产能建设采油工艺方案编写细则(韩岐清)

产能建设采油工艺方案（编写细则）,2007年8月,第一章方案编制依据第二章方案编制原则第三章采油工艺方案第四章安全环保要求第五章方案资金预算第六章方案实施要求,主要内容,第一章方案编制依据,一、地质开发方案部署简要概括地质开发方案总体部署的内容及主要开发设计指标。二、油田地理位置及环境条件重点分析采油工艺现场实施的限制条件。如市区、滩海或海上采油对工艺选择的限制；环境敏感地区对现场施工的特殊要求；水源、气源、电力条件；地面系统能力范围；周边地区生产安全情况等。三、油藏地质特征特征要素主要包括：1、储层构造及其分布特征；2、油藏类型及驱动方式；3、油水、油气界面关系；4、油层埋藏深度；5、储层物性（重点对储层的孔隙度、渗透率、胶结类型进行描述）；6、流体物性；原油性质重点分析粘度的大小、含蜡量及凝固点的高低对采油生产过程中的要求；天然气性质重点分析腐蚀性气体的组分；地层水性质侧重分析地层水矿化度、离子成分及水型，在油层保护方面应注意的问题。7、油藏压力系统及温度系统；,四、储层潜在伤害因素分析1、粘土矿物分析根据储层中粘土矿物含量高低分析造成储层损害的可能性。原则上，将粘土矿物含量小于5%的砂岩视为较好储层，粘土矿物含量大于10%的储层视为较差储层。不同粘土矿物损害油层形式。,主要粘土矿物损害原因及损害形式,2、非粘土矿物分析微粒运移、产生沉淀物堵塞喉道是非粘土矿物致损的主要原因。,主要非粘土矿物损害形式,3、储层敏感性评价,五、试油试采情况分析（适用于新区）（一）试油情况描述试油过程、求产测试、工艺实施及效果。（二）试采情况描述试采时采取的措施及井筒举升工艺，进行试采过程中工艺适应性评价。（三）试油试采特征根据试油试采过程的描述、成果和认识，简要总结试油试采特征。,六、开发工艺技术现状及分析（适用于老区）（一）开发现状简要描述油田（区块）的采油、注水现状。1、采油现状包括：采油井总井数、开井数、平均单井日产油、日产水平、综合含水、累产油、累产水、采油速度、采出程度。2、注水现状包括：注水井总井数、开井数、泵压范围、日配注、平均单井日注、日注水平、累注水、累注采比、累计亏空。（二）工艺技术现状1、完井工艺方式分析2、举升工艺现状3、注水工艺现状4、措施工艺现状对油田（区块）工艺现状进行简要描述，对所用工艺技术的适应性进行分析，总结出规律性的认识与结论。,七、开发难点分析1、地理条件对定向井、大斜度井举升工艺的制约；2、储层物性条件差对开发带来的难点分析；包括1）低孔低渗影响；2）出砂的影响；3）井深的影响；4）底水的影响；5）层薄层多的影响；3、油品物性条件差对开发带来的难点分析；如油稠带来的开发难点，要计算流动系数。4、油层保护要求难点分析。5、体现区块特殊性的其它难点分析。,第二章方案编制原则,体现出效益、成熟、适用、安全、环保的基本原则。必要时还应体现特殊开发政策要求。一、以经济效益为中心，立足现有成熟、配套的工艺技术，实现少投入、多产出的目的。二、采用系统的油层保护措施，从钻井、完井、生产、作业的一系列环节防止油层污染，充分发挥油井产能。三、充分体现质量、安全、环保、健康的要求，严格执行大港油田公司颁布的“QHSE”管理体系文件。,第三章采油工艺方案,第一节完井工程方案第二节采油方式优选及工艺方案设计第三节注水工程方案第四节措施工艺方案第五节对钻井、地面工程要求,一、完井方式选择,合理的完井方式应根据油田开发要求，做到充分发挥各油层段的潜力，油井管柱即能满足油井自喷生产的需要，又要考虑到后期人工举升的要求，同时还要为一些必要的井下作业措施创造良好的条件，完井方式力求满足以下要求：（1）油、气层和井筒之间应保持最佳的连通条件，油、气层所受的伤害最小；（2）油、气层和井筒之间应具有保持最佳的连通条件，油、气层所受的伤害最小；（3）应能有效地封隔油、气、水层，防止气窜或水窜，防止层间的相互干扰；（4）应能有效地控制油层出砂，防止井壁坍塌及岩盐层挤毁套管；（5）油井管柱即能满足油井自喷生产的需要，又要考虑到与后期人工举升采油相适应；（6）应具备进行分层注水、注气、分层压裂、酸化以及堵水、调剖等井下措施的条件；（7）稠油开采能达到注蒸汽热采的要求；（8）油田开发后期具备侧钻的条件；（9）施工工艺简便，综合经济效益好。完井方式选择必须依据油藏地质和油藏工程特点来进行。储层岩性可分为砂岩、碳酸盐岩和其他岩性三大类，并以此为基础分别考虑原油性质，油藏驱动类型及储层的其他特征进行完井方式选择。,常用完井方式适用范围,1、油水井管柱尺寸确定可根据油藏工程设计确定的不同开发阶段油水井产量及注入量，对管校尺寸进行产量、粘度和摩阻的敏感性分析，确定油水井管柱的尺寸。2、生产套管尺寸确定根据已确定生产管柱的接箍外径和井下设备的最大外径，在保证一定间隙的条件下，确定生产套管的尺寸。间隙的大小要考虑到采油、井下测试和作业的需要，射孔、措施对套管尺寸的要求。,二、生产管柱尺寸确定,三、射孔工艺及射孔参数优选,1、射孔工艺优选,根据油藏特点和现有射孔工艺适用条件，并结合区块所用射孔工艺适应性分析结果，优选确定射孔工艺。,常用射孔工艺适用条件及范围,2、射孔参数优选,油井：（1）结合区块油藏特点（深层低渗）及措施内容（尤其是压裂、防砂），应用西南石油学院射孔优化设计软件，进行不同的参数组合下油井产率比计算，并附计算结果表；（2）结合区块新井已有射孔情况，对实施效果进行分析；（3）确定射孔枪、弹系列、孔密、相位等射孔参数组合；（4）确定射孔负压值。与目前区块采用的负压值进行对比分析。在方案中说明计算时应用的方法和条件（有无出砂史、含水饱和度等）。,射孔参数优化计算结果表（孔104-7井计算结果）,采油井射孔负压值计算结果,注水井射孔负压值计算结果,注水井射孔参数：类似于水井，不同点在于，水井射孔应根据流动效率进行参数组合优选。并附计算结果表。,根据计算结果，确定采油井和注水井射孔枪、弹系列、射孔参数组合,射孔参数优化计算结果表,3、射孔液选择,根据油层压力、岩性特征、流体物性，应用储层敏感性分析及室内评价结果，结合试油井及类似区块射孔液现场使用情况，确定射孔液类型。,常用射孔液使用范围及其添加剂选择原则,浓度范围与临界矿化度的关系,四、水平井完井工艺参数选择,主要依据地层砂粒度中值、泥质含量、原油物性等参数进行选择。,第三章采油工艺方案,第一节完井工程方案第二节采油方式优选及工艺方案设计第三节注水工程方案第四节措施工艺方案第五节对钻井、地面工程要求,根据产能建设区块油藏认识程度高低，采用不同的预测方法：情况1：已试油区块应用PI公式近似估算油井产能。情况2：已试采区块至少有一个生产点的动态数据，且获取原油高压物性时，应用广义IPR曲线进行产能预测。（应用软件或手工计算）情况3：油藏基础研究较为深入，已获取原油高压物性、油井无水采液指数、相对渗透率曲线等必需参数时，可进行不同开发阶段、不同含水条件下的油井产能预测。情况4：未试油区块，无油井实测的产液量和流压资料，根据勘探所取得的油层厚度、渗透率、地下原油粘度、静压、井径和井距等数据，用达西定律进行产能粗略预测。目前可以应用的软件有：（1）石油大学的抽油机杆管受力分析软件，进行广义IPR曲线进行产能预测；（2）SCHLUMBERGER公司的PIPESIM软件进行产能预测。,一、产能预测,选择步骤：（1）根据现有举升工艺适应性，以油井产液能力和举升高度条件圈定适用的举升方式种类。（2）根据生产能力及井况等限制条件，排除不适用的举升方式。在圈定的适合油井产液能力和举升高度的采油方式中，进一步分析方案所设计油田区块的地面及地下生产限制条件，排除在现有条件下不适用的采油方式。（3）相对采油成本分析。以完成同样举升目的为前提，原则上选用一次性投入及运行费用较低的采油方式。注：相对采油成本由一次性投资年费用和年生产维护费组成。其中，一次性投资年费用包括井筒管杆柱配套费，井口装置，地面设备配套及相关费用；年生产维护费包括井下作业维护费，地面设备维护费和能耗费用。（4）结合井筒举升方式适应性分析结果，最终确定设计区块的井筒举升工艺。,二、采油方式优选,1、井底流压计算根据油田（区块）油藏压力和所设计的井口压力，依据地质方案所给的含水、采液指数进行井底流压预测。,2、停喷流压及自喷期预测采用PIPESIM或wellflow软件节点分析，计算未来IPR和TPR曲线，进行停喷流压计算。根据压力与时间关系自喷期预测自喷期。3、油管尺寸的优选利用PIPESIM软件或wellflow软件，做出流出动态曲线。从而可以确定油管尺寸。4、油嘴尺寸的选择,自喷井井底流压预测表,三、举升工艺参数计算,（一）自喷采油工艺,1、沉没压力计算情况1、统计方法确定沉没压力：对于老区，在类似条件下，可以采用对综合泵效与沉没压力（沉没度）的关系进行统计，找出泵效较高时所对应的沉没压力（沉没度）的最佳范围。情况2、采用公式计算:Ps=PscPb(273+t)Rp(1fw)/293（1/-1）+PSC(273+t)Rp(1fw)式中：Ps沉没压力，MPaRp生产油气比，m3/m3Psc标准状况压力，0.1106MPafw井液含水率，小数Pb饱和压力，MPat泵入口温度，C泵的充满系数。注：沉没压力计算值供沉没度选择时参考。沉没度确定时要结合类比区块的统计分析结果。,（二）抽油机有杆泵举升,情况2：公式计算LP=HmPwf/g+h式中：LP泵挂深度，mHm油层中深，mPwf井底流压，Pa（根据配产要求按油井的流入动态曲线确定）井液密度，kg/m3h沉没度，m注：确定泵挂深度时，应以计算值为参照，在类比区块油井下泵深度统计和生产效果分析的基础上，考虑原油稠度大小、弹性产率高低和注水效果等因素，确定设计区块的泵挂深度。,情况1：经验法：（适用于老区）泵挂深度=统计的平均动液面+统计的最佳沉没度,2、下泵深度计算,3、抽油泵选择D=0.02974(Q/Sn)1/2根据预测的产液量和泵效，假定冲程、冲次来计算泵径注：计算泵径时要坚持长冲程、低冲次和小泵径的原则。4、抽油杆选择选择要求：根据类比区块抽油杆使用情况，进行不同材料杆柱组合的对比分析，在满足性能技术要求的条件下，选择性能价格比高的杆柱组合。选择步骤：（1）根据所选泵径，初选杆柱组合。（2）应用API方法进行强度校核。注：所选抽油杆的应力范围比，要小于100%并保持较高值，同时尽量使不同直径抽油杆的应力范围比接近。,5、抽油机选择计算步骤：（1）计算悬点最大及最小载荷（2）计算减速箱输出扭矩（3）计算电动机功率选择方法：根据悬点载荷，曲柄轴扭矩，电机功率及冲程、冲次范围，结合类比区块抽油机使用状况选择适合的抽油机型号。经核算后，确定机型，否则重选。注：抽油机选择时，按照抽油机使用寿命期内的最大生产条件进行。,6、管柱、杆柱配套包括井下防脱器、泄油器、脱卡器以及为满足特殊问题（防砂、防蜡、防腐、防盐、洗井、深抽锚定、防偏磨、防地层污染、防气体影响等）需要所配套设计的井下工具类型、数量、安装位置。同时，对于高压、高产、腐蚀、超深井等，还要要求考虑防止突发井喷的安全设施（安装井下安全阀）。7、采油井口选择依据断块地层压力及油井试油试采资料中最大的油压、套压资料，进行采油井口选择。,1、井筒温度场预测应用井筒温度场预测软件预测出一定产液量下，不同电加热功率时的井筒温度场曲线。并依据预测出的曲线和类比区块的举升工艺适应性分析结果，论证选择井筒加热的必要性。2、工艺参数计算同抽油机有杆泵抽油。,（三）抽油机有杆泵井筒加热举升,1、扬程计算扬程=泵挂深度+油压折算压头+油管损失泵吸入口压力折算压头。其中：油管损失从油管压力曲线中查得。（参见石油工业新技术与标准规范手册第316页，图3-2-17）2、泵型及泵级数确定：根据计算出的油井产量和给出的泵的工作特性曲线选择出合适的泵型，所需要的级数由下式计算：泵型特性曲线也可根据PIPESIM软件提供的数据进行选择。泵的总级数=油井总压头/泵的单级扬程,（四）电潜泵举升工艺,可采用手算或软件计算（石油大学电潜泵优化软件、PIPESIM软件）,3、选择电机：方法1：电机功率=单级功率泵级数井液密度方法2：N=QH/8800式中：N电机功率，kW；Q泵额定排量，m3/dH泵额定扬程，m井液密度，泵效，%根据计算功率和套管尺寸选择电机型号，并确定出电机的额定电压和电流。,4、电缆选择选择方法：电缆型号根据井底温度、电机功率、电压、和电流进行选择。并尽可能选择截面积比较大的电缆。电缆压降损失及功率损失计算：电缆压降损失从电压损失曲线查得。（参见石油工业新技术与标准规范手册第318页，图3-2-18）P=3IR10-3式中：P功率损失，kWI电机工作电流，AR电缆内阻，,5、选择变压器N=I3（U+U）/1000式中：N变压器容量，KVAU电机额定电压，VU电缆压降损失，VI电机额定电流，A,6、控制柜选择根据电机功率、额定电流和地面所需电压选择控制柜容量。7、选泵校正主要对排量、扬程和效率进行校正。校正系数参见石油工业新技术与标准规范手册第321页，图3-2-19、图3-2-20。,8、管柱及配套工具油管钢级、音标、泄油器等。,1、排量计算根据油井产能预测结果确定螺杆泵排量。2、扬程计算工作压差=泵出口至井口油管内液柱压力+回压+液体流动的沿程阻力损失-沉没压力-套压,（五）螺杆泵抽油工艺,可采用手算或软件计算（石油大学螺杆泵优化设计软件）,3、杆柱轴向力计算,4、杆柱扭矩计算M=Mp+Mf+My,5、杆柱校核,6、电机选择主要指电机功率和变频方面的要求。7、配套工具选择包锚定工具、防断脱工具、扶正器、井口装置。,第三章采油工艺方案,第一节完井工程方案第二节采油方式优选及工艺方案设计第三节注水工程方案第四节措施工艺方案第五节对钻井、地面工程要求,一、注水方式选择根据油层层间差异大小，吸水剖面、地质配注要求及类比区块注水方式确定。二、注水工艺参数设计1、注水量预测若地质方案有预测数据，采用若地质方案数据。如果未预测：分两种情况分析：情况一：对于老区，采用经验值。情况二：对于新区，为保持油藏压力，使油藏注采平衡，根据开发方案确定的注采比和日产油量等数据，进行日注水量预测。,（1）为保持油藏压力，使油藏注采平衡，区块不同含水阶段的日注水量预测，公式如下：,（2）临界流量的计算：根据速敏性实验结果，计算出储层不产生速敏的最高日注量：临界流速换算为油层径向临界流量的计算公式如下：Q=1.152rwQch/D2式中：Q油层临界注入量，m3/dh油层有效厚度，mrw射孔孔眼端部距井中心距离，cmQc临界流速，cm3/minD实验岩心直径，cm（3）根据临界流量计算结果，分析所预测的单井日注量的合理性以及建议。,2、注水压力预测注水压力要参照计算值结合类比区块的注入压力及现有设备能力进行确定。计算公式：Pi=QW/Jw+p启+Pf+Ps-P水其中：P启=32.65K_0.256MPa注：对于已试注区块：吸水指数=两种工作制度下日注水量之差/相应两种工作制度下流压之差对于无试注区块：吸水指数按产液指数的两倍计算。或借鉴临区的数值。井口注水压力上限以不高于地层破裂压力的90%为选择原则。根据计算结果，确定注水压力等级。,3、注水管柱设计（1）注水管柱选择要求：根据注水压力及注水量选择注水油管尺寸及钢级，并进行抗内压和抗拉强度校核。在满足技术性能要求的条件下，进行不同钢级注水管柱组合，从中筛选出性能价格比较高的注水管柱。,（2）注水管柱强度校核公式：利用石油工程手册推荐的计算方法进行校核。API标准规定，丝扣连接屈服强度校核安全系数为1.8，抗挤毁强度校核安全系数为1.125，抗内压屈服压力强度核安全系数为1.0。管柱底部所受外挤力最大，顶部所受拉力最大。,若注水井管柱为笼统注水管柱，管柱应力最大危险断面为平式油管最上端连接丝扣（加厚油管在本体），因此可不需计算抗挤毁安全系数校核和抗内压屈服压力安全系数。管柱丝扣抗拉强度校核公式m=P/（q*L）式中：P丝扣连接屈服强度（API标准系列N80钢级73mm平式油管为105600lbf，约469.73kN；加厚油管为145000lbf，约644.99kN）；q油管柱名义重量（平式油管为6.4lbf/ft，约93.40N/m；加厚油管为6.5lbf/ft，约94.86N/m）；L油管长度，m；m丝扣连接屈服强度安全系数；,三、注入水水质要求1、与油气水室结合，落实区块地面供水条件，确定水源类型（清水或污水）。2、注水水质的要求。注水水质原则上按照SY/T5329.94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法执行。具体确定时，应依据储层渗透率的范围以及注水站的使用情况确定相应的标准。并根据注水公报数据对达标情况进行分析。,注：1n10。,例如对于高孔高渗储层采用SY/T5329.94C2级的标准。,四、注水井吸水能力预测根据西南石油学院注水井射孔软件，分析吸水能力随时间的变化规律，对注水井吸水能力进行预测。,第三章采油工艺方案,第一节完井工程方案第二节采油方式优选及工艺方案设计第三节注水工程方案第四节措施工艺方案第五节对钻井、地面工程要求,对投产初期完成配产困难，或低渗，或胶结疏松，或重质稠油产能区块，为实现有效开采，需重点进行油水井措施工艺必要性的论证分析工作。一、措施可行性分析从油藏、地面条件和已实施工艺措施（新区分析试油、试采中所应用的措施或同层临块油井所应用的措施；老区分析类比区块油井所应用的措施）效果分析两方面进行油层改造措施的必要性分析及可行性论证。,1、压裂改造措施：油藏方面：（1）油层能量是否充足。注水开发油田分析油井与注水井的连通状况；非注水开发油田分析压裂井是否有较高的天然能量保证。（2）油层储量是否足够。油层厚度，空隙度，含油饱和度均较为理想。（3）压裂层上下是否有水层或气层，有水或气层时，分析上下是否有低声波时差且有一定厚度的遮挡层。（4）高含水井及高油气比井一般不作为压裂改造对象。井筒及地面条件：（1）套管强度、内经、固井质量等满足施工要求。（2）井场条件符合施工要求。,2、酸化改造措施针对油层损害较严重，但不适和采用压裂增产措施时，拟采用酸化增产措施。依据储层特征和岩石物性，分析其矿物组成及结构物性（必要时对目的层岩心进行室内酸化实验评价），以判别油层是否适合进行酸化措施。,4、其它措施可行性分析结合油层保护内容对于水敏储层进行防膨措施，必要性论述。针对稠油油藏，进行化学吞吐降粘措施可行性分析。,3、防砂措施对于胶结疏松、出砂严重的油层，结合试油、试采、生产过程中出砂造成的危害及程度，分析防砂的必要性。,二、措施工艺设计1、压裂改造措施根据压裂可行性分析，结合油田区块已经进行的压裂措施实施后的效果（或类似区块的压裂措施实施后的效果），推荐出适合该油田（区块）的压裂工艺。如果有工艺参数相