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      蒸汽驅(qū)井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油技術(shù)研究與試驗(yàn)
      ——以曙光油田杜229 區(qū)塊為例

      2020-04-25 14:35:30孫振彪
      石油地質(zhì)與工程 2020年1期
      關(guān)鍵詞:蒸汽驅(qū)生產(chǎn)井抽油泵

      孫振彪

      (中國石油遼河油田分公司,遼寧盤錦 124010)

      1 井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油技術(shù)

      1.1 概述

      井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油就是在蒸汽驅(qū)開發(fā)區(qū)域內(nèi)合理位置優(yōu)上選滿足井下工況條件,優(yōu)化井身管柱尺寸及結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì),優(yōu)選特殊抽油泵,并利用特殊工藝設(shè)計(jì)的采油井口裝置,實(shí)現(xiàn)井內(nèi)采油和溫度、壓力監(jiān)測雙管柱同時懸掛??梢淮涡詫⒉捎凸苤鶖y帶特殊抽油泵和溫度、壓力監(jiān)測電纜管柱及護(hù)管同時下入井內(nèi),進(jìn)行井下油層多點(diǎn)監(jiān)測溫度和壓力變化(圖1),通過監(jiān)測資料合理調(diào)整注汽井和生產(chǎn)井的工作制度。油層溫度高時,可降低注汽井注汽量,生產(chǎn)井降沖次,減少排液量;油層溫度低時,可增加注汽井注汽量,生產(chǎn)井提沖次,增加排液量;即靈活調(diào)整注、采參數(shù),控制注采井間壓差,有效實(shí)現(xiàn)注采平衡,提高蒸汽有效均勻驅(qū)替效率,維持蒸汽驅(qū)開發(fā)平穩(wěn)有序運(yùn)行[6-7]。

      圖1 溫度壓力監(jiān)測井口結(jié)構(gòu)

      1.2 關(guān)鍵工藝技術(shù)研究設(shè)計(jì)

      1.2.1 溫度壓力監(jiān)測與采油雙管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

      目前,蒸汽驅(qū)直井技術(shù)套管規(guī)格采用外徑為177.80 mm 的技術(shù)套管,內(nèi)徑為159.40 mm。按照作業(yè)工程設(shè)計(jì)要求,入井管柱與套管之間的左右預(yù)留間隙間隔最小為8.0~12.0 mm,本方案設(shè)計(jì)間隙預(yù)留8.00 mm。確定兩管柱最大外徑之和一定要小于143.42 mm。設(shè)計(jì)采油管柱規(guī)格采用外徑為73.00 mm,內(nèi)徑62.00 mm,接箍外徑最大為89.00 mm 的油管,為防止起下管柱過程中發(fā)生刮碰,要求管柱接箍兩頭倒角。溫度壓力連續(xù)測試管柱的護(hù)管設(shè)計(jì)48.30 mm(接箍外徑53.60 mm)的連續(xù)管柱,采油管柱與溫度壓力測試管柱護(hù)管柱的外徑之和滿足小于143.42 mm 的設(shè)計(jì)要求(圖2)。這種采油管柱和溫度壓力監(jiān)測連續(xù)管柱的護(hù)管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì),采用雙管錯位懸掛分離的方式,既能保證兩套管柱在井內(nèi)起下順利,工況互不干擾,又能保證在抽油泵出現(xiàn)故障需要檢泵作業(yè)時無需頻繁提出測試管柱的護(hù)管,防止測試管柱斷折或損壞[3-7]。

      圖2 管柱護(hù)管與采油管柱尺寸

      1.2.2 溫度壓力監(jiān)測與采油雙管柱懸掛井口裝置

      優(yōu)化設(shè)計(jì),高精度加工的井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油的井口規(guī)格型號為SKR21-337Ⅵ[8-12]。井口從上到下主要由DN65 油管閘閥、三通、油管頭異徑接頭、測試管柱懸掛器、測試管柱泄壓閥、主體、油管頭四通、DN65 套管閘閥、套管泄壓閥等部件及配件組成(圖3)。

      1.2.3 耐高溫自補(bǔ)償無接箍抽油泵

      高溫補(bǔ)償環(huán)采用特種鑄鐵合金,具有耐高溫、耐磨損、耐腐蝕的特性。抽油泵選型是蒸汽驅(qū)開發(fā)后期回采液高含水期間,溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油技術(shù)所需舉升工藝的一個重要環(huán)節(jié)。采用高溫自補(bǔ)償式抽油泵,其柱塞采用常規(guī)柱塞加多級線性高溫金屬補(bǔ)償環(huán)結(jié)構(gòu),高溫狀態(tài)下金屬補(bǔ)償環(huán)具有彈性變形能力,可自動縮放補(bǔ)償密封間隙,以適應(yīng)泵筒內(nèi)徑的變化。泵筒內(nèi)徑在井下高溫環(huán)境中的膨脹值比柱塞外徑膨脹值小,使得泵間隙在高溫下變小,減小熱卡泵的可能性,達(dá)到不卡泵的目的。

      1.2.4 溫度壓力連續(xù)監(jiān)測技術(shù)

      圖3 雙懸掛井口結(jié)構(gòu)

      井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測技術(shù)由地面和井下兩部分系統(tǒng)組成。其中,地面部分包括數(shù)據(jù)采集和無線傳輸系統(tǒng)等;井下部分包括毛細(xì)管、熱電偶電纜、傳壓單元和連續(xù)鐵鎧管柱及連續(xù)護(hù)管等。該技術(shù)是集熱電偶測試溫度和毛細(xì)管測試壓力于一體的整合技術(shù)。其中,熱電偶測試溫度具有穩(wěn)定可靠且性能好、耐高溫、分辨率高等特點(diǎn);毛細(xì)管測試壓力具有耐高溫、耐高壓、耐酸堿及硫化氫腐蝕,無需井下下入電子元件,不受時間限制,使用壽命長等特點(diǎn)??筛鶕?jù)現(xiàn)場不同生產(chǎn)需求,對注汽井、生產(chǎn)井、觀察井進(jìn)行單點(diǎn)或多點(diǎn)長期連續(xù)溫度壓力動態(tài)監(jiān)測,依靠地面數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)將信號通過無線傳輸系統(tǒng)遠(yuǎn)傳[13-14]。

      對于造成的損失無法進(jìn)行計(jì)算的時候,要明確將侵權(quán)人的違法所得全部上交給權(quán)利人的前提是造成了侵權(quán)行為人的損失,但是損失難以計(jì)算。如果沒有造成實(shí)際的損失,是沒有權(quán)利要求賠償?shù)?。侵?quán)人所得和侵權(quán)人違法所得是兩個不同的概念,不能混淆。被告的所得包括合法所得和違法所得。被告的合法所得是受到法律保護(hù)的,不能算在賠償?shù)姆秶鷥?nèi),所以原告在對被告提出賠償要求前,要明確哪些屬于被告的違法所得。[3]

      2 現(xiàn)場應(yīng)用試驗(yàn)

      2.1 試驗(yàn)井優(yōu)選

      根據(jù)杜229 區(qū)塊蒸汽驅(qū)開發(fā)現(xiàn)狀,需要東部先期轉(zhuǎn)驅(qū)區(qū)域地下油層溫度、壓力變化數(shù)據(jù),以指導(dǎo)動態(tài)調(diào)驅(qū)工作。經(jīng)分析,應(yīng)優(yōu)選有代表性的油井進(jìn)行試驗(yàn),保證井下無套壞和無出砂史,無加厚小套管或無篩管懸掛器,且目前生產(chǎn)時間較長,以后也不會出砂或套變的生產(chǎn)井。優(yōu)選試驗(yàn)井為杜32-53-33 井,該井位于區(qū)塊東北部,歸屬于杜32-54-K34 井組與杜32-52-32 井組交叉的一口邊井,生產(chǎn)情況直接受杜32-54-K34 和杜32-52-32 兩口注汽井的注汽質(zhì)量變化影響。該井2007 年8月轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)生產(chǎn),生產(chǎn)目的油層為興Ⅳ+Ⅴ組,生產(chǎn)井段為1 007.00~1 057.70 m,34.5 m/7 層,轉(zhuǎn)驅(qū)后累計(jì)實(shí)施吞吐引效1 次,吞吐引效注汽量3 818.0 t,汽驅(qū)階段累計(jì)產(chǎn)液113 240.0 t,累計(jì)產(chǎn)油34 282.0 t,累計(jì)產(chǎn)水78 958.0 t。

      2.2 施工方案參數(shù)設(shè)計(jì)

      該井內(nèi)油層射孔井段位置為1 007.00~1 057.70 m,依據(jù)井下油層位置及井身結(jié)構(gòu)情況,設(shè)計(jì)溫度壓力監(jiān)測電纜下深及井身采油管柱的下深位置。其中,采油管柱及抽油泵下入到距離油層頂部10.00 m 以外,避免射孔井段位置油層坍塌發(fā)生套管變形將管柱卡住無法提出。電纜連續(xù)管柱護(hù)管下到最下方的監(jiān)測點(diǎn)以下2.00 m 左右即可,進(jìn)行分層多點(diǎn)溫度和壓力實(shí)時連續(xù)監(jiān)測。確定溫度及壓力監(jiān)測位置為:2個點(diǎn)的溫度和壓力監(jiān)測,分別為1 007.00 m(興Ⅳ組)、1 041.00 m(興Ⅴ組),實(shí)現(xiàn)分層連續(xù)測試不同層位的溫度和壓力。

      2.3 應(yīng)用效果

      2.3.1 井身及井口結(jié)構(gòu)尺寸

      2018 年12 月15 日,選杜32-53-33 生產(chǎn)井,利用檢泵期間順便將溫度、壓力監(jiān)測管柱下入井內(nèi),施工過程順利。結(jié)果表明,兩套管柱尺寸和結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)合理,下入過程順利,溫度壓力測試電纜也順利下入護(hù)管中。井口的雙流道結(jié)構(gòu)及尺寸設(shè)計(jì)合理,實(shí)現(xiàn)了兩套管柱的相互獨(dú)立,錯位偏心分離同時懸掛,且工況互不刮碰干擾。井口高度1.68 m,滿足井口上的相關(guān)操作;井口上部油管單閥門控制,操作簡單易行。入井后的井下溫度、壓力連續(xù)監(jiān)測電纜工作順利,反饋到地面的接收參數(shù)顯示屏能夠完整顯示對應(yīng)深度的溫度和壓力瞬時值,且數(shù)值精確度高,誤差小。

      2.3.2 抽油泵選型

      通過實(shí)施前后階段生產(chǎn)效果對比發(fā)現(xiàn),實(shí)施前采用φ57 mm 管式抽油泵,沖次采用5 次抽,投產(chǎn)初期高峰期90 d 內(nèi),平均日產(chǎn)液37.8 t;在杜84-53-33 井實(shí)施后采用44 mm 自補(bǔ)償管式抽油泵,沖次采用6 次抽,投產(chǎn)初期高峰期90 d 內(nèi),平均日產(chǎn)液37.4 t(圖4)。油井回采液含水在80%以上。泵內(nèi)金屬補(bǔ)償環(huán)隨著溫度變化,彈性變形自動縮放補(bǔ)償泵體密封間隙,適應(yīng)泵筒內(nèi)徑變化,有效減少了泵體的采液漏失量,實(shí)施后比實(shí)施前的泵效平均提高了6%。

      2.3.3 溫度和壓力測試

      圖4 溫度壓力監(jiān)測采油技術(shù)前后日產(chǎn)液、沖次變化對比

      溫度和壓力測試系統(tǒng)每間隔15 min 自動測試一下對應(yīng)的溫度和壓力值,并及時反饋到井口顯示屏,實(shí)行24 h 連續(xù)實(shí)時監(jiān)測。監(jiān)測到的溫度和壓力數(shù)據(jù)顯示,該監(jiān)測系統(tǒng)可以實(shí)現(xiàn)油層內(nèi)溫度和壓力分層分點(diǎn)獨(dú)立測試。實(shí)施該測試技術(shù)前后階段對比發(fā)現(xiàn),上部油層1 007.00 m,興Ⅳ組溫度較高,動用較好,溫度在148.89 ℃左右,地層壓力穩(wěn)定在2.27 MPa 左右;下部油層1 041.00 m,興Ⅴ組層位溫度較低,動用較差,溫度125.65 ℃左右,地層壓力2.87 MPa 左右。依據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù),對生產(chǎn)進(jìn)行動態(tài)調(diào)控,對區(qū)塊內(nèi)的注汽井實(shí)行分層調(diào)控注汽量,對上部興Ⅳ組厚層降低注汽量,注汽速度由原來的3 t/h 下調(diào)到2 t/h;對下部興Ⅴ組薄層增加注汽量,注汽速度由原來的2 t/h 上調(diào)到3 t/h。杜84-53-33 井實(shí)行動態(tài)調(diào)控后,上部興Ⅳ組油層1 007.00 m,溫度下降到141.06 ℃左右,地層壓力升高到2.39 MPa 左右;下部興Ⅴ組油層1 041.00 m,溫度上升到131.76 ℃左右,地層壓力下降到2.78 MPa 左右(圖5)。

      圖5 溫度壓力監(jiān)測采油雙管柱前后溫度壓力測試變化

      3 結(jié)論

      (1)井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油技術(shù)管柱、井口結(jié)構(gòu)及尺寸設(shè)計(jì)合理,能夠?qū)崿F(xiàn)井內(nèi)測試管柱護(hù)管和采油管柱雙懸掛,同時在井內(nèi)互不干擾。抽油泵選型完全適合蒸汽驅(qū)開發(fā)回采液高含水的工況環(huán)境,有效提高泵效,滿足油井排液需求。

      (2)井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測技術(shù),能夠滿足蒸汽驅(qū)井下監(jiān)測需求,有效實(shí)時連續(xù)監(jiān)測井下多點(diǎn)溫度和壓力動態(tài)變化,測試數(shù)據(jù)準(zhǔn)確、直觀,為分析油層動用程度,合理制定調(diào)整生產(chǎn)工作制度,提供指導(dǎo)依據(jù)。

      (3)井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油技術(shù),可以在開發(fā)區(qū)塊平面上靈活調(diào)整監(jiān)測區(qū)域,把任意滿足井況條件的生產(chǎn)井根據(jù)需要作為監(jiān)測井下入溫度壓力監(jiān)測系統(tǒng),可以既做生產(chǎn)井又做監(jiān)測井,不影響正常生產(chǎn)。

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