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目前海上油田防砂完井注水管柱不具有洗井功能,注水井长期注水会有污垢、有机沉积、腐蚀物质以及杂质等注入地层,使得注水压力上升、注水量降低,严重影响注水效果;长时间不洗井会出现管柱上提困难,造成大修作业,增加注水井作业成本。鉴于此,将注水管柱配套反洗插入密封工具、防返吐工作筒和配水器工具,可实现注水井不动管柱注水、反洗工艺技术切换,加强海上油田防砂完井井筒维护与管理,提高注水质量,降低注水井反洗成本,缩短施工周期,增强注水效果。现场应用情况表明,经过反洗的注水井注水压力降低,地层吸水指数提高,注水井分层配注量明显增加;井筒及近井地带得到了清洗,井筒内污垢、腐蚀物和杂质均被清除,解决了钢丝作业遇阻问题,改善了注入水质,增强了水驱开发效果。 相似文献
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涠洲12-1N油田是注水开发油田,地饱压差大。该油田注水水源由涠洲12-1A平台提供,管网注水压力14 MPa,在该注入压力下,注水量有限,注采比仅为0.25。为满足注采要求,必须进行增压注水(净增压值7 MPa),但由于受平台空间的限制,地面增加设备非常困难。提出了运用潜油电泵"倒置"于注水井井筒中,将14 MPa注水源增压至21 MPa来实现增压注水的方案。现场实验结果表明,涠洲12-1-B15井注水量由330 m3/d增加至1100 m3/d,满足了注采要求。该研究成果填补了国内海上油田井下倒置式潜油电泵增压注水的空白。 相似文献
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为了解决海上油田分层注水井管柱结垢、腐蚀,油层污染、堵塞,注水压力上升等问题,结合海上油田注水井地层条件、完井方式和生产管柱型式等特点,研究设计了提升式、液控膨胀式、插入密封式等3种反洗井管柱,进而提出了3种海上油田分层注水反洗井技术。阐述了提升式、液控膨胀式、插入密封式等3种反洗井管柱的设计原则、设计关键点和管柱组成,以及3种海上油田分层注水反洗井技术的技术原理、技术参数和使用条件。现场应用表明,本文提出的3种反洗井注水管柱技术能够在不动注水管柱条件下实施反洗井作业,达到维护注水井井筒、清洗注水管柱、提高分层注水效果的目的,目前已在绥中、渤西、渤中、辽东、蓬莱等作业区取得成功应用,具有较好的推广应用价值。 相似文献
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为真实反映薄油层内水平井及近井地带流体流动情况,针对水平井近井渗流问题,以水平生产段为研究对象,根据压力与流量在边界处的连续性,同时考虑井筒内的加速度附加压力降,建立了薄油层射孔水平井井筒内流动与油藏渗流耦合数学模型。利用该模型进行实例分析,结果表明:近井地带压力分布呈波浪线形;沿井筒方向,近井地带压力随着井长增加而降低;井筒内流体流速呈阶梯增加趋势。建立的模型直观地考虑了射孔位置与数量,为水平井完井设计提供了理论基础。 相似文献
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越来越多的海上油田步入开发中后期,储层压力衰减严重,致使产量递减率大,严重影响油田开发效益。注水开发是补充地层能量保障油田稳产的最佳手段。针对海上油田出砂严重及大注入量需求问题,研究了一种适用于海上注水井的大通径分层防砂工艺管柱,通过管柱关键工具的优化设计,使得防砂管柱全通径由?120.65 mm提高至?152.4 mm;分层注水管柱中心管由?88.9 mm增大至?114.3 mm。该管柱可以提高单井的最大注水量,解决海上油田存在的井口压力受限导致注水量受限和无法满足油藏配注要求等问题,同时也利于后期的修井、弃井作业,为分层防砂工艺管柱设计提供参考。 相似文献
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近年来海上平台注水能量补充工艺有效解决了油田开发中后期普遍存在产能递减快、压力亏空、增产难的问题。但稠油油藏开发中流动阻力大、采油转注水需动管柱作业,仍是制约油田实现增储上产及降本增效的重要因素。注采轮换能量补充联作技术在实现分层注水或笼统注水的同时,可不动管柱实现注水层、水源层的单独生产及闭式注水,且利用深层地热水资源实现稠油热驱,提高地层及井筒流动性,提高采收率。本文主要介绍其设计原理、关键工具功能及参数优化、技术现场应用情况。 相似文献
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注水开发是海上油田开发的重要手段! 尤其对于进入中高含水期的老油田,注水关系到了油田的稳产与增产。但是注水系统也是海上油田的耗能大户,占到了海上油田总能耗的30%~40%。目前国家对节能减排的要求越来越高,同时海上众多老油田由于电力紧张限制了产能的提高。目前海上注水开发油田一般仅设置一个
压力等级的注水系统,对于注入压力低的注水井在井口对高压水源进行节流注入,造成了注水系统的大量能耗损失。文章从压力分配、能耗分析与经济对比等方面进行综合分析,论证多压力注水的可行性。 相似文献
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在以往油田生产系统进行局部优化研究的基础上,利用系统工程思想将整个油田生产系统划分为地面注水、注水井井身、油藏、采油井井身和地面集输5个子系统,利用流量、压力和温度3个动态参数将5个子系统进行有机串联,着眼于整个系统的能耗最优化。大庆油田杏六联地区799口油水井的措施制定和配套管线、场、站的调整工作表明,该方法能够准确计算油田生产过程各子系统的能耗,是合理控制能量消耗的有效途径和方法,对油田生产系统整体优化工作有一定的指导意义。 相似文献
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南海EP油田为低品位稠油油田,开采过程中面临地层天然能量不足、原油流动性差、平台有限空间布置地面人工注水设施困难等问题。为有效开发EP油田,提出了一种利用深部高温含水砂层在井下人工注水的闭式地热水驱技术。从深部巨厚水层加热效应、自源闭式注水方式适应性、井筒流动性改善的“拐点”效应、井筒再造技术释放油井产能等4个方面,分析了EP油田地热驱油的可行性。运用油藏工程方法、物理模拟实验和数值模拟法,评价和预测了该油田地热水驱采收率。物模结果表明,地热驱油可以使地层温度提高40℃,最终驱油效率提高14.72个百分点;数模方法预测地热水驱可提高采收率13.09个百分点。选取EP油田A14井组进行了现场试验,实施地热水驱后,井区压力得到恢复,水井对应的3口油井产量上升,首口见效井日产油由30 m 3提高到102 m 3,地热水驱效果显著;目前已实施2口地热注水井。 相似文献
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降压增注酸化工艺在濮城南区沙二下油藏中的应用 总被引:3,自引:2,他引:1
濮城油田南区沙二下油藏是具有多油层开发的油藏,纵向上发育8个砂层组,37个含油小层。油藏储层在物性上表现为较强的非均质性,胶结物粘土含量高,易膨胀。长期的注水开发使注水井油层近井地带受到堵塞、结垢、污染等伤害,严重制约油田的高效开发。针对存在的问题,运用降压增注工艺技术,通过在井网注采关系完善区,选择在生产过程中由于污染、结垢、堵塞造成注水量下降或注水压力上升的水井,整体实施降压增效,收到良好的效果。该工艺不仅能达到较好的降压、增注目的,而且有效期长,是改善非均质油层注水开发油田状况的主要措施之一。 相似文献
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高升油田难采储量区块和注水区块开发过程中,由于油藏埋藏深、储层物性差、粘土含量高、储层受伤害等原因,注汽和注水困难,蒸汽吞吐和水驱油效果差。针对高升油田长期以来存在的主要问题,进行了强穿透活性解堵技术的研究。应用表明强穿透活性解堵剂可有效解除油层污染,提高近井地带储层渗透率,降低注汽和注水压力,增加注汽和注水量,提高区块开发效果。 相似文献
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秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域,油田构造幅度较为平缓,储层为复杂河流相沉积,油藏埋深浅,油质稠,油水关系复杂,投产初期生产状况差,基本没有无水采油期。在没有海上同类油田注水经验可借鉴的情况下,针对油田地质油藏特征和生产动态特点对秦皇岛32-6油田实施了注水开发。注水井选择原则为静态上考虑砂体展布及水驱程度,动态上考虑地层压降及转注井生产状况,用低效井替代设计注水井;注水模式为“早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡”。秦皇岛32-6油田实施注水后取得了很好的开发效果。 相似文献
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海上油田开发以水平井大斜度井居多,开发井层数多,层间矛盾大。针对目前开发方式无法实现对油层进行精细开采的现状,提出了海上油田液控智能采油工艺技术。该工艺利用八挡位井下液压滑套配合液压解码器可以实现多层的精细开采,同时设计的水嘴结构可以实现多层流量精细的调节与大产液量的调节。井下液压解码器利用排列组合的原理,在降低管线数量的同时,实现了井下层位的选择与高压控制液引导,并通过计算管线摩阻,为现场管线的选择提供了理论支撑。试验结果表明:油嘴结构可以实现0~800 m 3/d的精细调节;井下液压滑套换向功能可靠,换向压力稳定在2 MPa左右,可实现0~2800 m 3/d的产量调节。该工艺不受水深和井斜等限制,最多实现了6层井的精细开采,提高了作业效率,可为海上油田精细化开采提供技术保障,同时也可为深水油田的开发提供技术储备。 相似文献