直读测调偏心恒流配水器研制

冀东油田大斜度井分注中,常规偏心配水器存在投捞困难、测调成功率低的问题,普通同心配水器则存在小注水量配注合格率低、注水量难恒定、测调扭矩大等问题。为此,研制了一种新型直读测调偏心恒流配水器。该配水器设计了V形水嘴、小直径陶瓷柱塞和偏心调节阀,采用齿轮传动方式调节水嘴开度,降低了漏失流量,提高了注水量调节精度;设计了恒流控制机构,可消除注水压力波动影响,实现恒流注水;设计了桥式通道,可在不同工况下持续提供水流通道。该配水器具有小流量精准配注、连续测调、测调效率高、注水量恒定等特点。在冀东油田大斜度井成功应用25井次,测调成功率为97.6%,配注合格率为92.7%,实现了高效精确测调和恒流注水。该技术可满足大斜度井多级分注及高效测调的需要,提高注水效果。     

桥式同心分层压降测试仪器研制与试验

针对丛式井组开发分注管柱有效期短、分注井测调成功率及效率低等问题,开发了桥式同心分层注水技术。为了完善配套桥式同心分注技术,以桥式同心配水原理为基础,研制了桥式同心分层压降测试仪器,制定了分层压降测试方法,解决了桥式同心分注井无法测试分层压降的难题,实现了多层分注井双卡井下单层压力直测。该技术在长庆油田现场试验10井次,最大井深2 536 m,最大井斜35.8°,试验成功率100%,应用效果良好。该仪器的研制成功极大地提升了桥式同心分层注水技术的适应性,更进一步掌握了油藏分层压力情况,有利于指导油藏动态调整。     

桥式同心分层注水工艺的研究与试验

由于常规偏心分注技术、桥式偏心分注技术存在着测调成功率低、效率低、工作量大、作业风险大等诸多问题,提出了桥式同心分层注水工艺技术。该技术将可调式水嘴与配水器一体化集成,实现配水器中心通道内免投捞配水作业模式,通过地面可视化直读方式操作井下测调仪与配水器同心定位对接,实现流量测试与调配同步进行,具有较高的测调成功率和工艺效率。桥式同心分层注水工艺在长庆油田现场应用1 664口井,施工成功率100%,分层测调合格率96.8%,平均单井测调时间4~6 h,具有一定的推广价值。     

同心电动井下测调仪的研制与应用

针对定向井分层注水测试调配成功率和效率低、小水量测调精度低等问题,研制了同心电动井下测调仪。该测调仪动力传递设计为同心连杆机构,动力传递效率高,集成了超声波流量计和水嘴调节机构,可实现流量测试和水嘴调节同步,同时具备磁定位功能,可以准确判断井下配水器和封隔器位置。同心电动井下测调仪在长庆油田应用3 500余井次,测调全程电缆作业,1次下井完成全井所有层段测试调配,测调成功率95%以上,2层分注井平均测调时间4~6 h,3~5层分注井平均测调时间6~8 h,单层5 m~3以上注水量测调误差10%以内,实现了分注井高效测调技术的升级。     

桥式同心分层注水测调工艺研究及应用

桥式偏心分层注水工艺需要精确的机械导向、定位和对接,导致测调工具机械结构复杂、动力传递效率低等问题。结合空心分层注水工艺的同心对接和桥式偏心过流通道层间干扰小的优点,提出桥式同心分层注水工艺,并形成桥式同心测调工艺技术。采用具有机械结构简单的同心连杆动力传递机构,集流量测试和水嘴调节于一体,实现测调同步,具有高效、准确、实时、动力传递效率高等优点。现场应用证明,单层最小注入量为20m3或更低,单井平均测调时间可由桥式偏心电缆的2d缩短为8h以内,取得了较好的效果。     

井下空心恒流量配水技术研究

为了解决注水系统压力频繁波动容易造成注水井的实际配注偏离地质配注,以及测调工作量大且难以控制的问题,利用固定节流-差式减压原理,研制了井下空心恒流量配水器。通过数学模型的建立、仿真及对配水器进行流量-压差试验,证明了恒流量配水器对1.0～5.0mm所有水嘴均能起到恒流作用,恒流压差1.2～30.0MPa,恒流量3.8～169.2m3/d。现场应用表明,配水技术能保证注水量的定量控制,提高了注水层段合格率和测试效率,实现了油田稳定注水。     

分层注水可调水嘴调节能力仿真计算与分析

注水量精确控制是分层注水工艺的难点,特别是低渗透油藏的小水量分层注水控制尤为困难。根据智能注水井可调水嘴的控制机制,建立了二层分层注水的系统水力学模型。应用有限元方法获得了"U"形可调水嘴的流量系数与水嘴开度的关系,在此基础上数值求解二层注水系统水力学模型,模拟计算了注水量和地层吸水压力变化对水嘴开度的影响。结果表明,注水量和异常的地层压力是制约自动水嘴调节能力的最重要因素,过小的注水量和异常的地层吸水压力会导致水嘴开度过小而无法正常工作。     

数字式分层注水流动特性研究与分析

针对长庆低渗透油藏精细分层注水特点,常规分注技术存在实时监控难以及测调过程复杂等问题,提出了数字式分层注水技术。该技术应用配水器集成孔板流量计、一体化可调水嘴、电机、验封短节、井下电源、通信模块及控制芯片等部件,实现了配水器的自动验封、自动调节、数据实时录取与存储和无线通信的功能,极大地提高了注水过程的自动化水平。通过分析油管的沿程流阻、水嘴和流量计的阻力损失,建立了数字式分层注水井注水的流动特性分析力学模型。利用该模型可以计算得出井下各层的注水压力及水嘴开度关系,进而优化注水参数,提高分层注水效果。     

分层注水技术在中亚RN非均质碳酸盐岩油田的应用

RN油田是中石油海外经营开采最早的、中亚规模较大的碳酸盐岩油藏。油田自然递减率高,主力油藏地层压力保持水平低,纵向动用程度不高,层间矛盾大。结合油田实际情况,研究了3种分层注水技术——液力投捞分层注水、同心双管分层注水、桥式偏心分层注水技术。现场应用表明,桥式偏心分层注水和同心双管分注技术应用效果显著,液力投捞分注技术不适用于该油田。该研究对海外碳酸盐岩油田开发具有重要指导意义。     

井下自动分注测控技术及应用

精细分层注水是低渗透油藏保持地层能量、提高水驱动用程度最经济有效的技术手段。针对大井组、丛式井定向井分注管柱有效期短、分层注水合格率下降快及人工作业效率低的问题,研发了分注井井下自动测控技术。该技术将一体化数控水嘴、小型化流量计、验封短节、压力测试机构及控制模块创新集成,实现自动测调和自动验封,摆脱了人工测调模式,具有集成化程度高、自动化程度高、复杂井况适应性强及分层注水合格率高等特点。在长庆姬塬油田注水开发中进行了扩大试验,分注管柱有效期延长至2年以上,无线通讯成功率100%,试验成功率95%以上,分层注水合格率90%以上,具有广阔的推广应用前景。     

长庆油田同心验封测调一体化分层注水技术

为了提高长庆油田定向井小水量分层注水的测试效率、降低作业强度及测试成本,研究了同心验封测调一体化分层注水技术及关键工具。该技术采用机电一体化控制方法,利用电缆控制井下测试仪器进行验封及测试调节工作;借鉴离合器的工作原理,将电动直读验封仪与同心电动测调仪集成为验封测调一体化仪器,不仅使其具有验封仪、测调仪的功能,而且还进一步提高了仪器的集成化、自动化程度。该技术在长庆油田430余口井进行了应用,一趟作业完成全井验封、测调等全部工序,测调成功率达到98.0%,单层测调误差小于10.0%,单井验封测试时间由6～8 h缩短至4 h以内,单井年作业费用降低0.96万元。同心验封测调一体化分层注水技术为低渗透油藏低成本开发提供了一种新的技术手段。     

波码通信分层注水技术研究及现场应用

常规分注井无法连续监测数据,需人工定期测调确保分注合格率。随着技术进步,国内油田逐步向数字式分注发展。长庆油田以超低渗透储层为主,层间非均质强,小层注水量小,通过持续攻关,创新提出了波码通信分层注水技术,攻克了小水量测试调配及远程无线通信与控制难题,形成了适合长庆油田的带压作业模式。该技术通过压力流量波码实现地面与井下数据无线远程传输,配水器实现井下分层流量自动测调与数据录取,现场应用1200余口井,地面与井下无线数据传输距离达到2800m,分层注水合格率长期保持90%以上,最长有效期近4年,单井年节约测试费用5万元,解决了常规分注技术面临的技术瓶颈,人员劳动强度大幅降低,提升了油田注水精细化水平。     

超深井碳酸盐岩油藏裸眼分层注水管柱研究

塔河油田的奥陶系碳酸盐岩油藏属于微裂缝发育,油藏埋深5 400～6 900 m,地层压力61.8MPa（5 600 m）,地层温度120～140℃（5 600 m）.随着油藏注水替油失效井的增多,需要通过分段注水来提高驱油效果与采收率.由于采用先期裸眼完井,在裸眼井段实施分段注水,普通裸眼封隔器等井下工具不能满足需要.针对这些问题,从方案优化、裸眼封隔器等井下工具优选、超深井管柱受力分析及优化设计、验封及投捞测配工艺技术研究和防腐防垢措施等方面开展研究,提出超深碳酸盐岩油藏裸眼分层注水技术.2口井的现场试验均取得了成功,全井配注误差＜10％,配注合格率＞90％.     

长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%～10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m3/min,注入量为300～600 m3,可在裂缝深部40～80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。      

水平井井下取样找水技术

见水是长庆油田多段压裂改造、注水开发水平井出现的重点问题之一。见水后含水快速上升,产能迅速下降,严重制约水平井的高效开发及规模应用。找水技术是控水稳油的前提,常规技术受测试段数的影响找水周期长(60~80 d)、费用高(产液剖面测试费用80万/井次),不能满足长庆油田水平井规模开发的需要。通过创新研制井下取样器,且在室内评价试验中满足井下75℃、40 MPa的取样条件,进一步通过现场试验井的生产动态变化规律确定取样时机和取样方式,形成一套完整的井下取样找水技术,使找水周期缩短到6~7 d,找水费用降低到20万/井次。由此可见,井下取样找水技术从现场试验及经济效益方面均有大幅优化,为今后长庆油田水平井找水措施提供了经济有效的技术手段。     

低渗油藏注水井试井压力响应机理及解释模型

针对低渗透油藏注水开发特点,在考虑启动压力梯度方向性和时效性的情况下,提出了低渗储层注水井井下关井试井压力响应机理。据此,综合考虑启动压力梯度、井筒储集效应、表皮效应、储层非均质性等因素,建立了低渗储层井下关井奢件下泣水井的试井解释数学模型,应用Bessel函数、Green函数和Stehfest数值反演算法对模型进行求解。利用该模型对长度油田注水井进行试井解释实例分析,解释结果与实际资料相吻合,较真实地反映了低渗储层的参数和渗流特征,可为制订注水开发方案提供依据。     

不压井防喷带压作业装置在长庆油田的应用

长庆油田广泛应用注水工艺,注水井井下作业较频繁。在注水井检串作业之前,必须停注检串井及周围的注水井,然后放喷,待水井压力下降到0.5 MPa以下时才能进行检串作业。为了减少水井停注次数,避免放喷降低区块地层压力,减轻环境污染,引进了不压井防喷带压作业装置。现场应用情况表明,该装置可降低油水井维护费用,减轻对油气层的伤害及对地面的污染,延长油气层寿命,为油气藏评价提供准确数据。最后分析了不压井防喷带压作业装置存在的问题,指出了该装置今后的研究方向。     

双向高承压可钻式水平井堵水桥塞研制与试验

长庆油田水平井机械堵水管柱受复杂井筒状况等因素影响,存在配套的水平井机械堵水工具承压能力不足和长期置于井下起不出的问题,为此对其进行了针对性研究。通过改进桥塞结构、优选胶筒材料,研制了双向高承压可钻式水平井堵水桥塞,已在长庆油田5口水平井应用,室内试验及现场应用结果显示,封隔器工作压力双向承压70 MPa以上,边钻边捞的解封方式,钻除时间不超过8 h,实现趾部位置出水水平井井筒高压条件下长效、安全卡堵。