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        高升油田稠油火驅(qū)產(chǎn)氣對摻稀油工藝的影響與改進(jìn)

        2014-03-26 05:37:44周運(yùn)恒柴貿(mào)杰
        石油地質(zhì)與工程 2014年4期
        關(guān)鍵詞:工藝

        周運(yùn)恒, 柴貿(mào)杰

        (1.中國石油遼河油田公司,遼寧盤錦 124000;2.西南石油大學(xué))

        高升油田屬于深層塊狀高孔高滲普通稠油油藏,油層平均埋深1 700 m,平均有效厚度67.6 m,原油50 ℃脫氣黏度3 000~4 000 mPa·s,膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量45%左右。自1978年投入開發(fā)以來,該油田經(jīng)歷了常規(guī)開采、蒸汽吞吐開發(fā)兩大階段。20世紀(jì)90年代,原油產(chǎn)量以每年10萬噸速度大幅度遞減。為改善油田開發(fā)效果,先后開展了蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)等多項(xiàng)開發(fā)方式轉(zhuǎn)換試驗(yàn),但均未取得突破性進(jìn)展。2008年始率先在高3618塊開展火燒油層開發(fā)試驗(yàn),取得了較好的開發(fā)效果。截止2013年底點(diǎn)火井59口,開井56口,日注氣52×104m3,注氣壓力為0.8~10 MPa,對應(yīng)一線油井達(dá)250口。隨著火驅(qū)的不斷深入,火驅(qū)產(chǎn)氣大幅度增加導(dǎo)致抽油泵泵效低、環(huán)空摻稀油降黏效果差等。

        1 火驅(qū)產(chǎn)氣對稠油摻稀油的影響

        1.1 抽油泵泵效低

        火驅(qū)受效后,油井產(chǎn)氣量迅速增加,平均單井日產(chǎn)氣量由驅(qū)前46 Nm3增加到5 700 Nm3,最高單井達(dá)2.3×104Nm3;油井產(chǎn)氣量高時,入泵氣體影響排液,造成泵效明顯降低,嚴(yán)重時甚至?xí)l(fā)生“氣鎖”,導(dǎo)致油井無法正常生產(chǎn)。

        1.2 摻稀油降黏困難,事故井增多

        試驗(yàn)井組火驅(qū)受效后,油層溫度開始增加,但是采出油仍然具有很高黏度,還需要進(jìn)行摻稀油降黏生產(chǎn)。由于油井摻稀油與產(chǎn)出氣通道均為油套環(huán)空,產(chǎn)氣大幅度增加后,導(dǎo)致?lián)饺氲南∮捅划a(chǎn)出氣攜帶進(jìn)入氣系統(tǒng),無法有效到抽油泵下與稠油混合降黏。尤其是高產(chǎn)氣的油井更為嚴(yán)重,甚至造成油井負(fù)荷顯著增加、卡井事故明顯增多。以高3618塊為例,檢泵井?dāng)?shù)由2008年的58口增加到2012年85口,增加46.5%。

        2 火驅(qū)產(chǎn)氣的控制及摻稀油工藝改進(jìn)

        2.1 技術(shù)路線

        從油井地質(zhì)剖面入手,從油層到井筒、從采油管柱到地面系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)整,確定如下技術(shù)路線:一是根據(jù)油井產(chǎn)氣狀況和井身結(jié)構(gòu)對油井分類,對油氣單層產(chǎn)出與油氣混合產(chǎn)出的井采取不同封采技術(shù),實(shí)現(xiàn)封氣與采氣;二是將油井的產(chǎn)出液、產(chǎn)氣和摻稀油進(jìn)行井下分離、分流,解決摻稀油降黏困難和抽油泵泵效低的問題(見圖1)。

        圖1 火驅(qū)產(chǎn)出氣控制技術(shù)路線

        2.2 井下封采工具配套[1-2]

        2.2.1 橋式封氣法

        該方式適合于有隔夾層且具備卡封隔器出氣量大的油井,其管柱主要由丟手式大通徑封隔器、連接管、卡瓦大通徑封隔器和喇叭口等構(gòu)成(見圖2)。

        工作原理:當(dāng)管柱下到預(yù)定位置后,先旋轉(zhuǎn)座封下部卡瓦封器、壓重、投球、水泵車油管正打壓,座封丟手式封隔器,同時將管柱丟開,實(shí)現(xiàn)對產(chǎn)氣層的封堵,下泵通過封氣層投產(chǎn)。

        圖2 橋式封氣管柱

        技術(shù)特點(diǎn):該管柱所有配套工具保證內(nèi)通徑φ100 mm,可保證φ73 mm油管和φ57 mm抽油泵下入油層底;封隔器設(shè)計采用擴(kuò)張型封隔器壓縮式膠筒,以保證其擴(kuò)大外徑及密封性能。

        2.2.2 封氣采油一體管柱法

        經(jīng)過長期多輪次蒸汽吞吐開采,套管變形井的數(shù)量愈來愈多,尤其是油層射孔段套管變形(無法進(jìn)行有效整形),使得油井機(jī)械封采工藝措施很難實(shí)施,嚴(yán)重影響該類油井的產(chǎn)能,為此設(shè)計應(yīng)用了封氣采油一體管柱的一種封氣方式。該方式適合于無隔夾層及油層射孔段套管變形的產(chǎn)氣量大油井,其管柱主要由管堵、篩管、打掉球座、無卡瓦套變封隔器、連接管、抽油泵、大通卡瓦封隔器和導(dǎo)流體等構(gòu)成(見圖3)。

        圖3 封采一體化管柱

        工作原理:當(dāng)管柱下到預(yù)定位置后,先提拉座封上部卡瓦封器、壓重;水泵車同環(huán)空反打壓,座封下部套變封隔器,繼續(xù)打壓,打掉球座,完成封隔產(chǎn)氣層,下活塞泵和抽油桿后,開抽生產(chǎn)。

        技術(shù)特點(diǎn):該管柱可通過油層段套管變形(最小內(nèi)徑>140mm)的井或無卡封位置的油井進(jìn)行封氣,封氣與采油管柱合二為一,施工一次完成;封隔器設(shè)計采用擴(kuò)張型壓縮式膠筒式,以保證其擴(kuò)大外徑及密封性能,同時采用液壓限位方式,保證封隔器的密封牢固可靠。

        2.2.3 封氣密封件選擇與參數(shù)優(yōu)化

        封隔器膠筒材料是影響氣密封的關(guān)鍵,既要能滿足耐油和耐溫,又要有較高的抗張強(qiáng)度和較好的彈性,而且易于成型。通過對目前油田常用的密封材料(丁腈橡膠、氟橡膠、氫化丁腈橡膠、丁基橡膠、乙丙橡膠、丁苯橡膠、順丁橡膠等)進(jìn)行對比分析,確定采用丁腈橡膠,其特點(diǎn)是具有良好的耐油性、彈性、較高的抗張強(qiáng)度及較高耐溫性,通常在120℃情況可以下連續(xù)使用,在熱油中也能耐溫150℃。

        由于氣體對封氣封隔器密封要求更高,因此,需要對封隔器密封件進(jìn)行重新計算與優(yōu)化。通過計算,對上述封隔器密封件進(jìn)行優(yōu)化,確定最佳長度和壓縮力,保證有效封氣。

        2.2.4 井下復(fù)合氣錨和螺旋分流器研制

        開發(fā)研制了旋流式油氣分流器與高效復(fù)合氣錨配套的摻稀油防排氣工藝,該工藝適合不具備下封隔器的油氣混出油井,其管柱主要由復(fù)合氣錨、抽油泵、油管、螺旋分流器、井口扁四通等構(gòu)成。

        工作原理:液氣混合物入泵前先經(jīng)過復(fù)合氣錨,在氣液密度差的作用下,氣泡產(chǎn)生向上的垂直分速度,加上氣液混合物在進(jìn)入氣錨孔眼時產(chǎn)生撞擊和擾動,使部分氣體從液體中分離山來,實(shí)現(xiàn)了油氣的初步分離;另外大部分小氣泡仍被液體攜帶而下,液體在倒螺旋機(jī)構(gòu)內(nèi)部螺旋向下流動,在離心力的作用下,氣泡因密度小,沿著倒螺旋體內(nèi)側(cè)上行,聚集到螺旋道中心的大氣泡經(jīng)螺旋道中心的環(huán)孔向上運(yùn)移,通過套管進(jìn)入地面出油干線;在螺旋道邊緣被分離含氣較少液體被抽油泵抽到地面,從而消除氣體對抽油泵影響[2];被分離后的套管氣體在接近井口時,經(jīng)安裝在近井口的油套環(huán)空內(nèi)螺旋分離器(與套管構(gòu)成二套環(huán)空,內(nèi)環(huán)空摻稀油,外環(huán)空配有螺旋管片進(jìn)行離心分離和放氣)分流,實(shí)現(xiàn)摻稀油、產(chǎn)液、產(chǎn)氣流經(jīng)不同通道,消除了抽油泵氣鎖的問題。

        技術(shù)特點(diǎn):該管柱結(jié)構(gòu)簡單,不受井況的限制,適應(yīng)性強(qiáng),可以滿足產(chǎn)氣量小于15 000 m3/d的各類油氣混出井。

        3 現(xiàn)場應(yīng)用效果分析與評價

        3.1 封氣采油工藝典型井分析

        高3-51-158是高升油田高3618塊第一批火驅(qū)試驗(yàn)井組中的一線生產(chǎn)井,火驅(qū)后油井見效較快,產(chǎn)氣量明顯增加,日產(chǎn)氣量達(dá)10 000~17 000 Nm3/d,經(jīng)常性發(fā)生抽油泵“氣鎖”,需要采取“碰泵”或“洗井”方式來維持生產(chǎn)。2012年2月25日配套實(shí)施“封氣工藝”后,油井產(chǎn)氣量大幅度下降,產(chǎn)液增加,產(chǎn)油平穩(wěn),略有增加(具體情況詳見圖4),油井抽油泵泵效由措施前的11.0%,提高到22.6%,油井“氣鎖”現(xiàn)象得到解決。

        圖4 封氣采油工藝典型井(高3-51-158井)采油曲線

        3.2 井下復(fù)合氣錨+螺旋分流器工藝典型井分析

        高3-6-0162井是高升油田高3618塊火驅(qū)試驗(yàn)井組中的一線生產(chǎn)井,該井在措施前產(chǎn)氣量較大(8 000~12 000 Nm3/d),油井摻稀油困難,經(jīng)常表現(xiàn)為油稠和受氣影響,平均檢泵周期僅為3個月,嚴(yán)重影響了油井的正常生產(chǎn)。2012年9月6日配套實(shí)施“井下復(fù)合氣錨+螺旋分流器”后,油井摻稀油困難、抽油泵受氣影響等的問題得到解決,油井產(chǎn)液由措施前的8.2 t/d增加到12.1 t/d,產(chǎn)油由2.7 t/d增加到4.1 t/d,抽油泵泵效由措施前的26.8%,提高到39.5%;熱洗井周期由15天延長到95天,油井正常生產(chǎn)(圖5),措施見到了明顯的效果。

        圖5 井下復(fù)合氣錨+螺旋分流器工藝典型井應(yīng)用前后示功圖對比

        4 結(jié)論

        稠油火驅(qū)開發(fā)導(dǎo)致油井產(chǎn)氣大幅度增加,引發(fā)無效產(chǎn)氣、能源浪費(fèi)、制約油井正常生產(chǎn)等一系列問題。解決這些問題,應(yīng)從油藏地質(zhì)分析和工藝改進(jìn)入手,依據(jù)單井隔夾層發(fā)育狀況、射孔狀況以及井身結(jié)構(gòu),選擇合理的機(jī)械卡封封氣工藝,減少無效生產(chǎn)層開采,實(shí)現(xiàn)源頭治理。

        火驅(qū)井下螺旋分流器、高效復(fù)合氣錨的研制和封氣工藝的應(yīng)用,解決了火驅(qū)油井套管氣與摻稀油工藝之間的矛盾,實(shí)現(xiàn)了油井有效摻稀油降黏;同時,消除和緩解了抽油泵泵效低以及氣鎖的問題,為火驅(qū)油井的正常生產(chǎn)提供了保證。

        [1] 崔玉海.分層注水封隔器密封性配套技術(shù)研究[D].北京:中國石油大學(xué),2008.

        [2] 柴利文.火驅(qū)舉升工藝配套技術(shù)研究與應(yīng)用[J].鉆采工藝,2010,(4):42-43.

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