论文部分内容阅读
摘要：针对目前桥式偏心分注工艺投捞工作量大、故障率高，液力投捞分注工艺分层级数受限，以及出砂区块马142出砂重，分注困难等问题，开展了桥式同心分注技术研究及应用，在马142块应用7井次。该工艺有效解决了出砂区块出砂重影响分注难题，提高了分注井测试成功率、效率和精度，大幅减少水井故障率，满足油田精细分层注水的需要，为兴隆台采油厂老区稳产提供技术支持。
关键词：桥式同心;注水;测调
一、前言
马142块是兴隆台采油厂低产低效区块之一，位于兴隆台油田西部，含油面积3.3平方千米，地质储量704万吨。该区块主力油层为东营组，油层深度为1500m-2100m。岩性为细粉砂岩，泥质含量较高，范围在15%-50%。该区块是1975年投入开发，最高峰时区块日产油达800余吨，经过一段时间稳产之后，含水不断升高，产量开始下降，并由于储层出砂等原因影响，油水井不断关停，区块濒临报废。2017年以来对该块实施了二次开发，共部署调整井44口，目前已全部投产，但均为天然能量开采，地层压力系数下降较快，目前地层压力系数为0.6，日产液从550方降至不足200方，且由于油层泥质含量较高，造成生产井出泥浆及细粉砂严重，区块内油井卡泵、砂埋油层问题突出，平均检泵周期仅213天。
为减缓区块递减速度，地质技术人员在马142块投产之初就积极开展了注水调整研究。
为区块油井提供有效注水，采用分层注水、精細化注水，针对出泥浆及细粉砂对分注井的注水效果及分注技术提出更高要求。
目前普遍采用桥式偏心分注技术，该技术虽然能起到一定注水效果，但存在以下问题：1）
在出砂区块调整水嘴开度困难，由于泥浆及沙粒填埋水嘴位置，使水嘴与测调仪器对接不上。2）测调仪器开水嘴时扭矩过大，大部分开不动水嘴，一般扭矩均超过20Nm。
3）桥式偏心配水器卡距必须大于8m。
针对区块油层性质及现有技术的不足，2019年我们首次引进成熟分注技术——桥式同心分注技术。
二、桥式同心分注技术
该技术管柱组成：主要由油管、Y341或K344可洗井注水封隔器、桥式同心配水器、球座等组成。其原理是利用注水封隔器实现层段封隔，桥式同心配水器实现各层水量注入，利用地面直读验封技术实现管柱验封，直读同心测调一体化技术实现各层水量调整和测试。
该技术核心就是桥式同心配水器，桥式同心配水器主要由导向装置、定位装置、桥式过
流通道、同心可调工作筒等组成，主要包括上接头、外套、主体、旋转套、绝缘内套、绝缘外套、密封垫、防转外壳、防转子、防转主体、下接头等零部件。
技术参数：
工具优点：
（1）配水工作筒和同心可调水嘴一体化设计，为一个整体配水器，不再需要进行水嘴投捞工作;
（2）井下调节器与配水工作筒的定位对接和水量大小调节对接均为地面下入、同心对接，对接成功率高;
（3）改变扭矩传递方式，测调仪扭矩大，对腐蚀、结垢污水回注井适应性强该技术扭矩：压差20MPa调节扭矩<8Nm;
（4）具有较大流通面积的桥式过流通道。且相邻两个配水器间的距离由8m下降至1.5-2m。
三、现场应用情况
2019年在马142块共计实施桥式同心技术7井次，日注280方，配注280方;跟踪受效油井20井次，累计增油1044.7吨、降水993.6方。7口水井未出现下测调工具遇阻情况，且验封合格率为88.2%，测调成功率81%，通过注水补充地层能量，配合油井完善层系，马142块整体产量明显提高，目前日产油量由注水调整前的46.7吨最高上升到100.4吨，目前稳定在77吨，综合含水由64%降到61%。取得较好的精细注水效果。
四、结论及认识
（一）通过现场试验7口井，桥式同心注水技术能满足现场精细注水要求;
（二）下步针对出砂严重，研究优化桥式同心注水配套技术，整体提高桥式同心注水技术水平。
（三）下步对返吐砂较重、井斜较大，油冒较多的注水井实施桥式同心分注技术规模化应用，为我厂注水开发提供技术支撑。
参考文献：
[1] 黄甫，杨元明，王小娟，同晓侠，.桥式同心分注工艺技术研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量，2013，0（15）：75-75.
[2] 耿海涛，肖国华，宋显民，胡慧莉.同心测调一体分注技术研究与应用[J].断块油气田，2013（3）：406-408.
[3] 李宏伟，袁永文，杨红刚，程严军.桥式同心分注工艺在青海油田的应用[J].青海石油，2014，0（3）：65-70.
[4] 李建强，张立民，宋显民.冀东油田多级分注工艺技术[J].石油工程建设，2005（z1）：67-71.
[5] 韩承骋，陈雷，孟康，马雄.桥式偏心分层注水水嘴选配方法研究[J].断块油气田，2013，20（5）：659-662.
作者简介：
吕哲勇，男，1983年10月27日，2009年毕业于长江大学石油工程专业，现在中油辽河油田公司兴隆台采油厂工艺研究所工作，工程师。
关键词：桥式同心;注水;测调
一、前言
马142块是兴隆台采油厂低产低效区块之一，位于兴隆台油田西部，含油面积3.3平方千米，地质储量704万吨。该区块主力油层为东营组，油层深度为1500m-2100m。岩性为细粉砂岩，泥质含量较高，范围在15%-50%。该区块是1975年投入开发，最高峰时区块日产油达800余吨，经过一段时间稳产之后，含水不断升高，产量开始下降，并由于储层出砂等原因影响，油水井不断关停，区块濒临报废。2017年以来对该块实施了二次开发，共部署调整井44口，目前已全部投产，但均为天然能量开采，地层压力系数下降较快，目前地层压力系数为0.6，日产液从550方降至不足200方，且由于油层泥质含量较高，造成生产井出泥浆及细粉砂严重，区块内油井卡泵、砂埋油层问题突出，平均检泵周期仅213天。
为减缓区块递减速度，地质技术人员在马142块投产之初就积极开展了注水调整研究。
为区块油井提供有效注水，采用分层注水、精細化注水，针对出泥浆及细粉砂对分注井的注水效果及分注技术提出更高要求。
目前普遍采用桥式偏心分注技术，该技术虽然能起到一定注水效果，但存在以下问题：1）
在出砂区块调整水嘴开度困难，由于泥浆及沙粒填埋水嘴位置，使水嘴与测调仪器对接不上。2）测调仪器开水嘴时扭矩过大，大部分开不动水嘴，一般扭矩均超过20Nm。
3）桥式偏心配水器卡距必须大于8m。
针对区块油层性质及现有技术的不足，2019年我们首次引进成熟分注技术——桥式同心分注技术。
二、桥式同心分注技术
该技术管柱组成：主要由油管、Y341或K344可洗井注水封隔器、桥式同心配水器、球座等组成。其原理是利用注水封隔器实现层段封隔，桥式同心配水器实现各层水量注入，利用地面直读验封技术实现管柱验封，直读同心测调一体化技术实现各层水量调整和测试。
该技术核心就是桥式同心配水器，桥式同心配水器主要由导向装置、定位装置、桥式过
流通道、同心可调工作筒等组成，主要包括上接头、外套、主体、旋转套、绝缘内套、绝缘外套、密封垫、防转外壳、防转子、防转主体、下接头等零部件。
技术参数：
工具优点：
（1）配水工作筒和同心可调水嘴一体化设计，为一个整体配水器，不再需要进行水嘴投捞工作;
（2）井下调节器与配水工作筒的定位对接和水量大小调节对接均为地面下入、同心对接，对接成功率高;
（3）改变扭矩传递方式，测调仪扭矩大，对腐蚀、结垢污水回注井适应性强该技术扭矩：压差20MPa调节扭矩<8Nm;
（4）具有较大流通面积的桥式过流通道。且相邻两个配水器间的距离由8m下降至1.5-2m。
三、现场应用情况
2019年在马142块共计实施桥式同心技术7井次，日注280方，配注280方;跟踪受效油井20井次，累计增油1044.7吨、降水993.6方。7口水井未出现下测调工具遇阻情况，且验封合格率为88.2%，测调成功率81%，通过注水补充地层能量，配合油井完善层系，马142块整体产量明显提高，目前日产油量由注水调整前的46.7吨最高上升到100.4吨，目前稳定在77吨，综合含水由64%降到61%。取得较好的精细注水效果。
四、结论及认识
（一）通过现场试验7口井，桥式同心注水技术能满足现场精细注水要求;
（二）下步针对出砂严重，研究优化桥式同心注水配套技术，整体提高桥式同心注水技术水平。
（三）下步对返吐砂较重、井斜较大，油冒较多的注水井实施桥式同心分注技术规模化应用，为我厂注水开发提供技术支撑。
参考文献：
[1] 黄甫，杨元明，王小娟，同晓侠，.桥式同心分注工艺技术研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量，2013，0（15）：75-75.
[2] 耿海涛，肖国华，宋显民，胡慧莉.同心测调一体分注技术研究与应用[J].断块油气田，2013（3）：406-408.
[3] 李宏伟，袁永文，杨红刚，程严军.桥式同心分注工艺在青海油田的应用[J].青海石油，2014，0（3）：65-70.
[4] 李建强，张立民，宋显民.冀东油田多级分注工艺技术[J].石油工程建设，2005（z1）：67-71.
[5] 韩承骋，陈雷，孟康，马雄.桥式偏心分层注水水嘴选配方法研究[J].断块油气田，2013，20（5）：659-662.
作者简介：
吕哲勇，男，1983年10月27日，2009年毕业于长江大学石油工程专业，现在中油辽河油田公司兴隆台采油厂工艺研究所工作，工程师。