万元。
3 2钻机实施7 i n套管与2 5钻机实施51/2i n套管, 每米进尺成本相差383元/米, 每口井按1450米进尺计算, 钻井费用相差55.53万元。如果从压减费用的角度考虑, 小砂体可采用25型钻机进行51/2i n油层套管打井试验。
4 孤东小砂体钻井实施意见
(1) 为了降低百万吨产能投资, 压减钻井费用, 部分储量小的小砂体井可采用25型钻机进行51/2i n油层套管打井试验。考虑到目前仅一台25型小钻机, 从建井周期的角度考虑, 不易集中实施。
(2) 对于砂体面积大、储量大, 能够形成注采对应关系的井, 尽量采用7in油层套管完井, 使其具备后期的侧钻基础, 延长油井的生产寿命。
摘要：孤东油田为河流相沉积的大型整装油田, 经过20年的开发, 主力油层普遍进入高含水, 而非主力层的小砂体在增油效果上发挥越来越大的潜力, 所以对小砂体的钻采就越来越多, 因此有必要对孤东油田小砂体钻井实施方案进行必要的研究。通过本文的研究, 确定了孤东小砂体新井油层套管和小砂体新井钻机的类型, 从而加快推进了对小砂体的钻采步伐, 进而促进了对小砂体的后续高效开发。