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分层
摘要
注水是油田开发的一种十分重要的开采方式,是补充地层能量,维持油田较长期高产稳产的有效、易行的方法;注水工艺,特别是分层注水工艺技术,是多油层注水完成分层配注方案,提高注水开发效果的重要措施。
对各类注水工艺的深入研究是实施分层注水问题的理论依据。
本文针对吐哈油田注水生产实际,分析了目前主要使用的常规偏心管柱注水工艺和配套工具,重点分析了常规偏心管柱工艺的缺点和局限性。
通过研究,提出了管柱结构和工艺的改进方法和措施。
并进行了大量的现场试验,取得了成功。
此外,还针对高压分注、气举解堵分注,套变井分注等难度较大的管柱工艺提出了解决方案。
基本完善了注水工艺的含盖面和适应面。
本文还提出了一种全新的分层注水工艺模式—两管分注和三管分注。
这种方式完全取消了井下投捞水嘴的作业,利用完全独立的注水通道,将井下控制转移到地面控制,是分层注水工艺的一次较大的革新。
这种工艺在吐哈油田深井高压的恶劣井况下进行了试验并取得了成功。
关键词:
注水,工艺,工具,两管分注,三管分注
第1章绪论……………………………………………………………………………1
1.1引言………………………………………………………………………………1
1.2分层注水的目的和原则…………………………………………………………1
1.3吐哈油田注水生产现状……………………………………………………………1
1.4研究分层注水工艺及工具的意义…………………………………………………1
1.5本文所做的工作……………………………………………………………………2
第2章常规偏心管柱分层注水……………………………………………………………3
2.1管柱结构与配套工具………………………………………………………………3
2.1.1管柱结构……………………………………………………………………3
2.1.2管柱特点……………………………………………………………………3
2.1.3配套工具……………………………………………………………………4
2.2管柱蠕动分析………………………………………………………………………8
2.2.1常规偏心分注管柱受力和位移量分析………………………………………8
2.2.2对封隔器位移的实际测定……………………………………………………9
2.2.3理论计算修正…………………………………………………………………10
2.2.4对修正结构的验证……………………………………………………………10
2.3施工工艺……………………………………………………………………………11
2.3.1录井施工基础数据……………………………………………………………11
2.3.2完井管柱设计说明……………………………………………………………11
2.3.3工具下井前的准备工作………………………………………………………12
2.3.4完井施工步骤…………………………………………………………………12
2.3.5注意事项……………………………………………………………………12
2.4现场试验……………………………………………………………………………13
2.5小结………………………………………………………………………………16
第3章常规偏心管柱结构改进……………………………………………………………17
3.1悬挂补偿式平衡偏心管柱…………………………………………………………17
3.1.1管柱优点……………………………………………………………………17
3.1.2管柱缺点……………………………………………………………………17
3.1.3平衡补偿器结构………………………………………………………………17
3.2锚定式偏心管柱……………………………………………………………………18
3.2.1管柱优点……………………………………………………………………18
3.2.2管柱缺点……………………………………………………………………18
3.2.3锚定形式……………………………………………………………………18
3.3现场试验……………………………………………………………………………20
3.3.1管柱优点……………………………………………………………………20
3.3.2管柱缺点……………………………………………………………………20
3.3.3几种方法的综合应用…………………………………………………………20
3.4套变井分注…………………………………………………………………………21
3.5高压分注与气举解堵分注技术……………………………………………………22
3.5.1高压注水……………………………………………………………………22
3.5.2新型高压分层注水封隔器的研制……………………………………………23
3.5.3气举解堵分注技术……………………………………………………………24
3.6定量注水技术………………………………………………………………………25
3.6.1研制流量控制器的目的………………………………………………………25
3.6.2研制流量控制器的意义………………………………………………………25
3.6.3流量控制器的工作原理………………………………………………………25
3.6.4主要技术参数…………………………………………………………………26
3.6.5定量配水技术现场试验情况…………………………………………………26
3.7小结………………………………………………………………………………28
第4章两管及三管分层注水……………………………………………………………29
4.1两管注水管柱工艺…………………………………………………………………29
4.1.1管柱结构……………………………………………………………………29
4.1.2配套工具……………………………………………………………………29
4.1.3管柱特点……………………………………………………………………32
4.1.4作业工程……………………………………………………………………32
4.1.5完井工具成本…………………………………………………………………33
4.1.6现场实施方案…………………………………………………………………33
4.2三管注水管柱工艺…………………………………………………………………35
4.2.1目前三层分注管柱的特点…………………………………………………35
4.2.2三段分层注水技术方案………………………………………………………36
4.2.3现场实施方案…………………………………………………………………37
4.2.4主要配套工具…………………………………………………………………39
4.3小结………………………………………………………………………………42
第5章结论………………………………………………………………………………43
参考文献…………………………………………………………………………………44
致谢………………………………………………………………………………………47
第一章绪论
§1.1引言
注水是油田开发的一种十分重要的开采方式,是补充地层能量,维持油田较长期高产稳产的有效、易行的方法;注水工艺,特别是分层注水工艺技术,是多油层注水完成分层配注方案,提高注水开发效果的重要措施。
对各类注水工艺的深入研究是实施分层注水问题的理论依据。
§1.2分层注水的目的和原则
油田开发初期的注水工作,由于基本上是按不同性质油层的自然吸水能力进行笼统合注,致使不同渗透率的油层吸水量相差几倍到几十倍,造成注入水单层突进和平面指进。
针对这种情况,应用了分层注水工艺技术,通过对高渗透层控制注水,对低渗透层加强注水,有效的控制了油层压力,并在一定程度上控制了油田含水上升过快的局面。
随着油田进入中高含水期开发,通过不断加强分层注水,把地层压力始终控制在原始地层压力附近,保证了油井有足够的生产压差和旺盛的产液能力[1]。
分层注水的指导原则是:
坚持注够水、注好水,努力提高投捞成功率和配注合格率。
§1.3吐哈油田注水生产现状
吐哈主力油田均为层状油田,且层间差异大,为此,要求分层注水,以保持地层能量。
吐哈油田目前有注水井648口,其中分注井312口。
针对吐哈油田多层系非均质油藏的吸水特点,研究配套了3000m深井高压分层注水技术,目前普遍使用无卡瓦支撑、可反洗井的常规偏心分层注水管柱,该管柱结构简单,对套管无损伤。
这套技术在油田大面积推广后,成为保持油层压力、调整层间和平面矛盾、控制油田含水上升的基本技术手段,在油田开发中发挥了重要作用。
随着油田进入中高含水期开发,为进一步挖掘中、低渗透率油层的潜力,在加强常规分层注水技术的同时,重点研究了新工艺、新管柱、新工具,以延长管柱寿命[2]。
§1.4研究分层注水工艺及工具的意义
注水直接关系到原油产量和地层压力平衡,关系到油田可持续发展战略的实施。
决定油田完成上级指标和职工的切身利益。
对分层注水工艺和配套工具的研究在有利于优化地层能量分配,宏观定量控制原油产能分配等方面都有着积极的经济和社会意义。
§1.5本文所做的工作
本文针对吐哈油田注水生产实际,分析了目前主要使用的常规偏心管柱注水工艺和配套工具,重点分析了常规偏心管柱工艺的缺点和局限性。
通过研究,提出了管柱结构和工艺的改进方法和措施。
并进行了大量的现场试验,取得了成功。
此外,还针对高压分注、气举解堵分注,套变井分注等难度较大的管柱工艺提出了解决方案。
基本完善了注水工艺的含盖面和适应面。
本文还提出了一种全新的分层注水工艺模式—两管分注和三管分注。
这种方式完全取消了井下投捞水嘴的作业,利用完全独立的注水通道,将井下控制转移到地面控制,是分层注水工艺的一次较大的革新。
这种工艺在吐哈油田深井高压的恶劣井况下进行了试验并取得了成功。
本文的创新点在于:
1、针对常规偏心管柱分层注水工艺的局限性和缺点,提出了多种比较全面的改进措施并在实际生产中得到验证,效果良好。
2、提出定量注水概念和双水嘴机构原理,并在实践中验证了其优越性。
3、研究了全新结构的两管和三管注水管柱和工艺。
本文所做的工作在吐哈油田注水生产中产生了巨大的经济效益和社会效益,在全国各油田分层注水技术中可以起借鉴作用。
第二章常规偏心管柱分层注水
目前,国内各油田多数采用常规偏心管柱实施分层注水。
这种工艺简便易行,适应面广,现场操作方便,成本低廉。
其配套工具技术成熟、结构可靠。
因此,常规偏心管柱分层注水工艺成为现阶段分层注水工艺的主流[3]。
§2.1管柱结构与配套工具
采用常规偏心管柱分注时,管柱结构通常是以“Y341封隔器和KPX偏心配水器”两种工具为核心。
以两级两段和三级三段结构最为普遍,在整个分注领域中占有很大比例。
2.1.1管柱结构
管柱的结构组成是以油管为中心,在需要进行配注的层段和位置连接分注工具而构成,具体连接工具的数量和形式根据地层配注要求而确定。
从理论上,管柱结构的层数可以是任意的,但是由于油管螺纹强度、井下温度变化、压力波动、管柱自重等众多原因,在生产实际中一般最多使用四层为限。
两到三层是最普遍最可靠的结构[4]。
1、两级两段分注管柱结构
两级两段分注管柱结构如图2-1所示,管柱按图示顺序连接两套Y341封隔器和KPX—114偏心配水器,底部连接水力循环阀和塞管。
Y341封隔器实施两层水段之间的隔离和密封,KPX—114偏心配水器对隔离的层段进行注水。
底部使用筛管和水力循环凡尔实现反洗井底部通道。
该管柱只能实现对两层吸水地层的分别注水。
对于多层配注的情况,如果有吸水连续相似的层段,可以将其合并成一层合注,这样就可以将多层简化成两层,应用该结构管柱按两层分别注水,其中每一层内进行合注。
2、三级三段分注管柱结构
三级三段分注管柱结构与两级两段管柱结构相同,封隔器和配水器数量增加。
可以实现对三个隔离层段进行分别注水,每级注水量利用偏心配水器的水嘴进行调节。
对于大于三级三段的管柱可以依次类推。
2.1.2管柱特点
以“Y341封隔器和KPX偏心配水器”为核心的常规偏心分注管柱具有显著的优点,但是同时由于结构简单也决定了其局限性。
1、管柱优点:
1.1利用几级配水器对几个吸水层段的分别配注,结构简单,封隔器无卡瓦支撑,对套管损伤小,起到了一定的保护套管作用;
1.2封隔器具有反洗井通道,能实现不动管柱反洗井作业;
1.3最上一级封隔器可以避免油层以上套管注水过程中承受高压,封隔器以上油套环空可以替入套管保护液防腐;
2、管柱缺点:
2.1由于注水井工况变化,管柱受力不平衡,存在上顶力,引起分注管柱长度不断变化,产生蠕动效应,导致井下注水封隔器失效或解封,因而分注管柱工作周期较短,管柱平均寿命只有1年;
2.2分注管柱完井时验封困难,注水过程中封隔器失效也不能进行验封,特别是对于多级封隔器验封更是困难,导致部分分注管柱没有真正实现分层控制注水;
2.3要实现分层配注,完成计划配注量,必须利用钢丝投捞测试,钢丝投捞测试不仅可能产生较大的误差,导致配注不合要求,而且钢丝投捞失败引起的遇卡、遇阻,往往造成上修,增加注水井作业量和作业费用;
2.4在注水过程中,由于系统压力波动或地层吸水能力发生变化等原因,实际注水量经常偏离要求的配注量。
这样,即使测试调配时达到配注要求,注水过程中也会出现超注或欠注的现象;
2.5出现一级水嘴堵死或捞不出来的情况时,则只能实现对单层控制配注或者上修冲检;
2.6目前对单层注水量的监控措施如井下流量测试、投捞测试等费用较高或工作量较大,还达不到对两层注水量经济有效的监控;
虽然常规偏心注水管柱有以上诸多缺点和局限性,但是目前在我国各大油田还是首选的工艺管柱,主要原因是施工简单,一次性投入成本较底。
针对该工艺管柱的不足之处,在实际施工中不断的总结出了各种弥补的方案,基本可以满足生产需要。
2.1.3配套工具
常规偏心注水管柱的配套工具有三种:
Y341反洗井注水封隔器、KPX—114偏心配水器、KSL—94水力循环凡尔。
这三种工具工作原理合理,设计、制造技术都比较成熟[5]。
1、Y341—114反洗井注水封隔器
1.1用途与结构
可用于注水,找串和酸化等措施作业。
采用液压坐封、上提解封机构,现场操作方便;工具由上下接头、上下中心管、上下液缸、坐封解封机构、反洗阀和胶筒等部件组成。
结构如图2-2所示。
1上接头2锁封机构3外套4锁套5上胶筒座
6胶筒7衬管8隔环9中心管10下胶筒座
11洗井阀12上液缸13下中心管14下液缸15剪钉
16剪钉座17防颤环18下接头
图2-2Y341—114反洗井注水封隔器结构示意图
1.2特点
①胶筒强度高,密封寿命长,胶筒两边有下井防刮保护装置;
②封隔器承压能力和承压差能力高;
③反洗阀采用两道密封结构,密封可靠;
④坐封机构设计独特,封隔器防中途坐封能力强。
1.3主要技术参数
总长:
1353mm最大钢体外径:
φ115mm
通径:
φ52mm坐封压力:
18~25Mpa
工作压差:
≤40Mpa工作温度:
≤120℃
解封力:
40~50kN连接螺纹:
2-7/8UPTBG
适用套管内径:
φ118~126mm
2、KPX—114偏心配水器
2.1用途与结构
KPX—114偏心配水器可用于中、浅井分层注水。
工作筒采用偏心结构,外表、中心通道为同心结构,偏心筒、导向体、扶正体连接为一体,投捞、测试方便可靠。
结构如图2-3所示。
1上接头2上连接体3扶正体4螺栓5堵塞器
6偏心工作筒7下连接套8支架9导向体10下接头
图2-3KPX—114偏心配水器结构示意图
2.2特点
①结构简单,投捞测试方便;
②对工具间连接螺纹和偏心工作筒的进行改进,提高整个工具的抗拉拔能力和承压能力。
2.3主要技术参数
总长:
1005mm最大钢体外径:
φ115mm
通径:
φ46mm偏心孔径:
φ20mm
工作压差:
≤40Mpa工作温度:
≤120℃
投捞力:
60~80N连接螺纹:
2-7/8UPTBG
适用套管内径:
5-1/2″~7″
3、KSL—94水力循环凡尔
3.1、用途与结构
KSL—94水力循环凡尔可用于中、浅井分层注水的底部洗井通道。
循环凡尔采用单向阀与筛管集成为一体的结构,连接方便,结构简单。
结构如图2-4所示。
1上接头2皮碗总成3密封圈4缓冲套5密封圈
6剪钉7堵头8弹簧9定位套10短节
11底帽
图2-4KSL—94水力循环凡尔结构示意图
3.2、特点
①结构简单,启闭灵活;
②油管打压能实现密封,套管打压可实现畅通。
3.3、主要技术参数
总长:
780mm最大钢体外径:
φ94mm
工作压差:
≤40Mpa工作温度:
≤120℃
连接螺纹:
2-7/8UPTBG适用套管内径:
5-1/2″~7″
4、工具联合工作原理
油管与封隔器、配水器以及循环凡尔组成一个连续的注水通道,在地面通过井口装置给油管内打压时,底部的循环阀关闭,整个油管空间密闭。
压力通过封隔器液压缸推动力实现密封胶筒压缩,封隔油套环型空间,隔离出单独的注水通道。
当油管泄压后,封隔器的爪簧倒锁,保持封隔器胶筒处于压缩状态。
偏心配水器通过水嘴机构对各层分别注水。
当通过地面通过井口装置给油套环型空间打压时,底部循环阀打开,液体通过油管返回地面,实现了反洗井作业。
当上提管柱时,封隔器锁紧爪簧松开,胶筒在弹性力作用下恢复原状,实现管柱解封,进行修井作业。
5、封隔器的自验封原理
自验封封隔器原理简单,可以很好的解决多级封隔器的验封问题[6]。
5.1工具结构
将普通注水封隔器的一组胶筒改为两组胶筒,封隔器在完成坐封过程后,在封隔器上下两组胶筒之间,中心管和油套环空间形成一个验封通道。
5.2自验封原理
如果封隔器上下两组胶筒密封不严,油管压力将始终不能稳定;如果封隔器上下两组胶筒密封可靠,油管压力将始终稳定。
(如图2-5所示)
§2.2管柱蠕动分析
常规偏心分层注水管柱中封隔器因压力、温度等因素的波动影响而发生位移,这种位移会引起封隔器胶筒磨损、撕裂、密封不严甚至解封等,从而造成封隔器失效,管柱有效使用寿命缩短,冲检周期频繁等不良后果。
目前通常采用长度补偿、锚定、支撑等方法来克服管柱的位移问题,采取以上措施的前提是准确掌握封隔器工作时的位移规律。
所以对常规分注管柱中封隔器位移量的具体分析是制定解决方案的基础和依据。
2.2.1常规偏心分注管柱受力和位移量分析
常规分注管柱一般由封隔器和偏心配水器悬挂组成,管柱工作时受力不平衡,最下层存在上顶力,如图2-6所示。
正常工作时所受的主要不平衡力为上顶力、温度效应诱发力、鼓胀效应诱发力和摩擦力[7]。
具体分析如下:
1、上顶力F顶的计算
F顶=P1πD2/4-Pπd2/4(2-1)
2、温度效应诱发力FT的计算
FT=EAα△T(2-2)
3、鼓胀效应诱发力
F鼓=2μ(△PyAi-△PtAo)(2-3)
4、封隔器摩擦力
一级封隔器摩擦力约Ff=30KN。
忽略其它次要因素,封隔器所受合力为
F合=F顶+FT+F鼓+Ff(2-4)
根据虎克定律:
△l=F合l/(EA)可以计算出封隔器的理论位移量。
以Y341-114封隔器和KPX-114偏心工作筒组成的两级两层分注管柱为例,根据吐哈油田某井取下列参数进行计算
D:
套管内径121mm;d:
油管内径62mm;
P:
注水压力25MPa;P1:
水嘴节流后压力20MPa;
α:
材料的线膨胀系数,α=12.5×10-6℃-1;
E:
油管弹性模量206GPa;A:
油管横截面积;
△T:
温度变化量70℃----40℃;△Py:
油管压力变化;
△Pt:
环空压力变化;Ai:
油管内径面积;
Ao:
油管外径面积;μ:
泊松比,钢为0.3;
l:
管柱长度2800m;△l:
管柱位移量;
计算结果(见表2-1):
表2-1
上顶力
温度效应诱发力
鼓胀效应诱发力
摩擦力
合力
154KN
90KN
45.3KN
60KN
349.3KN
计算分析可知管柱移动情况如下:
❑正常注水:
与完井管柱下到位相比较,封隔器上移2.67m;
❑测试上层:
与管柱正常工作相比较,封隔器下移1.98m;
❑停注时:
与管柱正常工作相比较,封隔器下移2.67m;
根据以上数据理论计算结果可知在2800米管柱正常注水时封隔器上移2.67米。
但是该结果能否反映实际情况是判断理论分析正误的关键。
因此需要对实际位移进行测定。
2.2.2对封隔器位移的实际测定
1、吸水剖面测井数据
1.1、吐哈L4-2井,完井:
2002-9;测井:
2003-3-12,压力:
26.2MPa(见表2-2)
表2-2
工程完井
吸水剖面测井
位移
工程完井
吸水剖面测井
位移
封1
2122.14m
2120.5m
1.64m
偏1
2132.64m
2131.3m
1.34m
封2
2199.06m
2198.0m
1.06m
偏2
2205.11m
2203.9m
1.21m
封3
2210.42m
2209.4m
1.02m
偏3
2220.98m
2219.9m
1.08m
工具平均上移距离1.225m
1.2、吐哈L16-22井,完井:
2003-1;测井:
2003-3,压力:
26.2MPa(见表2-3)
表2-3
工程完井
吸水剖面测井
位移
工程完井
吸水剖面测井
位移
封1
2646.2m
2645.6m
0.6m
偏1
2657.2m
2656.1m
1.1m
封2
2789.2m
2788.1m
1.1m
偏2
2800.3m
2798.3m
2m
封3
2876.9m
2875.5m
1.4m
偏3
2888.1m
2886.2m
1.9m
工具平均上移距离1.35m
2、测井数据分析
根据以上两口井的实际测定位移,结合管柱长度进行分析,可知在2800米管柱的实际位移应该为1.427米。
与理论计算的2.67米差距甚大。
误差达87%。
其误差原因主要有两点:
2.1理论计算只考虑受力的主要因素,被忽略的次要因素的积累成为产生误差的一个原因。
2.2理论计算所考虑的主要因素并不是独立起作用,各因素之间存在相互制约和影响,从而导致误差。
2.2.3理论计算修正
如果要考虑到理论计算模型的各种因素及其相互之间的关系,必将导致结算的高度复杂化,而且众多参数的误差积累也将使计算结果失去意
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