大庆油田-机采井免压油层洗井技术

1、机采井免压油层洗井技术1唐伟耿朝晖李立东(大庆油田有限责任公司第三采油厂摘要:本文对机采井免压油层洗井技术进行了比较深入的研究和探讨。由于机采井目前主要的清蜡方式是采用热洗方式,洗井时洗井水侵入地层,特别是流动压力较低的机采井,对地层造成较大伤害。不仅降低机采井的有效生产时率,影响原油产量,也造成机采井无功能耗的发生以及热洗水的浪费等问题。针对这些问题本文首先从理论上对机采井热洗压油层问题进行定性和定量的分析,机采井热洗可导致地层进水。通过对67口机采井进行了洗井前后含水变化情况的跟踪取样化验看出,综合含水变化幅度较大,恢复正常须4至6天。在理论分析和现场实际跟踪掌握第一手资料的基础上,本文提

2、出了机采井热洗免压油层技术措施。本文提出了两套技术方案,并进行了室内实验和现场试验,取得了很好的实验效果。本文对试验应用的情况进行对比分析,结果表明热洗前后平均含水基本稳定,洗井器起到了防止洗井液侵入地层的作用。实现了机采井热洗免压油层的目的。因此应用机采井热洗免压油层工艺技术,具有十分重要的作用。该技术具有很好的推广应用前景和使用价值。Abstract: A deep research and discussion to the technology of well flushing without water invasion to production zone for oil mech

3、anical lifting well, are conducted in this paper. Commonly, the method adapted for wax-clearing is that of hot water flushing, which inevitably, the flushing water will flow back into the production zone, the lower FHP of the well, the more seriously the harm does to the zone, not only causing the l

4、ow effective running time of the lift equipment, but also causing the waste of the power of the equipment and the waste of the large amount of the flushing water. Aimed at the problem mentioned, first all, theoretically, both the qualitative and the quantitative analysis to the problem of well flush

5、ing without water invasion to the zone for mechanical lifting well are made. The sampling test results of WC before and after flushing operation from 67 wells shows that the WC has a big change, and the wells need 4 to 6 days long to retrieve the normal degree. Based on the well site data and the th

6、eoretical analysis, two kinds of technical resolutions to the well flushing without water invasion to production zone for oil mechanical lifting well are presented, as well as ground and down hole tests are completed, which obtaining a very sound effectiveness, indicating that the WC before and afte

7、r well flushing operation has maintained stable, the technology effectively prevents the flushing water from flowing back into the zone, the well flushing without water invasion to production zone for oil mechanical lifting well is realized. Thus applying this technology can play an important functi

8、on in low DHP well flushing operation, it has a broad popularization prospect and application value.主题词机采井热洗免压油层1 机采井热洗压油层机理分析当机采井正常生产时,常规热洗洗井方式为反洗井,洗井水首先灌入地层,当洗井压力与地层压力达到平衡后,洗井水才从油管返回。由于热洗泵的压力加油套环空的压力和大于地层压力,导致油层进水。1.1洗井水进入油层的流量的定性分析根据达西定律计算公式:Q=KA(P静-P流/L上式中 Q 流量,厘米3/秒K 相渗透率。达西A -过流断面面积,厘米2P静-油层静压

9、,兆帕P流 -井筒流压,兆帕1唐伟:高级工程师,50岁,毕业院校于大庆石油学院石油矿场机械专业,现从事采油工程专业。L -油层进水深度,厘米 -流体动力粘度,厘泊对于流动压力低的井,当油井正常生产时,油层静压P 静在8-12MPa 之间,井筒流压P 流在1-6MPa 之间,生产压差P 在1-8MPa 左右,这时Q 为正值。说明在这个生产压差P 的作用下,油层中的油、气、水从油层中向井底运移进入井筒。当油井进行清蜡热洗时,井筒流压P 流 在14MPa 左右,由于井筒流压P 流高于油层静压P 静,使得生产压差P 为负值,即P=-5兆帕,这时Q 为负值,也就是在这个生产压差P 的作用下,使得洗井水侵

10、入油层。同时洗井水的动力粘度比油层中的油、气的动力粘度小,所以进入油层中的水比油层中的油、气、水从油层中向井底运移的流速要快。1.2洗井水进入油层的流量的定量分析每次灌入地层的水量可以按照地层平面径向渗流达西公式计算求得:r /r ln(B P P (Kh 00708.0Q w e 000-=流静式中: Q 0原油产量,bbl/d; K 相渗透率, m 2;h 地层有效厚度,ft;P 静油层静压, psi;P 流井底流压,psi;0原油粘度,cP;B 0 原油体积系数,bbl/ bbl ;r e 边界泄油半径,m ;r w 井筒半径半径,m 。洗井时,井筒压力P 流大于油层静压P 静,此时可以

11、看成地层向井底渗流的逆运算,即井底向油层渗 “水”。因此,以上 个别物理量的意义和取值也发生了变化:Q 0成为日渗水量,0成了水的粘度,取值为1cP ,B 0 成为水的体积系数,取值为1 bbl/bbl ,按照二加井反九点法面积布井方式,每口油井周围有4口水井,井距为250m=820ft,套管外径为0.07m=0. 2296ft ,求得该泄油单元的面积为A=1344799ft2, re=(43560A/3.141/2,由 此得到re /rw=594795。油层有效厚度取 6.8m(折算成22.3ft,二次加密井平均渗透率为0.25m 2,洗井时井底压力与静压的差值为:14-9.24=4.76

12、MPa(1MPa=146psi得到在此压差下的渗水量为: 594795ln 14676.43.2225000708.0=Q o =1719bbl/ d =273 m 3/d ; 将以上日渗水量折算成4个小时的渗水量为45.5 m 3。通过以上计算,我们看到,每次热洗时都会有一部分洗井水进入地层,不仅浪费能源,同时还会影响油井3天以上的产量。常规热洗每年造成热水浪费近48.6×104 m3。1.3常规热洗对机采井的产量及含水的影响分析通过对67口机采井进行了洗井前后含水变化情况的跟踪取样化验,从跟踪取样化验的情况可以看出,洗井水在洗井时侵入了地层,造成油井含水急剧上升。热洗前平均日产液

13、量35.6吨,日产油量4.9吨,综合含水86.3%;热洗后平均日产液量35.7吨,日产油量1.1吨,综合含水96.8%;对比综合含水上升10.5%,洗井2天后综合含水恢复到89.1%,综合含水变化幅度较大,恢复正常须4至6天。因此常规热洗对于流动压力低、低产量井的地层伤害非常严重。按每次热洗影响油井产量3天计算,平均单井影响油5.5t/d,单井每年因热洗影响原油产量38.5t,仅萨北开发区每年常规热洗影响机采井原油产量6.9×104t。为此,我们从井网、产液量、泵径、沉没度四个方面进行具体分析。除了井网对热洗前后含水变化无太大影响外,产液量、泵径、沉没度均对含水有较大影响。产液量在2

14、-30t/d范围内的抽油机井含水上升了23.7-12.5个百分点,产液量在31-50t/d范围内的抽油机井含水上升了8.7-8.5个百分点,产液量在50-100t/d范围内的抽油机井含水上升了8.0个百分点,产液量大于100t/d的抽油机井含水上升了6.9个百分点。因此,产液量越高,含水上升的幅度越小,含水恢复正常也越快,泵径为44mm的抽油机井含水上升了23.2个百分点,泵径为56-57mm的抽油机井含水上升了10.2个百分点,泵径为70mm的抽油机井含水上升了8.4个百分点。因此,泵径越大,含水上升的幅度越小,含水恢复正常也越快。沉没度为300m以下的抽油机井含水上升了12.4个百分点,沉

15、没度为300-500m之间的抽油机井含水上升了12个百分点,沉没度为500m以上的抽油机井含水上升了4.3个百分点。因此,沉没度越高,含水上升的幅度越小,含水恢复正常也越快。通过对以上四个方面的分析得出:机采井的沉没度、产液量、泵径的值越高影响油越少,对地层损害越小,洗井水进入地层越少。也就是说流压越低,机采井热洗时影响油越多,对地层损害越大,洗井水进入地层越多。因此研究一种针对低流压抽油机井热洗免压油层的工艺技术极其重要。2 热洗免压油层工艺技术原理根据理论分析的结论,造成洗井水侵入地层的原因是机采井洗井时,热洗泵的泵压与井筒的静水柱压力之和大于油井的地层静压力。只要能使机采井在洗井时所产生

16、的压力不被完全传递到油层,使其形成的压力之和小于油井的地层静压力,就可以避免或减少洗井水对油井地层的侵入。因此开展了机采井热洗免压油层技术的研发工作。由于机采井在用井口类型,有和偏心测试井口,分别研制成功了适合250井口的洗井不压油层技术管柱和适合偏心井口的可环空测试洗井不压油层技术管柱。2.1 250井口洗井不压油层技术管柱2.1.1技术方案在250井口的洗井不压油层技术管柱研发中,有两套技术方案。方案1:热洗免压油层工艺管柱主要由皮碗自封式洗井器、筛管、尾管等构成。其管柱结构如图1所示,其联结顺序为抽油泵、上部筛管、洗井器、下部筛管、尾管。 技术原理是:当油井正常生产时,井液经下部筛管、洗

17、井器、上部筛管,进入油套环行空间,在抽油泵上部一定高度形成动液面,抽油泵在一定的沉没压力下正常工作。热洗井时,来自于环空的洗井液被洗井器的胶筒封隔不能下行,经过筛管进入阀腔遇单向阀上返进入泵内,达到清洗的目的。洗井液不能侵入地层。洗井完成后,在泵的抽汲作用下,泵筒内压力逐渐降低,当单流阀下部压力高于上部压力后,单流阀打开,恢复正常生产。其关键技术是皮碗自封式洗井器的研制,该洗井器结构由上接头、伸缩管、皮碗自封式胶筒、单流阀、下接头等构成。洗井时皮碗自封式胶筒和单流阀关闭,封隔油套环形空间,洗井液通过洗井器上部筛管直接进入抽油泵,返回井口,避免洗井液侵入地层;洗井完成后,在抽油泵的抽汲作用下,泵

18、筒内压力逐渐降低,当单流阀下部压力高于上部压力后,单流阀打开,即可正常生产,伸缩管可避免正常生产时,胶筒在套管上随管柱上下蠕动。该洗井器地面室内实验,皮碗自封式胶筒和单流阀在承受上下压差10Mpa 的情况下,无渗漏现象。方案2:热洗免压油层工艺管柱主要由压缩式胶筒洗井器、筛管、尾管等构成。其管柱结构如图2所示,其联结顺序为抽油泵、上部筛管、压缩胶筒式洗 井器、下部筛管、尾管。技术原理是:当油井正常生产时,井液经下部筛管、压缩胶筒式洗井器、上部筛管,进入油套环行空间,在抽油泵上部一定高度形成动液面,抽油泵在一定的沉没压力下正常工作。热洗井时,来自于环空的洗井液被洗井器的胶筒封隔不能下行,经过筛管

19、进入阀腔遇单向阀上返进入泵内,达到清洗的目的。洗井液不能侵入地层。洗井完成后,在泵的抽汲作用下,泵筒内压力逐渐降低,当单流阀下部压力高于上部压力后,单流阀打开,恢复正常生产。其关键技术是压缩胶筒式洗井器的研制,该洗井器结构由上接头、伸缩管、活塞、压缩机构、压缩胶筒、单流阀、下接头等构成,当洗井器按设计管柱下入油井预定深度后,从油套环形空间打压6-8Mpa ,活塞在压缩机构的作用下推动卡簧套向下运动,压缩胶筒,封隔油套环形空间,卡簧套卡在卡簧座上,当外压降低后胶筒也不会回收。洗井时单流阀关闭压缩式胶筒封隔油套环形空间,洗井液通过洗井器上部筛管直接进入抽油泵,返回井口,避免洗井液侵入地层;洗井完成

20、后,在抽油泵的抽汲作用下,泵筒内压力逐渐降低,当单流阀下部压力高于上部压力后,单流阀打开,即可正常生产,伸缩管可避免正常生产时,胶筒在套管上随管柱上下蠕动。该洗井器地面室内实验,压缩式胶筒和单流阀在承受15Mpa 上下压差的情况下,无渗漏现象。2.1.2现场实验250井口洗井器下井试验37口井,进行洗井跟踪化验对比19口井,热洗前平均单井日产液33.7t ,日产油2.8t ,综合含水91.6%;热洗后平均单井日产液35.6t ,日产油2.7t ,综合含水92.3%。对比平均单井日产液上升1.9t ,日产油下降0.1t ,综合含水上升0.7个百分点。从目前试验情况看,热洗前后含水基本稳定,洗井器

21、起到了防止洗井液侵入地层的图2压缩胶筒式洗井技术管柱作用。(见表1表1 250井口洗井器洗井效果对比表 2.2可环空测试洗井技术管柱2.2.1可环空洗井技术方案可环空测试洗井技术管柱要实现两个功能,功能1机采井在洗井时,洗井器能够避免或减少洗井液侵入地层;功能2在机采井正常生产时,泵的沉没度在400米以下时,小直径测试仪器能够顺利通过洗井器进行测试工作。可环空测试洗井技术管柱要满足这两个功能的难度很大。为了完成可环空测试洗井技术管柱的研发,对机采井正常生产和洗井时的状况进行了深入细致的对比研究分析,通过研究分析发现,机采井正常生产和洗井时的状况有3个较为明显的变化。变化1:机采井洗井时较正常生

22、产时,井筒压力有明显的升高;变化2:机采井洗井时较正常生产时,井液的温度有明显的升高;变化3:机采井洗井时较正常生产时,井液的流动方向在洗井器处有所不同,机采井较正常生产时,井液的流动方向是向上流动,而机采井洗井时井液的流动方向是向下流动。根据这3个较为明显的变化,提出了3种技术方案。技术方案1:压力控制式洗井器该洗井器采用低压腔,低压腔内压力为0.1MPa,当洗井时,在洗井压力作用下形成压差,推动活塞上行,胶筒被压缩封隔油套环空,洗井液由筛管进入油管内进行洗井,当洗井完成后,压力降低,活塞在胶筒恢复力作用下下行,即可进行生产及测试。技术方案2:温度控制式洗井器该洗井器是安装在泵下部,采用温敏

23、材料技术,使其能在一定的温度下变形。下井后,加热后的洗井液经过洗井器后,温敏材料受热变形,压缩胶筒,使其封隔油套环形空间,洗井液通过洗井通道进入泵内进行洗井。当洗井完成后,温度降低,温敏材料恢复形状,封隔胶筒收缩,即进行正常生产、测试。技术方案3:流量控制式洗井器该洗井器安装于抽油泵下部,结构采用蜗轮蜗杆机构,当洗井液流过时,洗井蜗轮旋转,并带动蜗杆旋转下行,蜗杆推动胶筒封隔油套环空,并在同时洗井通道打开,洗井液进入泵筒进行洗井。洗井完成后,在生产液作用下,蜗轮反转,蜗杆上行,胶筒收缩,环空打开,即可进行生产及测试。从以上三种方案中,优选技术方案1压力控制式洗井器进行研究试制。2.2.2工作原

24、理可环空测试洗井免压油层工艺管柱主要由可环空测试洗井器、筛管、尾管等构成。其管柱结构如图3所示,其联结顺序为抽油泵、上部筛管、可环空测试洗井器、下部筛管、尾管。唐伟 耿朝晖 李立东：机采井免压油层洗井技术 其技术原理是：油井正常生产时， 可环空测试洗井 器在沉没压力 4MPa 的情况下，洗井器的胶筒外径保持 在 90mm 不变，可保证环空测试的进行。油井进行热 洗时，洗井液从油套环空注入，井筒压力上升，当达到 67MPa 时， 低压腔活塞在洗井液体压力与低压腔之间 压力差的作用下向下运动， 并推动滑套下行推动弹簧座 压缩弹簧， 同时支承套压缩胶筒， 胶筒外径变大封隔油 套环形空间， 热洗水则通

25、过上部筛管进入洗井器内遇单 流阀上返进入抽油泵实现热洗循环。 洗井结束后， 洗井 液在抽油机抽汲作用下，压力降低。胶筒的恢复力，弹 簧恢复力， 低压腔内的气体反弹力大于活塞受力后， 活 塞向上运动恢复初始的位置， 密封胶筒收回， 即可恢复 正常生产。 其关键技术是可环空测试压力式洗井器的研制。 可 环空测试压力式洗井器结构由上接头、 伸缩管、 低压腔、 弹簧、压缩胶筒、单流阀、下接头等构成。 洗井器的弹簧的预紧力可使胶筒在 4 MPa 的情况下 不受压，使其洗井器的胶筒外径保持在 90mm 不变，低压腔使活塞在 67MPa 压差的情况 下，向下运动压缩胶筒，封隔油套环形空间，单流阀防止井洗液向

26、下流动进入油层。 洗井结束后，在抽油泵抽汲作用下液面下降，压力降低，在胶筒及弹簧恢复力、低压腔 内气压力的作用下，密封胶筒收回，即可恢复正常生产和进行测试。 2.2.3 设计计算 2.2.3.1 胶筒压缩距离 L 计算 胶筒内径 d1=50 mm； 胶筒外径 d2=90 mm； 胶筒长度 L1=300 mm； 套管内径 D=124.5mm 胶筒体积 V1=L1（d22- d12）/4=3.14×300×（902-502）/4 =3.14×300×（8100-2500）/4=1318800 mm 若胶筒变形后的体积不变 V1=V2=1318800 mm （

27、15500.25-2500） =1318800/40820.785=129.2 mm 所以胶筒压缩距离 L=L1-L2=300-129.2=170.8 mm；取 L 为 180 mm 2.2.3.2 低压腔面积 S 低压腔活塞内径 d3=46 mm；低压腔活塞外径 d4=68 mm； S=（d42- d32）/4=3.14（682-462）/4=3.14×2508/4=1968.78 mm 2.2.3.3 在不同沉没压力下低压腔活塞的作用力 F 当沉没度为 2.1MPa 时，低压腔内外压差 P=2MPa。 作用力 F=PS=2×1968.78=3937.56N 当沉没度为

28、3.1MPa 时, 低压腔内外压差 P=3MPa。 作用力 F= PS=3×1968.78=5906.34N 当沉没度为 4.1MPa 时, 低压腔内外压差 P=4MPa。 2 3 3 抽油泵 筛管 洗井器 尾管 丝堵 图3 可环空测试洗井技术管柱 则 L2=4V1/ （ D2- d12 ） =4 × 1318800/3.14 （ 124.52- 502 ） =5275200/3.14 唐伟 耿朝晖 李立东：机采井免压油层洗井技术 作用力 F= PS=4×1968.78=7875.124N； 当沉没度为 7.1MPa 时, 低压腔内外压差 P=4MPa。 作用力

29、F= PS=7×1968.78=13781.5N； 当沉没度为 8.1MPa 时, 低压腔内外压差 P=4MPa。 作用力 F= PS=8×1968.78=15750.2N； 当沉没度为 9.1MPa 时, 低压腔内外压差 P=4MPa。 作用力 F= PS=9×1968.78=17719.0N； 当沉没度为 11.1MPa 时, 低压腔内外压差 P=4MPa。 作用力 F= PS=11×1968.78=21656.6N； 当沉没度为 12.1MPa 时, 低压腔内外压差 P=4MPa。 作用力 F= PS=12×1968.78=23625.4

30、N； 当沉没度为 13.1MPa 时, 低压腔内外压差 P=4MPa。 作用力 F= PS=13×1968.78=25594.1N； 2.2.3.4 O 形密封圈的摩擦阻力 FO F0=DOBOPC N O 形圈摩擦直径 DO=68 mm ；O 形圈摩擦宽度 BO=1 mm；摩擦系数=0.3； O 形密封圈平均接触应力 PC=11 MPa F0=3.14×68×1×0.3×11=704.6N 因为有 8 道密封圈，所以 O 形密封圈总的的摩擦阻力为 5636.8N。 2.2.3.5 弹簧的推力 FT FT=KLS N 弹簧刚度 K=40N/ m

31、m；弹簧压缩行程 LS0=20 mm；LS1=200 mm； 弹簧预压力 FT0 =40×20=800N； 弹簧工作推力 FT1=40×200=8000N； 胶筒的恢复力 2.2.3.6 胶筒的恢复力 FJ FJ=KJL N 胶筒的弹性刚度 KJ = 11.7 N/ mm（由试验得出） 胶筒的压缩行程L=180 mm； 胶筒的恢复力 FJ=11.7×180=2103N； 因为当沉没压力在 3 时： F=5906.34NFT+8 所以胶筒不受压缩。 因为当沉没压力在 8 时： F=15750.2NFT1+8 F0+ FJ=15739.8 N 所以胶筒被压缩封隔油套环

32、形空间，沉没压力越高封的越严。 2.2.4 环空测试洗井器室内试验 该洗井器室内模拟洗井试验，胶筒承上下压差 4Mpa。 2.2.5 可环空测试洗井技术管柱应用效果 下井试验可环空测试洗井技术管柱 65 口井。 进行洗井跟踪试验 29 口井。 热洗 34 井次， 热洗前平均单井日产液 45.9t， 日产油 3.1t， 综合含水 93.2%； 热洗后平均单井日产液 48.6t， 日产油 3.0t，综合含水 93.8%。对比平均单井日产液上升 2.7t，日产油下降 0.1t，热洗前 后综合含水基本稳定，进行环空定点测试 8 口井，仪器能够顺利通过（见表 2） 。 F0 =6436.8 N 唐伟 耿

33、朝晖 李立东：机采井免压油层洗井技术 表2 项 目 可环空测试洗井器洗井效果对比表 平均单井日产液（t） 45.9 48.6 2.7 综合含水（%） 93.2 93.8 0.6 平均单井日产油（t） 3.1 3.0 -0.1 热洗前 热洗后 差 值 3 经济效益分析 3.1 采用该技术后洗井不压油层，洗井时不影响油井的产油量。每年单井按洗井 6 次， 每次洗井可少影响 3 天的原油产量，单井日产油平均 3t，则单井每年少影响原油产量 54t， 102 口井每年少影响原油产量 5508t。 （1）D=5508t （2）M=吨油价格 1179 元/吨 （3）C=吨油操作成本 499.98 元/吨。

34、 （4）R=研究试验费+ 工具费用=7.5+（0.12×102）=19.74 万元 增油创效为S1=D×（MC）R =5508×（1179-499.98）-197400 元=354.31 万元； 3.2 平均单井每次热洗节约热水 45.5 m ， 每年单井按洗井 6 次， 则每年节约热水 546m ， 102 口井节约热水 5.57×10 m 。 节约了采出操作成本：我厂采液操作成本为 26.18 元/m 。 则节约采液操作成本： S2=26.18×5.57×10 =145.82 万元； 节约的热水水操作成本：我厂热水操作成本为 10 元/m 。 节约热水操作成本： S3=10×5.57×10 =55.7 万元 总的经济效益