十一五青海油田注采工艺现状及今后的技术需求VIP

热烈欢迎兄弟油田专家、教授及相关领导莅临青海油田进行技术指导！我们急需技术支撑及协助，帮助青海油田更好、更快的发展与进步！,第3部分,第4部分,PetrochinaQinghaiOilfieldCompany,十一五青海油田注采工艺现状及今后的技术需求,青海油田公司钻采工艺研究院二九年七月甘肃.敦煌,摘要：十一五以来青海油田注采工艺技术经过技术研究、技术引进、技术推广取得了长足的发展与进步，形成多项注采配套工艺技术，但是长期困扰青海油田砂、蜡、泥、套损井分注等客观问题尚未得到有效解决，注采指标距离股份公司平均技术水平还有很大的差距，为此认清差距，才能迎头赶上。寻求今后技术需求，对今后青海油田注采工艺指标的提高有着重要借鉴意义。关键词：青海油田；注采指标；技术需求,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,十一五期间举升工艺通过不断研究、推广、完善、提高，形成了以“节能降耗、高效举升”为目标，以有杆泵采油为主体，电潜泵、螺杆泵采油为补充，各种计算机诊断、优化设计软件、宏观决策软件相配套的机械采油工艺技术，尤其是近几年来青海油田在有杆泵采油工艺技术、延长机杆泵使用寿命、提高系统效率、降低生产成本等方面都有长足的进步，形成了6大技术成果：提高机采井系统效率为目标的优化设计技术及诊断工艺技术；深抽举升工艺及配套技术；延长检泵周期、提高泵效的举升工艺技术；节能降耗工艺技术；示功图自动化求产计量工艺技术；斜井采油工艺技术。,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,截止到2008年12月，青海油田机采井井数2508口，开井2057口，累计产油共计220万吨，平均日产液8.05t，日产油3.54t，其中抽油机2060口，开井1717口，累计产油188万吨，平均日产液7.10t，日产油2.75t，电潜泵29口，开井27口，累计产油22.1539万吨，平均日产液55.73t，日产油21.72t，螺杆泵73口，开井70口，累积采油4.14万吨，平均日产液3.69t，日产油2.19t，捞油345口，开井242口，累计产油1.999万吨，平均日产液0.64t，日产油0.245t。,1、提高机采井系统效率为目标的优化设计技术及诊断工艺技术不断发展、改进、提高,四改进：思维方式、模型方法、设计方法、测试方法实现四方面改进；四提高：优化设计水平，手段不断提高，优化设计符合率达90%；各厂处测试率不断提高，测试率达90%；分析诊断能力不断提高，诊断符合率达到87%；油田公司高度重视，油田管理水平不断提高；青海油田立足本油田实际，经过长期摸索及研究，以分区块、分油田开展“提高抽油机井系统效率”技术，贯穿抽油机井系统效率试验、研究、应用、推广工作，并取得显著成效,青海油田机采井系统效率提高了5个百分点；,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,中国石油青海油田钻采工艺研究院,2、深抽举升工艺及配套技术不断完善特种杆深抽配套技术：38（44）泵+H级高强度杆+14型抽油机+扶正,泵挂在1800-2500米；小排量电泵井深抽配套技术:最大下深3000米，平均泵效98.7%。,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,中国石油青海油田钻采工艺研究院,3、延长检泵周期、提高泵效的举升工艺技术日趋成熟,长柱塞防砂卡泵防砂工艺技术；固体清防蜡技术；螺杆泵防蜡工艺技术；杆柱尼龙扶正、防偏磨工艺技术；内罩式防气技术，提高泵效25%；,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,4、节能降耗工艺技术大规模推广,间抽控制工艺技术,优化了泵抽时间，关井恢复时间，七个泉油田的日耗电量下降幅为13.85%，日节约用电量3264Kw.h，节约电费3769.92元，年节约电费约135.7万元，取得了明显的经济效益。,研究和推广应用超低冲次（24次/分）皮带轮,提捞采油工艺技术,推广应用节能抽油机（双驴头、两级平衡、下偏杠铃）技术,推广应用变频控制技术,冲次由5.7次/分下降为3.9次/分后，输入功率由5.503Kw下降为3.779Kw，降幅为31.33%；系统效率由18.06%上升为26.46%.,确定了提捞采油与抽油机两种方式的临界点为1.7吨，即单井日产油量在1.7吨以下可用提捞采油，并且低于1吨效益较抽油机明显提高。13口油井提捞采油试验效果表明捞油前后产油量保持保持不变，经济效益明显提高。,冲次由2次-8次任意调节，对无功进行柔性动态补偿，使得功率因素达到0.75以上。,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,中国石油青海油田钻采工艺研究院,5、示功图自动化求产计量工艺技术先期试点,将尕斯油田打造成了“数字化油田”，实现了手工操作向自动化、集成化的转变,通过试验对比，示功图法计量得到的产量与求产车计量产量相对误差小于15%。目前在采油一厂、采油三厂现场应用近400口井。,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,中国石油青海油田钻采工艺研究院,6、斜井采油工艺技术逐步配套,合理选择加重杆、防脱器和扶正器的位置及数量，有效地避免因杆柱下端部受压产生的正弦屈曲或螺旋屈曲，并减小了斜井段的偏磨。通过优化杆柱组合，减小了柱塞与泵工作筒的摩擦、减小泵的漏失量、延长检泵周期90天，提高系统效率12%。,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,形成“抽油机配套变频调参控制技术，示功图自动化求产计量工艺技术”两大特色的举升工艺技术青海油田地处高原，常年缺氧，为减轻工人的劳动强度，方便快捷的调整抽汲参数，实施“变频调参技术”，目前变频柜使用数量占主力油田的90%。实施“示功图自动化求产计量技术”，实现了手工操作向自动化、集成化的转变。,已将青海油田主力油田尕斯油田打造成了“数字化油田”，通过试验对比，示功图法计量得到的产量与求产车计量产量相对误差小于15%。,冲次由2次-8次任意调节，对无功进行柔性动态补偿，使得功率因素达到0.75以上。,特点,以提高系统效率为重点，配套完善人工机械举升采油工艺技术,特色,目前青海油田举升工艺面临三大挑战：一是高含砂井、高矿化度举升工艺技术的挑战；二是砂、蜡、垢、气、水、腐蚀的挑战；三是定向井、水平井开采工艺及配套技术的挑战；,举升工艺面临四大挑战,1、机采指标与股份公司平均水平还有很大差距,机采指标对比与差距,第9位,第10位,机采指标对比与差距,机采指标对比与差距,7个油藏达到,12个油藏未达到,6个油藏达到,9个油藏未达到,（1）、区域差异等客观条件决定青海油田机采指标低有其特殊性；从上图可以看出，东部油田机采指标普遍高于西部油田，主要因为西部油田，东部油田从油品性质，井筒内复杂程度上存在差异，特别是青海油田所辖油藏类型多，开采难度大，有中高渗透注水砂岩油藏、低渗透油藏、复杂断块油藏、裂缝性油藏，油藏深度从三、四百米到三、四千米，成岩条件从疏松砂岩，到致密砂岩，流体性质从稀到稠，油田基本上又是高矿化度油藏，举升方式以抽油机举升方式为主，油井普遍存在蜡、泥、砂、气、供液不足等问题，部分井还存在腐蚀、结垢等现象，为此严重影响油田机采指标；,机采指标低的原因分析,（2）、青海油田机采工艺技术发展进步、油井精细管理程度与解决当前油田突出问题还有不相适应的地方；根据2007年统计影响青海油田年检泵井次上升的主要因素是泵漏失为291井次、蜡影响278井次，砂影响240井次，抽油杆断脱202井次，四项作业因素所占比例84%，其次是管漏失、偏磨等因素，为此应从以上四方面做工作，特别是今年重点解决漏失、蜡影响的问题。,机采指标低的原因分析,*为主要因素，*为次要因素，*、*为一般因素,机采指标低的原因分析,（3）、机采工作“点多面广”，特别是油水井免修期是一项系统工程，必须从工艺、作业、采油管理等方面相互配合、综合治理，才能取得良好的效果与效益。,机采指标低的原因分析,(4)、青海油田部分瓶颈技术尚未得到明显突破的问题；（如砂、蜡、泥影响泵效于检泵周期的问题）提高机采指标的思路及对策：针对青海油田自身油藏特点，需建立一套适应本油田发展的机采指标提升空间标准体系，使得油田今后机采指标保持在一个合理高效的范围；不断提高机采技术水平特别是大力推广应用优化设计、诊断等技术，加强油井的精细管理（机采管理是前提、采油队管理是根本、作业管理是保障），分类管理，明确目标。推进“延长油井免修期技术”、“提高系统效率技术”、“提高泵效技术”，形成规模化、系统化、自动化的机采技术,提升本油田机采指标在股份公司的位置。,机采指标低的原因分析,技术需求及十二五达到的技术指标,技术需求：砂、蜡、泥、高矿化度下的延长检泵周期技术；十二五期间需要达到的技术指标：油水井免修期在十二五期间达到并保持在500天以上；机采井系统效率在十二五期间每年计划提高0.5%-1%，并保持在22%-25%之间。优化设计推广在十二五期间覆盖油田90%；青海油田油井在线计量、在线优化、在线诊断自动一体化技术在十二五期间建立2-4个示范区；,青海油田注水开发现状图,青海油田目前有17注水开发油田，其中已投入注水开发油田9个，试注开发8个,其中注水开发油田地质储量24708.6104t，占总储量的80.31%（股份公司占82%），年产量占总产量的92%；试注水开发油田地质储量占13%，年产量占5%。未注水开采油田储量占10%，年产量占3%。截止到2009年3月底，共有注水井631口(含报废利用井120口），开井561口。,所占储量,注水开发油田,试注水开发油田,未注水开发油田,所占产量,以提高分注率及分注合格率为目标，完善注水配套工艺技术,1、采用污水处理工艺新技术，水质改善取得明显成果,水质改善,青海油田高温高盐的特点，使注采系统腐蚀、结垢严重，水质达标成为注水的一大难题，采用新的高效混凝污水处理工艺技术，解决了多年来困扰的水质问题，水质改善取得明显成果。,高效混凝技术,传统的“重力沉降混凝沉降压力过滤”三段式处理流程,发现各种影响因素的内在联系，发挥协调作用系统的解决水质的净化与稳定问题,多种处理剂（5种）单独起作用,1种为主1-2种复合处理剂为辅共同起化学处理作用,主要是治表的方法去除大量颗粒物质,主要是治本的方法去除大量不稳定离子,物理、化学作用中物理作用为主,物理、化学作用中化学作用为主,水中各种离子相对稳定,水质稳定,原工艺特点,新工艺特点,挂片试验,近几年取得的主要成果,2、分注工艺技术水平不断提升,“十五”以来，实施分注措施312余井次，注水井总井数达到631口，开井590口，方案分注井由2001年129口增加目前324口，分注率达到58%，已成为解决层间矛盾的主导技术。,近几年取得的主要成果,3、疏松砂岩油藏分层注水工艺取得新进展,疏松砂岩特点：水井出砂严重储层物性差油气水关系复杂井筒状况恶化工艺实施难度大,试验工艺指标：工艺成功率84.6%分注合格率83.3%测试成功率91.7%,开展定量配水防砂试验,近几年取得的主要成果,4、注水配套技术不断完善,井下封隔器验封技术有突破,验封步骤:(1)投入验封测压仪、；(2)注水20分钟；(3)起出验封测压仪、；(4)地面回放数据：如果验封测压仪无压力变化说明中间封隔器密封可靠；如果验封测压仪无压力变化说明下部封隔器密封可靠。,空注,验封测压仪,验封测压仪,七6-11井实测曲线,停注下井,开注起出,根据测试曲线看出开注后，压力曲线无异常变化，说明封隔器密封良好。,近几年取得的主要成果,注水两率（分注率和分注合格率）是股份公司油田开发纲要中高效注水开发的两个重要指标,是油田分注工艺水平的体现。目前股份公司分注率67.4%。而青海油田分注率在58%，分注合格率在55%左右，较股份公司指标低。,注水两率指标与股份公司的差距,注水两率指标与股份公司的差距,青海部分注水开发油田分注合格率情况,1）客观上，近5年来，油田主力油田进行加密井网调整方案，水井总数迅速上升，有2005年215口井增加到了561口（开井数），年水井增加速率达到20%，而水井分注井增加速率只有18%，所以分注率在2005年的达到最高75.93%后，下降到目前的58%左右。(水井增加速率水井分注井增加速率),2007-2008年油田分注率和分注合格率情况,注水两率偏低的主要原因,2）近几年，油田主要是利用报废井和边部探井、加密井进行分注，报废井有120口井，占总井数的20%，同时井况条件变差，主力油田套损井增多，水井套损占总井数25%左右，导致了分注实施难度很大，分注率指标下降。,注水两率偏低的主要原因,3）分注合格率受注水水质、投捞测试调配人员力量和投捞工艺水平影响，指标下降到了55%左右，目前投捞测试调配遇阻率达到20%，分层测试率只有76%。2008年注水井共投捞调配287井次，未完成投捞作业井次73井次，在投捞过程中遇阻47井次，投捞落物5井次，未完成作业占从投捞措施总量25.4%，投捞成功率仅为68.7%。,注水两率偏低的主要原因,注水技术需求(1)套损井分注工艺技术研究;(2)注水管柱防腐防垢技术研究；(3)地层结垢趋势及清防垢技术;(4)测调联动技术;,技术需求及十二五达到的技术指标,十二五达到的技术指标：注水两率（分