海上热采井高效注汽及监测工艺研究与应用

渤海油田采用现有热采注汽管柱注汽时井底蒸汽干度低,达不到方案设计要求,同时注汽管柱自身无长效测试功能。 为进一步提升海上油田注汽工艺管柱性能,开展了高效注汽及监测工艺管柱研究。 通过模拟计算,明确了影响注汽管柱隔热效果的影响因素,研制了气凝胶隔热管＋隔热接箍组合管柱,提升了注汽效果;以高温光纤测试技术为基础,结合海上热采井特点和测试需求,优化设计了长效测试工艺。 现场试验表明,高温光纤测试工艺首次成功实现了海上热采井全井筒长效测试,可满足海上热采井长效测试技术需求;通过高温监测数据进行拟合计算,应用高效注汽工艺后,井底干度可达 0.50 以上,注汽效果大幅提升。 配套形成的高效注汽及监测工艺管柱将进一步提高海上稠油规模化热采开发效果。     

海上稠油多元热流体注采一体化关键技术研究

受关键技术耐高温高压限制,海上稠油热采一直采用注采两趟管柱作业模式来进行注热和生产,既长期占用平台场地资源,又增加热采作业投资,且频繁洗压井影响热能利用率。为降低热采作业成本,提高热采整体经济效益,对海上多元热流体注采一体化关键技术的高温过电缆封隔器、井下安全阀、电缆穿越器等进行了技术攻关。该技术具有结构原理简单、技术性能突出及耐高温高压的特点,一体化注采管柱整体耐温为250℃,耐压为21.0 MPa,实现了注热、放喷、生产一体化作业要求,是一种低成本的热采工艺技术。该工艺为海上油田多元热流体注采一体化技术奠定了技术基础。     

不动管柱酸化工艺在渤海油田的应用

由于海上油田开发的特殊性,渤海油田多采用基质酸化技术解除堵塞,加速回收投资。针对动管柱酸化作业施工工艺复杂、作业周期长、作业费用较高等缺点,阐述了不动管柱酸化工艺在渤海绥中36-1油田的应用情况。考虑高孔高渗油田伤害特点及增产机理,选用溶解力相对较弱、作用半径相对较大的酸液体系,通过室内试验,筛选出以氟硼酸为主的酸化液配方,并提出采用与不动管柱酸化工艺相配套的暂堵酸化工艺和残酸返排工艺。不动管柱酸化采用平台支撑酸化作业,无需动用钻井船,残酸使用电潜泵返排并直接进入生产流程处理。间隔注酸效果评价试验和电缆腐蚀试验证明不动管柱酸化工艺能够达到海洋酸化作业和不影响后续生产的要求,从而简化施工程序,节约作业成本。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

海上同心管射流泵注采一体化技术研究

海上热采技术已在渤海油田稠油区块取得了良好的开发效果,但是仍主要采用注采两趟管柱,由此导致作业时间长、修井作业成本高、修井过程中洗压井对油层造成冷伤害等问题.结合海上热采技术特点与平台要求,通过研发同心管射流泵、注采一体化采油树、井下安全装置,构建了海上同心管射流泵注采一体化技术.室内和现场试验结果表明,注采一体化技术...     

海上探井稠油热采测试井口抬升问题的对策研究

在海上油田稠油探井热采测试作业过程中,由于热应力的存在,使得井口在注热作业时会出现晃动或抬升的现象,存在重大的安全隐患。海上油田探井测试作业成本高,假若出现类似问题后再采取补救措施,无疑在浪费了作业时间同时,大大的增加了作业成本,甚至增大了安全隐患和发生事故的概率。通过对南堡油田稠油热采注热工艺及其管柱的研究发现,经过设计和计算可适当在注热管柱上配加一定数量的热应力补偿器,进而缓解高温、高压的多元热流体对注热管柱的损害,从而保障注热作业的顺利进行,其对稠油探井热采测试作业也具有一定的借鉴意义。     

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针对海上油气田酸化的特殊性进行了不动管柱酸化可行性研究和现场实践活动。考虑高孔高渗油气田伤害特点及增产机理,选用溶解力相对较弱、作用半径相对较大并且不损伤电潜泵系统的酸液体系,最终筛选出了以氟硼酸为主的酸液体系;提出了采用与不动管柱酸化工艺相配套的分流工艺。不动管柱酸化采用平台支撑酸化作业,无需动用钻井船、残酸使用电潜泵返排并直接进入生产流程处理。间隔注酸效果评价试验和电缆腐蚀试验证明不动管柱酸化工艺能够达到海上油气田酸化作业和不影响后续生产的要求,现场应用表明不动管柱酸化工艺完全能满足类似海上油气田的酸化作业需要,从而大大地简化了施工程序,缩短了作业周期,降低了作业成本,在渤海油气田得到广泛应用。     

海上热采井筒隔热工艺管柱研制与应用

海上稠油热采井埋藏深,而且多为水平井。在注汽过程中,采用隔热油管+环空注氮气的井筒隔热工艺,向地层中注入大量氮气,使作业成本增加、气窜风险加大;隔热油管接箍不具有隔热功能、注汽管柱存在"贴壁"现象,导致热损失增加。研制了海上热采井筒隔热工艺管柱及配套工具。工艺管柱主要由热敏封隔器、隔热型伸缩管、隔热型油管扶正器及隔热型接箍组成。该工艺管柱能够节省作业成本、提高注汽管柱的隔热效果、减少井筒热损失、保护套管和水泥环,提高海上稠油热采的安全性、经济性以及有效性。     

不动管柱酸化工艺在旅大5-2油田的应用

考虑到渤海旅大5-2油田伤害特点及增产机理,选用溶解能力相对较弱、能实现深穿透且不损害电潜泵系统的酸液体系,最终优化出具有配伍性好、低伤害、弱溶蚀、深穿透、不破坏骨架和砾石充填层等优点的多氢酸体系作为主体酸,并与不动管柱酸化工艺相配套,通过间隔注酸和电缆腐蚀实验,证明不动管柱酸化工艺能够达到海上油气田酸化作业和不影响后续生产的要求。现场应用表明,不动管柱酸化工艺完全能满足类似海上油气田的酸化作业需要,从而大大简化了施工程序,缩短了作业周期,降低了作业成本,在渤海油气田得到广泛应用。     

基于多弹簧—空间梁有限元模型的海上热采管柱力学分析

海上稠油多元热流体热采过程中,高温、高压环境给作业管柱的安全带来很大威胁,而目前并没有针对多元热流体热采作业管柱的受力分析方法来分析井下管柱受力情况,以进行强度校核和工具设计。本文采用多弹簧—空间梁有限元方法建立了海上热采管柱受力分析模型,解决了作业过程中管柱—井筒非线性接触问题,形成了海上热采管柱力学分析有限元方法,并通过计算软件实例分析了海上某热采井作业过程中管柱结构力学参数,获得了随井深变化的管柱径向位移、摩擦力、轴力及安全系数,为后期热采管柱设计和校核提供方法。     

海上油田分层防砂分层注水高效集成技术

针对目前海上分层防砂分层注水有效期短、施工周期长、作业成本高的问题,研究了新型海上油田分层防砂分层注水高效集成工艺。通过采用穿越型悬挂丢手封隔器,能够同时连接防砂管柱和注水管柱,采用小直径液控压缩四胶筒分层封隔器,同时实现分层防砂封隔器的坐封以及后期注水管柱的精细分层。该技术的防砂管柱与注水管柱一趟下入,节省施工时间一半以上。穿越型悬挂封隔器的可溶丢手支撑套溶解后,能够实现防砂管柱与注水管柱的独立检修,延长防砂管柱的使用寿命,降低作业成本。该技术已在胜利海上油田成功应用10井次,最大施工井斜65°,工具最大下深3 780 m,工作最大压差10 MPa,施工成功率100%,分层合格率100%,有效提高了海上水驱油藏的开发程度。     

薄气层油藏组合举升方案设计与生产动态预测

海上A油田上部为薄凝析气层,下部为油层。考虑气层储量小、海上作业成本高,该油田采用油气层同时开采方式进行生产。借鉴气井电潜泵-气举组合排水采气的设计思路,文中设计了本井气气举-电潜泵组合举升方案,用气层气来辅助电潜泵采油。采用该方案可较单一电潜泵举升方案降低电机功率49.45~58.42 k W。另外,本井气气举不同于人工气举,其孔板阀过气量不能人为控制,为此,又研究开发了相关软件,并耦合管网模型,对油嘴尺寸、孔板阀过气量、累计过气量和储层压力等进行预测。研究成果的应用能够大大节省开采成本,智能预测生产动态,符合海上智能、安全、节能的开发理念。     

海上特稠油热采SAGD技术方案设计

辅助重力泄油（SAGD）技术是近年来特稠油高效开发的新技术之一,复杂的海上环境对该技术的应用提出更大挑战。结合国内外SAGD技术的开发经验和渤海旅大特稠油油藏实际情况,从注汽工艺、采油工艺和地面工程进行分析,确定了SAGD开发过程:预热、降压和SAGD操作;优化了不同阶段的注汽和举升工艺,注汽井采用同心双管均匀注汽,降压阶段采用气举,SAGD操作阶段采用高温电泵生产;地面采用小型化、橇装化的热采设备,并对其地面流程进行优化。总体论证了SAGD技术在该油田的可实施性,为海上油田进行SAGD先导性试验提供了理论依据和技术支持。     

降压开采海域天然气水合物电潜泵排采生产优化

天然气水合物试采实践表明,电潜泵是降压开采天然气水合物最适宜的人工举升工艺。综合考虑复杂的分采管柱、周围海水环境的温度场、电潜泵和气液分离器等多种因素的影响,建立了降压开采海域天然气水合物电潜泵排采的井筒气液两相流模型,分析了不同管线的传热过程,预测不同管线的流型分布、温度和压力剖面等,并利用该模型进行生产优化。研究结果表明,在天然气水合物降压开采过程中,通过增加井口回压或电潜泵频率能够降低采气管线中的动液面高度,从而降低采气管线连续出水的风险。该研究为降压开采海域天然气水合物电潜泵排水采气的生产优化提供参考依据。     

胜利海上油田安全可控长效分层注水技术

为满足胜利海上油田注水井分层注水管柱检修期长、安全、高效的要求,在分析影响分层注水管柱寿命因素的基础上,提出了采用平衡式分层注水管柱改善管柱受力,降低管柱蠕动幅度;采用液压控制方式解决分层和洗井之间的矛盾;研制液控式封隔器解决封隔器提前坐封和满足井控要求的技术思路。通过研制液控压缩式封隔器和液控式环空安全封隔器等关键工具,设计了平衡式分层注水管柱,形成了安全可控长效分层注水技术。液控压缩式封隔器采用液压控制方式始终将其控制在最佳压力状态,洗井时可快速解封,以解决反洗井造成的封隔器寿命不长的问题。液控式环空安全封隔器采用了双液压控制管线,设有安全锁紧机构,洗井和安全通道独立控制,既能满足大排量反洗井要求,又能提高注水管柱长期的安全可靠性。胜利海上油田分层注水井应用安全可控长效分层注水技术101井次,分层注水合格率提高16.6%,注水管柱检修期最长达5年。安全可控长效分层注水技术不仅延长了胜利海上油田分层注水管柱的检修期,满足了安全高效注水的要求,也可以满足水驱开发油田精细分层注水的要求。      

单井双泵双导流罩双监测技术

海上边际油田开发难度大,通常采用无人、不配备修井机的简易平台,如何延长检泵周期、减少修井次数成为一个迫切需要解决的难题。通过对常规双电潜泵双Y接头管柱结构的升级改进,使用了单Y接头、双导流罩、双泵工况双电泵管柱,研发了与之相配套的非API标准工具,实现了生产管柱多功能化,有效解决了个别低产井电泵电机散热问题,该技术首次应用于国内海上油田,2009年投产至今,其中A3H1井产量降至13.58 m3/d时电潜泵仍旧工作正常。该技术能有效延长电潜泵运行寿命,尤其适用于边际油田开发。     

海上双管注水双控安全阀研制与应用

双管注水技术的生产安全控制是其应用于海上油田的一大技术瓶颈,为此开展了同心双管注水管柱安全控制工具的研制。试制完成的海上双管注水单管双控安全阀可以达到同时对双管内外注水空间起到安全控制的作用,满足海上安全生产的要求。目前已在10口井中成功应用,大幅提高了一级两段分注井层段的合格率,对实现海上油田＂精细注水＂具有重要意义。     

测调注水防砂反洗一体化技术在海上油田研究与应用

为满足海上油田稳产上产,提高油田注水效率和采收率,针对海上疏松砂岩油藏的防砂需求和细分层注水需求,研究了测调注水防砂反洗一体化技术。该技术采用分层注水和防砂一体化管柱,内层管柱前期可作为坐封、验封管柱,后期可用于正常的细分层注水; 外层管柱采用独立筛管方式进行防砂,内外层管柱通过丢手悬挂封隔器形成一个整体。后期根据修井需要将两层管柱分离,单独取出内层注水管柱,外层管柱留作井下永久防砂管柱。该技术在渤海油田X井的应用,满足出砂油藏分层注水防砂的要求,降低了后期作业的风险,提高了修井效率。     

海上热采注汽管柱设计方法及应用

渤海油田石油资源以稠油为主,多元热流体吞吐是动用海上稠油资源的有效技术手段.现场注汽井多以水平井、大斜度井为主,井身结构复杂.注汽管柱在下入、注汽生产以及上提解封过程风险大.热采井注汽管柱设计是保证管柱下井安全及顺利施工的关键.本文通过空间双向弹簧元模型建立了海上热采井注汽管柱力学模型,并针对渤海油田某区块注汽井进行了...