海上采油平台注聚DCS控制系统

绥中36-1油田I期调整全面注聚方案中,井组注聚规模扩大,工艺流程及控制复杂,原PLC控制系统已不能满足注聚工艺的需要,为此提出了全面注聚DCS控制系统应用方案.此系统融合间歇生产和连续生产为一体,PCS和ESD为一体,跨平台控制与通信,综合应用多种控制技术,具有系统冗余度高、扩展性好等特点.     

改善DCS系统的报警管理

现代的DCS系统功能强大且结构复杂。对其进行良好组态可以帮助操作者对生产过程进行最优控制。报警的组态必须考虑到控制目标及安全目标。但是，应用中退即使是最智能化、得到最精心应用的报警原理也发挥不了其作用。问题的基本原因在于组态是固定的，而针对的对象是整个操作及过渡状态。许多DOS系统的最佳工作点都是在“正常”工况，即稳态下。多数计划工况，如启动、停车、切换和再生等都不是稳态。而那些非计划工况、根据经验，也不是稳态。本文的正常工况的定义是指那些计划的操作状态的变化，非正常工况正好相反。     

国内海上注水开发油田注采系统调整潜力

海上部分注水开发油田的吸水指数随着含水率的增加呈递减趋势,注入能力的下降、注水井点及注水量的不足将直接影响油田未来的产液量。通过注采系统调整,优化油水井数比可以有效改善水驱效果。在考虑生产压差、安全注水压差及压力保持水平基础上建立了注采系统调整评价方法,定量评价了海上三大类注水开发油田未来注采系统调整潜力。结果表明,注采系统调整的重点在陆相稠油及陆相整装中低黏油田,年增油量可达到(50~260)×10~4m~3。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术探讨

在执行海上油田稠油热采工作中,构建出一套相对完备的海上稠油热采井注采一体化技术体系,在很大程度上帮助实现海上油田稠油的大规模热采开发,具有较好的经济效益和社会效益.     

海上油田同井注采技术开发与应用

针对海上油田开发生产中出现的油田注水水源不足,采油井多层系开发调整要求分层段、分阶段转注及采油井伴生气回注等技术问题,开发了同井采注工艺技术。将有水层注水井的水层打开提供水源,同时保持原注水井正常注水,与平行双管相比,单管大排量同井采水注水技术使同井采水量从800 m3/d提高到2 500 m3/d;对不同目标层位可分别进行采出或注入,即同井采油注气或同井采油注水,相当于把原来的1口井变成2口井使用,提高了单井利用率,实现了一定范围的井网优化。该技术在渤海湾SZ36-1J、Z9-3、LD10-1等油田成功应用8口井,已成为老油田稳产增产的重要技术手段,为新开发油田生产完井开辟了一个新的完井模式。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

海上同心管射流泵注采一体化技术研究

海上热采技术已在渤海油田稠油区块取得了良好的开发效果,但是仍主要采用注采两趟管柱,由此导致作业时间长、修井作业成本高、修井过程中洗压井对油层造成冷伤害等问题.结合海上热采技术特点与平台要求,通过研发同心管射流泵、注采一体化采油树、井下安全装置,构建了海上同心管射流泵注采一体化技术.室内和现场试验结果表明,注采一体化技术...     

海上热采注汽管柱设计方法及应用

渤海油田石油资源以稠油为主,多元热流体吞吐是动用海上稠油资源的有效技术手段.现场注汽井多以水平井、大斜度井为主,井身结构复杂.注汽管柱在下入、注汽生产以及上提解封过程风险大.热采井注汽管柱设计是保证管柱下井安全及顺利施工的关键.本文通过空间双向弹簧元模型建立了海上热采井注汽管柱力学模型,并针对渤海油田某区块注汽井进行了...     

海上油田同井注采一体化技术研究与应用

针对海上油田采油平台油井投资高、井间距大、井槽数量少的特点,在充分进行国内外调研的基础上,通过研制适宜的工艺管柱及配套的井下工具,研发了同井注采一体化技术,包括同井注气采油、同井采油注水、同井采水注水和水聚分注技术,可以把原来的1口井变成2口井,在不增加新井的前提下成功缓解了海上油井数量对油田增产的制约,节省了油田钻井和平台建设的开发成本,降低了油田生产投资风险,为油田产量快速增长和节能减排(减排污水、CO2减排)等方面做出了贡献,并在现场应用中获得显著的经济效益。     

应用油水井立体调整技术降低注采系统能耗

随着油田开发的不断深入,高含水层、高含水井点逐渐增多,油层平面差异大、层间干扰严重,如何调整高低含水层注采关系,合理控制低效无效循环是目前油田开发中急需解决的问题。针对上述问题,采用了油水井立体调整技术,实现了高、低含水层的区分对待,有效控制了低效无效注采,降低了注采系统能耗。现场应用4个井组,通过调整前后对比,平均井组产液降低29.2 t,产油增加0.5 t,年控制无效产液0.96×104t,减少无效注水53 m3,年控制无效注水1.75×104m3,当年投入产出比达到1∶2.24。     

海上水平井同井不同压裂裂缝注采模拟

为高效开发海上低渗透油田,研究了水平井分段压裂后采用远端裂缝注水、近端裂缝采油的同井注采开发模式,建立了物理模型和数学模型.通过对模型的求解、生产动态预测软件的研制和模拟,分析了不同裂缝条数和裂缝导流能力下油井日产油量、累计产油量和含水率的变化.结果表明:随着采油裂缝条数的增加,油井初期日产油量增加、后期日产油量下降,油井含水上升越快、含水率越高;油井日产油量和累计产油量随着裂缝导流能力的增加而增加,但增加幅度会下降.针对给定的油藏参数,水平井分段压裂3条裂缝最好,裂缝导流能力在35 μm2·cm为佳.     

海上热采井高效注汽及监测工艺研究与应用

渤海油田采用现有热采注汽管柱注汽时井底蒸汽干度低,达不到方案设计要求,同时注汽管柱自身无长效测试功能。 为进一步提升海上油田注汽工艺管柱性能,开展了高效注汽及监测工艺管柱研究。 通过模拟计算,明确了影响注汽管柱隔热效果的影响因素,研制了气凝胶隔热管＋隔热接箍组合管柱,提升了注汽效果;以高温光纤测试技术为基础,结合海上热采井特点和测试需求,优化设计了长效测试工艺。 现场试验表明,高温光纤测试工艺首次成功实现了海上热采井全井筒长效测试,可满足海上热采井长效测试技术需求;通过高温监测数据进行拟合计算,应用高效注汽工艺后,井底干度可达 0.50 以上,注汽效果大幅提升。 配套形成的高效注汽及监测工艺管柱将进一步提高海上稠油规模化热采开发效果。     

注采系统连通性研究

在注水油藏开发后期,搞清注采系统的连通性,对于制定合理的开发调整方案是非常重要的.对油水井关联值A进行了定义,以PI(注水井压力指数)决策为基础,从渗流力学出发,确定了油水井关联值A,介绍了如何根据A值来进行油水井连通关系的判断:将注水井和对应采油井问的A值排序,A值越大,则对应油井与水井的连通性越好,A值越大的采油井方向即注水井注入水的主流向;将采油井和对应注水井间的A值排序,A值越大,则对应注水井与采油井的连通性越好,A值越大的注水井方向即采油井产出水的圭供水源.以陈庄油田陈15-13井组为例进行了A值的计算及连通性判断,据此制定了"堵住高渗条带,启动中低渗层"开发调整原则,现场试验后,整个井组的含水呈下降、产量呈上升趋势,见到较好的堵调效果.     

二元复合驱注采系统的腐蚀性研究

针对二元复合驱现场实际,通过静态挂片失重试验、动态滚轮失重试验、电化学极化测试技术、微观分析技术,对碳钢、不锈钢在碱+聚合物二元复合驱介质中的腐蚀速率、腐蚀电化学行为及腐蚀机理进行了研究.得出结论不锈钢在碱、聚合物单一介质及碱+聚合物二元复合驱介质中其腐蚀形态为典型的点蚀.如果注采系统使用碳钢,应采用涂层保护.室内试验结果表明环氧类涂料不但具有良好的物理机械性能,而且具有很强的抗二元复合驱介质侵蚀的能力.     

提高热采注汽系统热效率的研究

为了降低热采成本和提高经济效益 ,建立了热采注汽系统热效率的数学模型。根据实测数据计算了 9个注汽系统的热效率。提出了改进注汽系统热效率的行之有效的措施。根据排烟的氧含量的大小 ,可以确定注汽锅炉热效率改进程度 ;按管线允许热损失量和保温材料种类 ,设计保温层厚度 ,可大大提高输汽管线热效率。仅此两项 ,即可使大部分注汽系统热效率提高 7%以上 ,井底蒸汽干度提高 10 %以上。     

实用型注汽锅炉热效率在线监测系统

注汽锅炉是稠油热采的重要核心设备和能耗设备,研制尤其是应用注汽锅炉热效率在线监测系统,对提高注汽锅炉的热效率以及促进注汽锅炉经济运行有着重大作用。由注汽锅炉标准配置的现场仪表、再增添几个现场仪表和热效率集算器就组成了实用型注汽锅炉热效率在线监测系统,这一监测系统不仅造价低、而且实用性强,可成为注汽锅炉操作人员日常操作、工况调节、不同注汽锅炉负荷率下仍保持在热效率高效区运行的有效工具。     

海上油田电控液驱分层注采系统研究

为保障精细分层开采工艺可靠性及实现井下参数的测试,根据电控设备快速、集成化及液压设备稳定性好、扭矩大的特点,开发了一种电控液驱分层注采控制系统。详细阐述了控制系统、电控解码监测装置与液压驱动多级滑套等重要部件的工作原理、结构组成及技术特点,进行了电控液驱分层注采现场选井设计。研究结果表明：该控制系统实现了井下大于6层注采层位快速、可靠的控制及参数监测;电控解码监测装置解码响应时间由纯液控的5 min降至毫秒级,单层液控滑套的调整时间由20 min缩短至1 min以内;设计的液压驱动多级滑套采用旋转换挡形式,可以实现8个开度的精细调节,配注量最大误差为5%。研究结论可以为油藏开发决策提供技术参考。     

调整卫10块注采压力系统研究及应用

针对中原油田卫10块开发中暴露出的平面及层间非均质加剧、水驱状况差异大、高压欠注、能量不足等注采压力系统不合理问题,通过油藏精细描述、密井网微构造、测井资料二次解释、油藏数模等技术措施的应用。注采压力系统得到优化,开发指标变好,水驱控制和水驱动用程度得到了提高。