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差异化防砂工艺治砂患dd-【新闻】

发布时间:2021-04-10 09:02:55 阅读: 来源:轴流泵厂家

差异化防砂工艺治“砂患”

“从地下采出1万吨液体,就有20多吨砂子。”这是对胜利孤岛油田油层出砂的形象描述。

孤岛油田属于典型的疏松砂岩油藏,成岩性差,泥质含量高,出砂严重。多年来,防砂工艺是开发生产的基础工艺。随着油藏的深度开发,多层系、多种开发方式并存,让防砂难度不断加大,笼统的防砂工艺已不适应复杂的地层和井况。

在对防砂治砂的不懈探索中,孤岛采油厂逐渐形成了差异化防砂工艺。

分级砾石充填为低液井“脱贫”

采用大剂量分级砾石充填后,GD2-37-6井日增液30吨,至今已稳定生产12个月。种种迹象表明,这口一直低液生产的油井真正“脱贫”了。

产液量低、液量下降快是出砂严重井的突出表现。近年来,因出砂导致的低液井占孤岛厂低液井总数的1/3以上。技术人员通过对668口砾石充填防砂井液量下降幅度进行统计分析,发现有32.2%的砾石充填防砂井在3个月内液量下降超过30%,直接影响了整体产液量。

有液量才可能有油量,该厂决定对防砂低液井实施提液治理,助其“脱贫”。

针对生产过程中地层砂进入充填砾石层产生互混,近井地带渗透率降低而形成低液井的情况,技术人员打破将地层砂完全“防死”的传统观念,将“单一砾石充填”改为“不同粒径砾石分级充填”,即按从地层到井筒、由细到粗进行充填的方式,使地层细砂可自由通过充填砾石,并随产液排出井筒,从而达到减少砂砾互混、提高近井地带导流和排砂能力的目的。

通过对不同粒径充填砾石进行优化组合,该厂设计出3种砾石组合形式:0.3~0.6毫米+0.4~0.8毫米组合,主要应用于地层砂较细的地层;0.4~0.8毫米+0.6~1毫米组合,主要应用于地层砂较粗的地层;对于出砂粒径较大的如Ng5及Ng6层,则直接选用0.6~1毫米的充填砾石进行施工。

为增强砾石充填油井防砂产液效果,技术人员在强度校核、室内试验的基础上,与0.6~1毫米充填砾石相匹配,设计加工了宽缝筛管,即在不改变筛管缝数的条件下,将缝宽由0.3毫米增大到0.4毫米,使筛管渗流能力提高1/3。2010年以来,该技术现场应用117井次,平均单井日产液达31.7吨。

目前,分级砾石充填已成为孤岛油田防砂主导工艺。

2012年,该厂共实施分级砾石充填85井次,平均单井日增液13.8吨,日增油1.4吨,平均防砂有效期达524天且继续有效,动液面恢复111米,目前累计增油2.3万吨。

“防排沉”一体化延长防砂见效周期

地层砂与充填砾石层互混问题解决了,但沉砂空间受限造成的低液井也不容小觑。

在砾石充填防砂过程中,由于沉砂空间受限,产液携带泥质粉细砂进入防砂管,使得中心管被堵塞,泄流面积减少,导致产液下降甚至砂埋停产。

为解决难题,孤岛厂自主研发了“防排沉”一体化防砂工艺。在分级砾石充填获得成果的基础上,该工艺将传统的“防砂”工艺融入“排砂”和“沉砂”两项技术中,实现“防住骨架砂、排出泥质砂、沉下堵管砂”的防砂最优目标。

技术人员清楚,避免泥质粉细砂进入防砂管的方法就是加大沉砂空间。为了得到尽可能大的沉砂空间,他们结合作业施工现场统计数据进行参数优化,得出沉砂口袋在7吋套管内大于10米、在5吋半套管内大于17米的设计思路,使得沉砂空间较以往增大几十倍。

经现场试验,“防排沉”一体化防砂工艺的适用油井分为三类:曾经高液,后因开发方式变化出现泥质堵塞的油井;泥质含量高、砂细,采取适度防砂措施允许部分细砂排出但地层产液量不高的油井;防砂周期短、解剖存在防砂管堵塞现象的油井。

“防排沉”一体化防砂工艺延长防砂见效周期的显著效果在孤岛西0斜623井可见一斑。

探寻孤岛西0斜623井的防砂经历,可谓一波三折,几乎每次防砂见效期都不超过6个月,成为典型的“短命井”。2009年2月,孤岛厂在其防砂过程中首次应用“防排沉”一体化工艺,见效期大大延长,在连续生产1440天后,液量提升到45吨。

2012年,该厂共实施“防排沉”一体化工艺20井次,累计增油1.6万吨,高液量维持期均得到有效延长,其中生产满6个月的油井10口。

“防排沉”一体化防砂工艺在常规井应用大获成功,但孤岛厂并未就此止步,他们还将继续尝试在一次防砂多轮次注汽井中应用该工艺,届时不但能实现稠油的高效稳产,还能增强防砂管柱补偿能力,从而大大降低注汽井防砂管柱破坏率。

控水防砂让油井分层开采更精细

控水防砂,是一个新名词,也是孤岛厂又一自主创新工艺技术。它的诞生对于复杂井况油井分层开采是个不小的突破。

孤岛油田含油层系多,历经40多年开发,单井平均控制油层超过3套,由于层间差异及地质开发调整要求,经常需要细分层系调换层位开采。

井况良好时,一般采取常规的丢封卡封工艺即可满足生产需要。但随着套变井等复杂井况的逐年增多,工艺适应性逐渐变差,分层开采难度越来越大。尤其对需封上采下的分层开采而言,一旦卡封不严,卡封层(出水层)产液不仅会造成油井高含水,还会因出砂导致砂埋油层、卡泵等井下事故。

为有效地破解这一难题,工艺技术人员开展复杂井况下提高采收率的配套技术攻关,“控水防砂一体化”工艺应运而生。该工艺既可对生产层进行砾石充填防砂,又可对卡封层下盲管砂埋控水,采用一种工艺即可达到控水及防砂合二为一的目的。

技术人员对控水防砂工艺的适应性进行详尽分析后,明确了该工艺的三种主要应用范围,即多层生产井需控制含水较高的上部出水层,但因套管变形不能采取常规卡封工艺的井;多次卡封无效井;生产层需砾石充填防砂,但上部水层不具备卡封条件的井。

目前控水防砂工艺在孤岛厂应用41井次,有效率84.62%,措施后平均日液43.17立方米,单井增油578吨,含水降低4.34%,动液面下降156米,累增油1.79万吨。

收到显著效果的同时,该工艺也暴露出问题:部分油井实施后,含水下降的同时液量也大幅下降。为此,技术人员提出“适度控水”理念,也就是不把卡封层的产液完全控“死”,通过对防砂筛管泄流面积的设计,配合砾石充填防砂工艺控制水层出水量,在不压制生产层产液的基础上让其适量产液,发挥“井下掺水”的功能带动生产层产液。

孤岛中14排-516井是口双层合采的油井,上层剩余油丰富,但地层能量差,单独生产时因供液不足而停产;下层能量高但水淹程度高,单独生产含水高达99.8%;两层合采时,由于两层压差过大导致上层难以动用,含水仍高达97.58%。技术人员对该井实施适度控水防砂工艺进行两层层间“互助生产”后,动液面由212米降至788米,含水下降8.24%,在日产液下降69立方米的情况下,日增油1.7吨,单井耗电下降40%以上,效果明显。

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