a油田采油工程方案

a油田采油工程方案内容摘要：

的增加而增加，但增加的幅度逐渐变小。 当孔深超过污染深度 后，产率比有明显上升，所以射孔深度必须穿透地层污染带。 此外，虽然孔密越高产率比越高，但随着孔密的增加，产率比的增加幅度逐渐减小。 综合技术、经济两个方面的考虑，孔密以 16 或 20 孔 /m 为宜。 (2) 孔眼直径敏感性分析 设定 YD89 弹，孔眼直径敏感性分析结果见图 2－ 4。 由图可知，孔径越大，油井产率比越高。 但在孔深一定的情况下，随着孔径的增 大，油井产率比的增加幅度变小。 (3) 孔眼相位敏感性分析 设定 YD89 弹、 20 孔 /m，射孔相位角敏感性分析结果见图 2－ 5。 可以看出，在孔 17 深一定时，随着相位角的增大，油井产率比先增加后减小，相位角在 90186。 时产率比最大，故推荐射孔相位为 90186。 图 2－ 3 射孔孔眼直径与产率比的关系曲线 图 2－ 4 射孔相位角 与产率比的关系曲线 (4) 油层污染厚度敏感性分析 敏感性分析结果见图 2－ 6。 可见随着污染厚度的增加，油井产率曲线右移，要求射孔穿透深度明显加大，否则油井产率比明显减小。 (5) 优选射孔弹型 18 图 2－ 5 油层污染厚度与产率比的关系曲线 取孔密分别为 1 24 孔 /m，相位 90186。 ，进行射孔弹型对产率比的敏感性分析，结果见表 2－ 9。 可以看出，在其它参数不变的情况下， YD102 弹的产率比最高， YD89弹次之， YD73 弹最差； YD102 弹的射孔深度为 ， YD89 弹为 ， YD73弹为。 由于 YD73 弹无法穿透污染层，故被淘汰。 YD89 弹与 YD102 弹的产率比较为接近，因此推荐 A19 断块使用穿透能力较强的 YD89 弹。 表 2－ 9 射孔参数优选结果 序号 射孔 弹型 产率比 （ PR） 相位角 度 孔 密 孔 /m 穿 深 mm 孔 径 mm 套降系数 % 1 YD－ 102 90 24 20 16 2 YD－ 89 90 24 20 16 3 YD－ 73 90 24 20 16 基本认识 通过对油井产能进行分析认为， （ 51/2in）套管完井方式是适宜的，有利于将来进行分层开采及各种分层作业，射孔参数也是合理的，因此应坚持目前的完井方式、射孔工艺及射孔参数。 小井眼完井采油可行性论证 虽然近几年来井径 （ 4in）、 （ 41/2in）的小井眼井在大庆、长庆 19 等油田得到一定量应用（其中大庆现有小井眼井 508 口，长庆 107 口，吉林 30 口，华北油田为 7 口），一般在钻井完井方面可节资 9%～ 15%，采油工程方面约可节资 8%～13%。 然而，目前小井眼钻采设备的可靠性，特别是采油工艺技术还不够成熟和配套（主要是动态监测无法进行，分采、分注工艺不成熟），因此，当选择小井眼采油时，必须在考虑建井期间费用节约的同时，考虑其采油过程中维护费用的增加以及综合应用效果是否较常规井更好。 华北油田小井眼采油工艺技术研究起步较晚，小井眼钻机、钻井定额、以及注、采、测试工艺尚不配套，为确保 A19 断块生产正常运行，在当前情况下，建议暂不考虑大量或整体应用小井眼采 油。 油井举升工艺方案 举升设计 1） 采油方式优选 采油方式的选择需根据油藏地质特征、流体性质和试油试采资料、油田开发指标，并综合考虑油田所处地面环境、能源供给情况、现有设备的举升能力等技术、经济条件进行对比分析优选。 A19 断块压力系数为 ～ ，不能自喷投产，因此需要人工举升采油。 (1) 人工举升方式的优选原则 ① 确保完成油田开发方案部署的配产指标。 ② 立足减少井下作业工作量，减少操作管理人员，可靠性强。 ③ 所选机械采 油方式具有长期连续生产的能力，技术上可行，管理上方便，经济上合理，综合效益好。 (2) 人工举升方式选择方法 目前，国内外常用的人工举升方式主要有：有杆泵、电动潜油泵、水力活塞泵、气举、螺杆泵、射流泵以及提捞采油等。 由于提捞采油不能满足 A19断块的开发配产要求，气举采油不具备条件（无稳定气源），故这两种人工举升方式不予考虑。 在其它几种方式中，应用等级综合参数加权法进行优选。 等级综合参数加权法是在考虑技术、工艺、使用条件、经济和社会等诸多因素的基础上，计算每一种人工举升方式的综合参数分值，进 而选出最佳的人工举升方式。 20 评价人工举升方式的综合参数分为两组：一组用来评价某种人工举升方式成功应用的可能性，用 X表示，采用五级评估系数，即 X＝ 4为优秀， X＝ 3为良好， X＝ 2为及格，X＝ 1为差， X＝ 0为不可能；另一组用来表征某种人工举升方式的复杂性、投资费用等，用 Y表示，采用三级评估系数，即 Y＝ 3为上等， Y＝ 2为中等， Y＝ 1为下等。 等级综合参数用 Z表示，由下式计算： YXZ （ 2－ 1） nni i XX （ 2－ 2） mmi i YY （ 2－ 3） 式中： Z ——评价某种人工举升方式的综合参数分值； X ——评价某种人工举升方式适应性的局部综合参数分值； Y——表征某种人工举升方式有效性 的局部综合参数分值； ii YX， ——专家给出的局部参数的评估值； nm， ——局部参数 X、 Y的数量。 综合参数分值较高的人工举升方式即为最适宜的人工举升方式。 根据国内外的生产实践经验，结合 A19断块的具体情况，并参照有关专家意见，确定出 Xi、 Yi的评估值见表 2－ 10和表 2－ 11，计算结果见表 2－ 12。 从表 2－ 12中可以看出，有杆泵和螺杆泵举升方式的综合参数值都比较高，因此这两种人工举升方式都比较适应于 A19断块的生产需要。 表 2－ 10 局部参数 X 的评估值 局部参数相， Xi 不同人工举升方式的评估值 有杆泵 电动潜油泵 水力活塞泵 螺杆泵 射流泵 X1 低产井、低气井 4 1 3 4 3 X2 中深井 4 2 4 2 4 X3 长期连续工作 3 3 3 2 3 X4 生产测试 3 1 1 1 1 X5 调整产量灵活性 3 3 3 3 3 X6 采油工艺配套水平 4 2 2 2 2 21 X7 设备温度 70℃以下连续工作 3 3 3 3 3 X8 产出液中含机械杂质 1%以下 2 2 2 4 2 X9 水淹油井 3 3 3 3 3 X10 强 采 3 4 3 2 3 X11 产出液中高含蜡量 3 2 3 4 3 X12 气候恶劣边远地区 2 2 4 2 4 X13 自动化采油、调参 2 3 3 2 3 X14 现场人员熟悉程度 4 3 3 2 2 表 2－ 11 局部参数 Y 的评估值 局部参数相， Yi 不同人工举升方式的评估值 有杆泵 电动潜油泵 水力活塞泵 螺杆泵 射流泵 Y1 操作可靠性 3 3 3 2 3 Y2 生产管理简便性 3 2 3 3 3 Y3 能量利 用有效性 2 3 2 3 2 Y4 系统灵活性 2 2 1 2 1 Y5 装备维修保养简单性 3 2 3 3 3 Y6 生产运行费用 2 3 2 3 2 Y7 初始基础建设有效性 2 1 2 3 2 表 2－ 12 等级综合参数加权法计算结果表 举升方式 参 数 有杆泵 电动潜油泵 水力活塞泵 螺杆泵 射流泵 X Y Z 2） 人工举升方式的确定 (1) 有杆泵采油 有杆泵采油设备可靠，现场人员熟悉，容易操作，工艺技术配套程度高，应用偏心井口可进行产液剖面测试。 (2) 螺杆泵采油 螺杆泵不仅适用于高粘度、高含砂原油的生产，而且对于普通油藏及水驱油藏后期高含水开采阶段也表现出很好的适用性。 此外，螺杆泵结构简单，易于管理，设备投资及安装费用少，单井地面设备投资约为抽油机的 1/2～ 1/3，节能效果显著，相同工况 22 下的用电量约为有杆泵的一 半左右。 (3) 人工举升方式优选结果 综合考虑有杆泵、螺杆泵的生产特点及 A19断块的生产条件，推荐 A19断块应用有杆泵、螺杆泵两种采油方式并举。 其中一部分井 应用有杆泵 [2]，并全部安装偏心井口，以便录取井下生产动态资料，具体动态监测井位按表 2－ 13部署。 其它井采用螺杆泵生产，以便降低投资。 这两种采油方式在 B油田均已应用多年，现场人员比较容易掌握其操作管理。 这样一来，既通过有杆泵解决了井下资料的录取问题，同时又通过螺杆泵采油降低了投资，是比较理想的选择方案。 3） 举升工艺管柱 (1) 有杆泵举升工艺管柱。 有 杆泵举升管柱见图 2－ 7。 抽油杆为 D 级钢杆，油管选用 73mm（ 27/8in）平式油管。 表 2－ 13 A19 断块开发动态监测井号的确定 井 区 设计总 井数 口 采油 井数 口 动态监 测井数 口 所占 比例 % 初期动态监测井号 （抽油机井） 备 注 A19 井区 28 19 6 A19－ － 1－ 1－ 3 A21 1 口井待定 A18 井区 42 34 8。 A18－ 2 井区 5 1。 合 计 75 15 注：表中数据 根据研究院《油藏工程方案》。 (2) 螺杆泵举升工艺管柱。 螺杆泵举升管柱见图 2－ 8。 抽油杆为空心杆，油管选用 （ 31/2in）平式油管。 23 图 2－ 7 有杆泵采油管柱图 图 2－ 8 螺杆泵采油管柱图 4） 举升设备及参数设计 (1) 基础数据 设计所需基础数据列于表 2－ 14。 按照开发方案， A19 井区单井产油 ,考虑到油田开发几年后提液的需要，借鉴数值模拟结果，得出 A19 断块在不同含水下的开发指标预测结果列入表 2－ 15（参考研究院的油藏数值模拟结果）。 表 2－ 14 油井举升设计基础数 据表 地理位置 A 油藏驱动类型 水驱 油层中深， m 1600 生产套管内径， mm 油井类别 直井 有效渗透率， 10－ 3m2 井底温度， ℃ 温度梯度， ℃ /100m 原油相对密度 天然气相对密度 饱和压力， MPa 压力系数 产出水相对密度 原油凝固点， ℃ 30 原油粘度， mPas 含砂量， % 0 表 2－ 15 预测开发指标 开发阶段 单井产油量 t/d 生产压差 MPa 油层静压 MPa 含水率 % 生产油气比 m3/t 1 8 2 8 3 8 4 8 5 6 7 8 9 10 将表 2－ 1表 2－ 15 中数据输入计算机，应用 ―油井生产动态模拟与优化设计 ‖软件，预测有杆泵、螺杆泵采油的机、杆、泵不同组合及举升参数。 (2) 有杆泵举升设备及参数设计 ① 举升设备。 所用最大最小载荷、最大扭矩的计算公式如下： 24     17901 239。 lrm a x SnWWP （ 2－ 4） )1 7 9 01( 2rm i n SnWP  （ 2－ 5）  m i nm a xm a x 2 0 8 0 0 PPSSM  （ 2－ 6） 式中 Pmax——光杆所承受的最大载荷， kN； Pmin——光杆所承受的最小载荷， kN； Mmax——光杆扭矩， kNm； Wr——抽油杆产生的载荷， kN； Wl——油管内液柱产生的载荷， kN； S——光杆冲程， m； n——光杆冲次， 1/min。 根据以上公式计算不同泵径、泵深下的载荷和扭矩，得出含水 80%条件下的计算结果，见表 2－ 16。 可知在开发初期，采用 38mm 泵生产时， 最大载荷在 左右， 8型机可以满足举升需要。 在开发后期，采用 56mm 泵进行提液时，杆柱最大载荷可达，扭矩达到 m，需采用 10 型机生产，建议采用节能型抽油机。 抽油泵选择整筒式泵。 ② 举升参数。 a．敏感性分析 ——泵挂敏感性分析。 根据计算结果，绘制不同含水（ 10%、 30%、 50%、 80%）下泵挂。