采油工程方案设计大作业.docx
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采油工程方案设计大作业
CHINAUNIVERSITYOFPETROLEUM
采油工程方案设计大作业
所在院系:
石油工程学院
课程名称:
采油工程方案设计
姓名:
学号:
专业:
班级:
完成日期:
2017年4月10日
目录
一、油气藏基本情况3
二、该油气藏存在采油工程方面的主要问题4
1.含蜡量高4
2.含硫4
3.超深井4
三、专题研究和设计思路4
(一)防蜡清蜡设计4
1.防蜡和清蜡设计的重要性4
2.防蜡和清蜡技术措施5
3、该油田清防蜡设计思路6
(二)防H2S腐蚀7
1.防H2S腐蚀的重要性7
2.防H2S腐蚀的技术措施7
3、该H2S腐蚀设计思路8
(三)深井举升设计方法9
1.深井举升设计的重要性9
2.深井举升设计的方案9
3、该油气藏深井举升设计思路10
四、其他专题研究11
一、油气藏基本情况
1、地面原油性质
A区块原油具有“轻质、低粘度、含硫、少胶质+沥青质、高含蜡”的特点。
2、天然气性质:
A区块溶解气比重0.6103~0.9030,平均值为0.7601。
A区块为中含二氧化碳、中含氮气、中含硫的甲烷气。
3、油藏温度、压力
A区块油藏压力-温度系统较为统一,油藏中部地层温度137.7°C,油藏中部地层压力68.55MPa,油藏压力系数为1.14。
4、试油试采井的特征
碳酸盐岩油藏具有极强的非均质性,油井试采特征存在较大差异:
(1)W1井:
针对6085.0m~6130.0m井段求产测试,未酸压改造嘴,油压28.31MPa,日产油102t,日产气26176m3。
(2)W2井:
针对6175.0m~6192.7m井段求产测试,未酸压改造,5mm油嘴,油压28.28MPa,日产油154t,日产气31959m3。
(3)W3井:
针对6035.0m~6055.0m井段求产测试,未酸压改造,5mm油嘴,油压29.27MPa,日产油74t,日产气16959m3,。
(4)W4井:
针对6078.5m~6105.0m井段求产测试,未酸压改造,5mm油嘴,油压29.24MPa,日产油64t,日产气17440m3。
(5)W5井:
针对6086.0m~6105.0m井段求产测试,未酸压改造,5mm油嘴,油压28.28MPa,日产油82t,日产气17942m3。
(6)W6井:
针对6126.2m~6145.0m井段求产测试,未酸压改造,5mm油嘴,油压16.53MPa,日产油85t,日产气18238m
二、该油气藏存在采油工程方面的主要问题
1.含蜡量高
该油气藏含蜡量高,原油开采过程中,结晶出来的蜡,通过沉积会堵塞产油层、使油井产量下降,严重的甚至会造成停产,应进行防蜡和清蜡的专题研究。
2.含硫
该油气田是含硫油气田,含硫化氢腐蚀给油气田的开发、生产造成巨大的经济损失并威胁着人身安全。
在引起酸性油气田设施腐蚀的众多因素中,硫化氢是最危险的,应进行防H2S腐蚀的专题研究
3.超深井
该油气藏埋深达到6000米,由于井底高温、高压,给油井增产作业和人工举升采油带来了很多难以解决的问题,深井举升问题进行专题研究。
三、专题研究和设计思路
(一)防蜡清蜡设计
1.防蜡和清蜡设计的重要性
该油气藏含蜡量高,原油开采过程中,结晶出来的蜡,通过沉积会堵塞产油层、使油井产量下降,严重的甚至会造成停产。
通道中的结蜡会造成油井油流通道减小,从而增大油井负荷,井口回压升高,严重时甚至会造成蜡卡、抽油杆断脱等。
油井结蜡在很大程度上会影响油井产油量,因此寻求更合理的方法去解决油气生产中遇到的这些问题,便成为该油田开发中急需解决的问题。
2.防蜡和清蜡技术措施
油田常用的油井清防蜡技术,主要有机械清蜡技术,热力清防蜡技术,表面能防蜡技术,化学药剂清防蜡技术,磁防蜡技术和微生物清防蜡技术6大类。
在该井的清防蜡过程中可以综合使用。
(1)油井防蜡技术
1)阻止蜡晶的析出
在原油开采过程中,采用某些措施(如提高井筒流体的温度等),使得油流温度高于蜡的初始温度,从而阻止蜡晶的析出。
2)创造不利于石蜡在管壁上沉积的条件
由于管壁愈粗糙,表面愈亲油和油流速度愈小,就愈容易结蜡。
因此,提高管壁的光滑度,改善表面的润湿性是防止结蜡的一条重要途径。
抑制石蜡结晶的聚集。
在油井开采的多数情况下,石蜡结晶析出几乎是不可避免的,但从石蜡结晶开始析出到蜡沉积在管壁上还有一个使结晶长大和聚集的过程。
因此,在含蜡油中加入防止和减少石蜡聚集的化学药剂——抑制剂,或者利用物理场抑制蜡晶的析出与长大是防止结蜡的一条重要途径。
3)微生物防蜡技术
微生物以原油中的石蜡和沥青等长链为碳源进行新陈代谢,或产生生物酶,对原油中的长链分子产生催化作用,使其断裂成短碳链,从而降低了原油的粘度,降低了原油的凝固点,减少蜡的析出和沉积;在代谢过程中,可产生生物表面活性剂生物,具有低表面张力、稳定乳化液和发泡、同时无毒、能生物降解等特性。
微生物菌体及新陈代谢产物在管壁、蜡晶表面上形成生物水花膜,改变管壁的润湿性,阻止蜡晶在管壁的附着和沉积。
(2)油井清蜡技术
含蜡原油在开采过程中虽有不少防蜡方法,但油井结蜡仍不可避免。
油井结蜡后应及时清除,清蜡方法主要有:
机械清蜡、热力清蜡和热化学清蜡。
1)自喷井机械清蜡的设备
包括机械刮蜡设备和机械清蜡设备。
当油井结蜡相当严重时,下刮蜡片已经有困难,则应改用钻头清蜡的办法清除油井积蜡,使油管内通径,达到刮蜡片能顺利地起下时则可改回刮蜡片清蜡。
2)有杆泵抽油井机械清蜡
它是利用安装在抽油杆上的活动刮蜡器清除油管和抽油杆上的蜡。
目前油田通用的是尼龙刮蜡器。
尼龙刮蜡器要在整个结蜡段上安装,但是应当看到它不能清除抽油杆接头和限位器上的蜡,所以还要定期辅以其他的清蜡方式,如热载体循环洗井、化学清蜡等措施。
3)热力清蜡技术
这种方法是利用热能提高抽油杆、油管和液流的温度,当温度超过析蜡温度时,则起防止结蜡的作用,当温度超过蜡的熔点时,则起清蜡作用。
一般常用的方法有热载体循环洗井、电热自控电缆加热、电热抽油杆加热、热化学清蜡等4种方法。
4)化学药剂清防蜡技术
化学清有油溶型、水溶型和乳液型三种液体清防蜡剂,此外还有一种固体防蜡剂。
解决蜡沉积的办法也有两种,使用一种(或多种)物质能在金属表面形成一层极性膜以影响金属表面的润湿性。
加入一种(或多种)物质使其改变蜡晶结构或使蜡晶处于分散状态,彼此不互相叠加,而悬浮于原油中这类物质就是通常所说的蜡晶改进剂和蜡晶分散剂。
防蜡剂就是基于上述原理而研制开发的。
3、该油田清防蜡设计思路
油田开发初期,产量较高,地层能量充足,井筒温度较高,以防蜡为主,清蜡为辅,结合各种措施,综合清防蜡。
油田开发后期,加入机械清蜡和热力清蜡等方法。
防蜡剂
提高井温
开发初期
微生物
产量下降,流体温度下降,结蜡增加
热力清蜡
机械清蜡
化学清蜡
开发中后期
(二)防H2S腐蚀
1.防H2S腐蚀的重要性
该油气田是含硫油气田,含硫化氢腐蚀介质的腐蚀问题越来越引起人们的关注。
腐蚀不仅给油气田的开发、生产造成巨大的经济损失,同时也造成了环境污染,并威胁着人身安全。
在引起酸性油气田设施腐蚀的众多因素中,硫化氢是最危险的,特别是对油套管以及其它井下设备。
2.防H2S腐蚀的技术措施
硫化氢对钢材的腐蚀分为“氢脆”和“化学腐蚀”两类,而“氢脆”是开发高硫气田过程中更为突出的问题。
在石油工业中“氢脆”的表现形式是硫化物应力断裂,影响因素有:
金属的化学成分强度热处理条件和金相结构;液相的值;总的拉应力;温度;H2S浓度和总压力;时间。
化学腐蚀是潮湿的H2S、CO2、等气体与金属发生化学反应或电化学反应,使金属表面产生蚀坑、变薄或发生晶间腐蚀。
通常的解决办法是向井内注入缓蚀剂,常用的缓蚀剂为胺类或吡啶类有机物。
具有良好的缓蚀性能。
可根据各油气田的具体情况开展研究工作,开发新的缓蚀剂用以解决该油田开采中的腐蚀问题
(1)正确选材
根据油气用实际腐蚀凶素,正确选材对降低事故发生、提高工作效率意义。
长庆油田针对油井油管腐蚀穿孔断裂十分严重的状况,选用了高Q、Mo低S、P耐腐蚀合金油套管,以提高井下管柱的抗蚀能力。
(2)应用添加化学药剂
在腐蚀恶劣的油井下永久性封隔器(油套环空充满含缓蚀剂液体),缩短酸洗时间,建立腐蚀监测系统,采用丛式井组套管阴极保护、环氧冷缠带锌阳极套管和井下点滴加药等技术配合使用,延长了油管寿命。
(3)防腐蚀涂层技术
防腐涂层是一种有效防止C02、H。
S对油气井钻采、运输、处理设备腐蚀的方法。
涂层材料多种多样。
1)有机涂料防腐采用有机涂料防腐蚀是一种行之有效的方法,它可减弱H:
S、CO。
对油管的腐蚀,且操作简单,成本低。
涂料一般用于钻采设备的内防腐,效果较好,目前防腐效果较好的防腐涂料有高固体分子涂料、环氧树脂涂料、聚氨酯涂料、新型涂料等。
2)热喷涂防腐技术热喷涂技术是材料表面强化与保护的新技术,它在表面改性技术中占有重要地位。
该项技术的发展在我国始于20世纪50年代,70年代末已形成气候。
它主要利用火焰或者电弧热加热熔化金属或者陶瓷粉末,然后在高速高压的气流下喷射出来,在基体表面扁平化,冷却后形成涂层。
常见的有火焰喷涂、等离子喷涂、超音速火焰喷涂等。
4)缓蚀剂技术缓蚀剂又称腐蚀抑制剂,少量地添加到介质环境中时会在金属与介质的界面上阻滞腐蚀进行,有效地减缓或阻止金属腐蚀。
由于缓蚀剂的用量很少,基本上不改变介质环境的性质。
缓蚀剂的使用不需要太多的辅助设备,因此,使用缓蚀剂是一种适应性强、经济有效的金属防腐蚀措施操作简单方便、成本低、效果好等特点。
许多油田正在积极开发和采用这种防腐技术。
缓蚀剂H。
S腐蚀环境研制的一种以眯唑啉含硫衍生物、有机硫代磷酸酯为主要组分的复配缓蚀剂。
5)过滤吸附技术过滤吸附技术是一种采用一定化学或者物理法将油田气中C02/H。
S吸附过滤排出的方法,通过吸附过滤达到降低油田气中C02/H:
S含量的目的,从而降低COz/Hzs的腐蚀。
目前得到开发应用的吸附剂有吸附剂吸附剂、离子交换纤维、工业废碱液等。
6)新型牺牲阳极技术阴极保护技术是一种电化学保护技术,其原理是向被腐蚀金属结构物表面施加一个外加电流,使被保护结构成为阴极,从而使金属腐蚀发生的电子迁移得到抑制,避免或减弱腐蚀的发生。
目前阴极保护使用范围日趋广泛,地下管道、电缆、储槽、桥梁、热交换器、冷却器等与电解质溶液接触而产生腐蚀的设备都可以采用阴极保护来提高其抗腐蚀能力。
3、该H2S腐蚀设计思路
选用了高Q、Mo低S、P耐腐蚀合金油套管,以提高井下管柱的抗蚀能力;同时应用添加化学药剂,在腐蚀恶劣的油井下永久性封隔器(油套环空充满含缓蚀剂液体),缩短酸洗时间,建立腐蚀监测系统,采用丛式井组套管阴极保护、环氧冷缠带锌阳极套管和井下点滴加药等技术配合使用,延长了油管寿命。
在开采过程中定期加入缓蚀剂。
(三)深井举升设计方法
目前钻井界将深度超过4500m的井定义为深井,将深度超过6000m的井定义为超深井,由于井底高温、高压,给油井增产作业和人工举升采油带来了很多难以解决的问题。
1.深井举升设计的重要性
油井深度对于人工举升采油方法的选择至关重要,特别对于深度超过4500m的油井来说,采用常规的人工举升采油设备是有困难的。
因此,在选择人工举升采油方法时,必须考虑井深的影响。
据有关资料统计,在深井采油中比较适用的人工举升采油方法仍然是水力泵、有杆泵、电潜泵和气举。
2.深井举升设计的方案
经过多年的发展,国内外现有的机械采油方式主要包括有杆泵、气举、电动潜油离心泵、螺杆泵、水力活塞泵和水力喷射泵等,各种采油方式具有不同的特点和适应性。
1)有杆泵一电潜泵复合举升工艺技术
该技术是由电潜泵将地层产出液举升到有杆泵的正常抽汲深度(保持有杆泵有一定的沉没度),再由有杆泵系统举升到地面。
技术的特点为:
技术成熟,货源广,地面设备简单。
有杆泵、电潜泵排量范围广,单项技术扬程大:
整套管柱无封隔器和其他薄弱点,井可随时测试井底压力、液面等参数。
该技术存在问题有:
必须解决电潜泵的连续出油与有杆泵的半程出油矛盾,避免电潜泵的电流冲击损坏。
深抽后原油脱气对电潜泵、有杆泵的影响。
2)电潜泵一电潜泵复合举升工艺技术
要使产液进入上部离心泵,须在电潜泵外加一个导流罩,使上部电潜泵系统悬挂在导流罩内。
导流罩上端用丝扣或螺钉固定在离心泵的进口以上位置,下端接油管,这样地层产出液就可流经电机与导流罩之问环形空间进入离心泵而被举升到地面。
该技术的特点为:
泵效较高,技术成熟。
排量范围广,单项电潜泵扬程大。
系统匹配容易、控制方便。
该技术存在的问题有:
电缆的空间捧柿问题。
电缆需要穿越上导流罩与电机相连,两层电缆在7in.井眼难以排布。
上泵电缆穿越导流罩的操作问题。
电缆需要穿越导流罩两根电缆合并,而按目前的技术条件难以实现。
3)电潜泵一射流泵复合举升工艺
该技术的原理是:
将反循环喷射泵用油管连接在电潜泵下端,喷射泵下端再接上封隔器.以封隔油层和油套环形空间,生产时环形空间充满一定的液体(水)喷射泵就是利用环形空间液柱压力为动力,将油层产液吸入,并举升一定高度,再由电潜泵举地面。
电潜泵外加一个导流罩,导流罩上端用丝扣或螺钉固定在离心泵的进口以上位置,下端接油管,这样混合液就可流经电机与导流罩之间环形空进入离心泵而被举升到地面。
其工艺优点为:
由于不需要喷射泵把混合液举升到地面液来源于本井或一般的地面掺水管线。
由于喷射泵己把混合液举升到一定高度因此,不需地面高压动力设备。
动力因而电潜泵下泵深度减少.避免了电潜泵受井深高温的影响。
降低了电潜泵电缆耐温等级和电缆长度,节约了费用。
喷射泵使油水充分混合,降低了高粘原油的粘度,减少了原油粘度对电潜泵的影响。
因电机外安装了导流罩,使动力液、地层液全部流过电机,降低了电机表面温度,避免了电机过热而烧毁的事故,延长了电机使用周期。
减少了电潜泵受地层产液降低的影响,扩大了其应用范围。
当地层产帔降低到电潜泵最小推荐排量以下时,可提高动力液流量,使得混合液捧量始终在电潜泵推荐排量范围之内,避免了地层供液不足,烧坏电机韵事故。
3、该油气藏深井举升设计思路
该油气藏井深达到6000m产量未压裂前可达到近百吨,考虑压裂后产量比较高的情况,设计使用电潜泵和有干本组合举升。
复合举升管柱设计思路复合举升系统的工作流程是:
油层流体沿射孔层段流至井底,并在井底流压的作用下沿井筒向上流动,流经电潜泵后被电潜泵举升一定的高度,再由有杆泵复合举升至地面,从而实现4000m以上超深举升。
要实现该工艺首先必须解决以下技术难题。
(1)电潜泵的连续排液与有杆泵的半程排液矛盾;
(2)低液面造成原油在油层中脱气对电潜泵、有杆泵的影响。
(3)整套复合举升管柱的现场施工工艺问题。
因此,研制油气分离技术提高电潜泵在高气油比井中的工作性能,和研究匹配储能装置是有杆泵.电潜泵复合举升系统的技术关键。
四、其他专题研究
为提高采油工艺设计水平,实现效益最大化,成为迫切需要解决的问题。
从技术和经济的角度出发,一般还要进行以下研究专题:
(1)完井方式设计
(2)防砂方式选择
(3)射孔工艺设计
(4)完井液设计
(5)控水措施
(6)底水推进
(7)防垢技术方案
(8)油气田动态监测
1.完井方式设计
完井工程是使井眼与油气储集层连通的工序,是衔接钻井工程和采油工程的一项重要而相对独立的工程,是从钻开油气层开始,到下生产套管、注水泥固井、射孔、下生产管柱、安装井口装置、防砂、排液、测试直至投产的系统工程。
而本方案的本部分只用根据上面已完成的钻井方案选择完井方式和射孔方式,以及地层的岩性特性,还需要考虑防砂的完井方式。
一般要从油藏类型、驱动方式、流体性质、非均质性、储层岩性、油层厚度等多个方面来综合考虑,选择出与油气藏相匹配的完井方式,从而减少都油气层的损害,提高油气井产量,延长油井寿命,增加经济效益。
完井方式选择的依据和思路为:
根据井眼稳定性判断,选择是否采用能支撑井壁的完井方式;
根据地层是否出砂,选择是否采用防砂型的完井方式;
根据油气藏类型、油气层特性和工程技术及措施要求等几方面的因素,从流程图初步选择完井方式;
选出来的完井方式可能有好几种,要根据每一种的产能预测结果,优选完井方式。
2.防砂方式选择
按岩石力学观点。
地层出砂是由于井壁岩石结构被破坏所引起的,而井壁岩石的应力状态和岩石的抗张强度是地层出砂与否的内因。
开采过程中生产压差的大小及地层孔隙压力的变化是地层出砂与否的外因。
如果井壁岩石所受的最大张应力超过岩石的抗压强度,则会影响地层出砂的因素总结起来主要有:
地层岩石强度:
地层岩石强度越低,地层出砂的可能性越大。
地层孔隙压力的衰减:
随着地层孔隙压力的下降,井壁岩石所受的应力就会增大,地层出砂的可能性就会增大。
生产压差:
生产压差越大,地层出砂的可能性越大。
地层是否出水和含水率的大小:
生产过程中,随着地层的出水和含水率的上升,地层出砂的可能性增大。
地层流体粘度:
地层流体粘度越大,地层出砂的可能性就越大。
不适当的措施或管理:
不适当的增产措施或不当的管理都会引起地层出砂。
出砂预测方法有现场观测法、经验分析法、应力分析法等。
3.射孔工艺设计
为减小射孔孔道压实程度,消除射孔液侵入地层所造成的污染,清除油气流动通道内的碎屑和孔道周围的压实层,推荐采取负压射孔。
对于砂岩油气层,选择合理的负压值,射孔时既能把射孔碎屑及压实层消除干净,又不会破坏地层结构。
确定最大负压值和最小负压值后,求出这两者的中点值,射孔最佳负压值要根据油气田的地层岩性特点、钻井过程泥浆污染轻重和实践经验来确定。
对非致密地层应在最小负压值和中点值之间选取,对致密地层应在中点值和最大值之间选取。
根据测井解释资料及油藏推荐数据,经过计算,得出3井各层最大射孔负压值及最小射孔负压值,并给出推荐的最佳射孔负压值范围,结果如表2.1所示。
4.完井液设计
完井液体系应与钻井液优选作为一个整体考虑,完井液体系不仅要对储层特性具有很好的适应性和优良的储层保护效果,而且要求与其它的入井流体(地层水、钻井液、水泥浆)的配伍性好,具有改善前面作业中可能产生的污染的能力和很好的综合保护储层效果。
对于生产井:
采用可降解的有机盐钻井液体系(麦克巴FLOPRO体系),该完井液体系无需破胶,自降解,完钻后替过滤海水作为完井液。
过滤海水浊度值要求小于30NTU,对于衰竭储层不需要加重材料,对于正常压力储层建议1.25g/cm3以下的采用氯化钠或氯化钾加重,高于1.25g/cm3采用甲酸钠或甲酸钾加重。
5控水措施
(1)控水效果好的井,基本上都与隔层、距水层距离和关井压锥等有关。
(2)油藏地质条件因素对于控水效果非常重要,在调整生产井中应充分利用隔层,尽量贴近油层顶部钻井。
初期完井控水完井措施包括:
中心管、变密度筛管、ICD和“先分段后下中心管柱”等4种:
(1)中心管:
控水原理是基于基于环空和管内流动阻力抑制跟端出水过快,适用于均质油藏,但控水能力有限。
(2)变密度筛管:
控水原理是基于过滤件的积砂流动阻力和过滤件阻力平衡各段产量,适用于均质/非均质油藏,但对出砂井可能较好,对于出砂量少的井控水效果可能较差,控水能力有限。
(3)ICD筛管:
控水原理是基于流量控制器的附加阻力平衡各段产量,适用于均质/非均质油藏,但可能存在堵塞风险,下入后不能再调整。
(4)分段控水中心管柱:
控水原理上与ICD相似,外层管柱利用封隔器分段,内层中心管柱带节流器。
基于节流器的附加阻力平衡各段产量,适用于均质/非均质油藏,堵塞风险小,下入后能再取出中心管柱调整。
综合分析以上4种控水工具的原理和适用条件,分段控水中心管柱和ICD相对于其它2种控水方式,具有适用条件广、控水能力强的特点。
但所给油气藏生产过程中出砂可能性大,同时考虑后期可能调整,分段控水中心管柱控水具有相对优势。
对于所有开发边底水油藏的生产井,建议油藏和钻井上充分考虑控水措施:
远离水层布井,并充分利用隔层,尽量贴近油层顶部钻井。
6底水锥进
在许多油田的开发实践中,底水锥进是一个严重的问题,它的出现将使产油量显著下降。
所以,控制或至少延缓气水锥进是十分重要的。
原始状态下,底水块状油、气藏的油水或气水按重力关系分布,当油、气井投产后,油、气层内部由于油、水或气、水重力差的影响,使原为水平状态的油水界面或气水界面变形成丘状锥起,叫做水锥。
随着采油、气速度增大,水锥不断上升,突破进入井底,造成油水或气水同产,使油、气产量减少,这种底水随采油、气呈锥形纵向推进的过程,叫做底水锥进。
产生底水锥进对油、气藏开采不利。
在有底水的油藏中,油藏开采以前,水位于油层的下部,油位于油层的上部。
如果在含油部分钻一口上产井进行采油以后,打开层段下面将形成半球状的势分布。
油井的产量小于临界产量,将形成某一稳定的锥状体,其顶部不再向上扩展。
因此只要油井的产量小于临界产量q生产,底水的锥状体就是稳定的。
油井产量超过临界产量q时,油水的接触面将不断上升,水锥体变得不稳定,并一直上升窜入井底,随之油井开始产水,含水不断上升。
因此,临界产量可定义为无底水产出时的最高产量。
油藏工程上常用的方法有:
优化射孔、临界产量与临界压差的控制;采用水平井方案开发底水油层;开发中后期加密井调整技术。
通过控制油井产量,从经济角度考虑一般不合适;优化射孔方案一般在新井投产时进行设计;采用水平井开发方案在初期取得较好的开发效果,但随着水脊的形成,含水也要上升;层系井网的调整。
而在采油工艺上主要的技术措施就是打人工隔板以阻挡底水技术。
为提高注入水的水驱效率而建立水井隔板,根据堵剂在地层中不同位置所承受的压差不同,采用强度不同的堵剂段塞和多轮次注入方式来达到扩大隔板范围的目的。
控制底水工艺的发展趋势:
研究开发既能保证油井产量,又能控制或减缓底水锥井的有效方法。
使用采水消锥与凝胶隔板相结合的工艺,可积极地控制底水锥进,又能保证油井产量,是底水锥进控制措施的发展方向。
由文献调研可知,临界产量公式为:
q—临界产油量,
;
—地层中含油部分的高度,m;
—油藏岩石在径向上的渗透率,
;
—油藏岩石在垂向上的渗透率,
;
—原油体积系数,
—油井泄油半径,m。
7防垢技术方案
由于该区块油气井进行试生产过程中虽未出现产水现象,但油层下部为水层,在生产过程中难免出现产水现象。
同时,气体组分中含有大量的CO2气体,在对油气田进行开发时,可能会出现结垢,因此需要采取防垢、除垢等措施。
(1)防垢措施
根据地层实际情况,选用阻垢剂,定期向地层里挤注阻垢剂从而抑制各种垢的形成;
从套管环空中注入多功能阻垢缓蚀剂,或将阻垢剂与缓蚀剂复配注入,达到阻垢、防腐的双重目的;
采取持久性防腐措施和定期除垢相结合的工艺措施。
(2)除垢措施
由于该地区的结垢类型主要是碳酸钙垢,因此采用酸洗或者酸溶能起到很好的效果。
该方法是较成熟的除垢技术,成本低,除垢效果稳定;
推荐酸液配方为:
10~20HCL+1~2%酸化缓蚀剂+1~2%铁离子稳定剂+1%互溶剂+0.5~1%的防膨胀剂+0.3~0.5%的助排剂。
具体实施应当根据现场实际情况,确定用酸强度和浓度等,配置溶垢能力强,浓度适宜,对油套管和流程设备腐蚀较小的酸液。
8油气田动态监测
动态监测是为了认识气田(藏)的生产能力,了解生产动态和开发过程地下油、气、水的变化规律,从而科学的选择气田(藏)采气工艺技术和分析工艺技术措施。
根据气田(藏)和采气工程的要求,在气田开发区建立气田(藏)动态监测系统,设
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