论文部分内容阅读
[摘 要]充分分析了蒸汽吞吐开发的超稠油直井在放喷过程的不同阶段存在的各种问题，采用多种方法加强井放喷精细管理研究，并取得了较好成绩，为超稠油同类型油藏在放喷管理工作的开展具有现实性指导意义。
[关键词]曙光采油厂采油作业五区 超稠油 直井 放喷 精细管理
中图分类号：TE218 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0019-01
前言
曙光采油厂采油作业五区位于饶阳河河畔，目前以开发超稠油油藏为主，直井放喷井次多、管理难度大，因此直井放喷阶段的精细管理对超稠油油井延长生产时率、确保正常生产，起着至关重要的作用。
一、油藏概况
采油作业五区超稠油区块含油面积3.08Km2，地质储量2162×104t，开发目的层为兴隆台油层，目前总井数298口，开井156口，日产液2148t，日产油620t，综合含水71%。
油藏埋深-650～-920m，有效厚度25.3m，孔隙度30.8%，渗透率1660×10-3μm2 ，属高孔隙度、高渗透率储层，岩性以不等粒砂岩为主，其次为粉砂岩和砾岩，粒度中值平均为0.425mm，胶结类型主要为孔隙式胶结。原油物性为超稠油，原油粘度平均16×104mPa·s，原油密度1.0098g/cm3。
二、放喷井存在的问题
油井放喷生产是地层一个能量释放的过程，目前我区有36%超稠油直井部署在饶阳河河套区域内，若管理不当，放喷期间井喷等事故将直接导致饶阳河及近海的污染。就放喷井而言易出现以下问题：因油层埋藏浅，压实作用差，地层胶结疏松，油井放喷液量控制不平稳，造成瞬间压差过大，易造成油层激动出砂；近井地带地层出砂形成亏空，放喷不稳定，易造成套坏发生；油井放喷末期由于井筒原油温度不断降低、粘度不断增大，井口回压升高，易在环套空间内形成“死油”区，造成“假死”现象；放喷末期，油井产液量、含水及温度降低，冬季易发生冻堵管线事故。
三、超稠油直井放喷精细管理方法
油井放喷过程中随着油井压力的不同，放喷过程中存在的问题也不同，因此将油井放喷阶段分为初期、中期和末期三个阶段，结合放喷管理指导方法，针对不同放喷阶段中存在的问题采取具体解决措施：
1、放喷初期合理调整放喷强度，防止油井出砂、套坏
油井放喷初期套压≥4MPa，因压力高、温度高，油层易激动出砂、套坏。此阶段主要以含砂监测为依据参考放喷温度，控制采液强度，并安装2-3mm小油嘴防止放喷液量过高。放喷阶段以含砂监测为0%、放喷温度﹤120℃为标准。对于曾大修或目前带病生产的油井，阶段产液强度则按正常油井产液强度的70%执行。
根据油井井况及出砂情况，正常井放喷初期设定为1.2t/m生产，连续跟踪化验含砂，依据化验结果阶梯式调整产液强度。在化验含砂为0%的前提下，正常井逐步将产液强度上调至1.4t/m、1.6t/ m。个别油井在放喷过程中“抽活”现象，放喷温度偏高。为保证放喷井正常计量及回油管线安全，此时以放喷温度为控制标准，将放喷温度控制在120℃以内。放喷过程中若在某阶梯强度内化验出砂，则该井的合理放喷强度应控制在该阶梯强度以下。根据实际放喷数据，曙127454兴隆台南区块北部、中部、南部放喷强度分别控制在1.3t/d·m、1.4t/d·m、1.5t/d·m。
2、放喷中期及时掺稀油管理，放喷阶段充分卸压
放喷中期（1MPa≤套压< 4MPa），油井产液含水低于80%，根据油管压力及时更换4-6mm油嘴。此阶段井筒温度及含水逐渐降低，井筒内产液易凝结形成死油区，发生“假死”现象，因此放喷阶段要选准时机合理掺油。
（1）放喷井掺油时机选择
放喷井掺油以综合含水及单井回压为主要依据，参考放喷压力合理选择掺油时机及掺油方式。放喷初期为高含水阶段，放喷液量、温度较高，回压处于正常范围，不需要掺油。进入放喷中后期或放喷末期，油井含水逐渐降至60%以下，井口取样观察产出液为流动性较差的稠油，回压达到0.6MPa以上，需要及时投地下掺油降粘，避免放喷井井筒内凝结形成死油区，发生“假死”现象。针对部分新井见油早、油稠、回压高需要在放喷中期掺油问题，在掺油压力低于套压情况下可实施比例泵地下掺油或双管掺油。
（2）确定合理的掺油量
放喷井掺油采取快加慢减的方式，新井一轮、二轮井初始投掺油量设为14方/天，三轮以上井设为10方/天，以井口返出稀油及回压控制在0.6MPa以内为标准再逐步下调掺油用量。通过放喷井套管掺油保证油套循环相通，井内及环空形成热场，不仅能使放喷井放喷阶段充分卸压，减少下泵作业占用时间，同时还能节省热油车替油费用。
3、放喷末期辅助接力泵及改造工艺流程，使放喷更彻底并易于管理
放喷末期（套压<1MPa），油井放喷液量大幅下降，此阶段采用无油嘴、无控制方式进行生产。主要做好掺油诱喷和及时启动接力泵工作。
（1）放喷工艺流程改造，减少管线冻堵。
油井到放喷末期时液量低、进站回压高，没有掺液循环，在冬季容易发生管线冻堵问题，为此进行了双掺工艺流程改造，将单管地下掺油改为地下、地面双管掺液方式，减少管线冻堵及接力泵干磨现象。
（2）放喷末期启动接力泵，使油井放喷更加彻底。
放喷末期井底流压较低，油井自喷能力降低。为使放喷彻底，避免“假死”现象，需要启接力泵生产。当井口压力与回油压力之间的压差小于0.3MPa时，为确保放喷产液平稳及满足产出液进站要求，应及时启接力泵生产。
四、结论与认识
1、合理控制放喷井产液强度及平稳放喷，可有效减少油井出砂套坏的发生。
2、放喷期单管掺液流程改双掺流程，既有效降低进站回压，又避免管线冻堵的发生，大大降低了员工的劳动强度。
3、放喷期及时进行掺油管理，可有效提高油井的诱喷能力，提高一泵到底率，减少作业占用时间。
4、放喷井的精細管理在生产中取得良好的效果，在总结经验的基础上我们制定出《超稠油直井放喷井精细管理操作标准》，在采油厂得到推广实施。
参考文献
[1] 许国民.曙光油田稠油开发技术与实践.辽宁科学技术出版社，229-230.
[2] 盛国富.吞吐井合理焖井时间的理论依据[J].国外油田工程，2005，（09）.
[3] 马春红，吴晓东.含水超稠油管输流动特性实验研究[J].石油大学学报（自然科学版），2005，（01）.
[关键词]曙光采油厂采油作业五区 超稠油 直井 放喷 精细管理
中图分类号：TE218 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0019-01
前言
曙光采油厂采油作业五区位于饶阳河河畔，目前以开发超稠油油藏为主，直井放喷井次多、管理难度大，因此直井放喷阶段的精细管理对超稠油油井延长生产时率、确保正常生产，起着至关重要的作用。
一、油藏概况
采油作业五区超稠油区块含油面积3.08Km2，地质储量2162×104t，开发目的层为兴隆台油层，目前总井数298口，开井156口，日产液2148t，日产油620t，综合含水71%。
油藏埋深-650～-920m，有效厚度25.3m，孔隙度30.8%，渗透率1660×10-3μm2 ，属高孔隙度、高渗透率储层，岩性以不等粒砂岩为主，其次为粉砂岩和砾岩，粒度中值平均为0.425mm，胶结类型主要为孔隙式胶结。原油物性为超稠油，原油粘度平均16×104mPa·s，原油密度1.0098g/cm3。
二、放喷井存在的问题
油井放喷生产是地层一个能量释放的过程，目前我区有36%超稠油直井部署在饶阳河河套区域内，若管理不当，放喷期间井喷等事故将直接导致饶阳河及近海的污染。就放喷井而言易出现以下问题：因油层埋藏浅，压实作用差，地层胶结疏松，油井放喷液量控制不平稳，造成瞬间压差过大，易造成油层激动出砂；近井地带地层出砂形成亏空，放喷不稳定，易造成套坏发生；油井放喷末期由于井筒原油温度不断降低、粘度不断增大，井口回压升高，易在环套空间内形成“死油”区，造成“假死”现象；放喷末期，油井产液量、含水及温度降低，冬季易发生冻堵管线事故。
三、超稠油直井放喷精细管理方法
油井放喷过程中随着油井压力的不同，放喷过程中存在的问题也不同，因此将油井放喷阶段分为初期、中期和末期三个阶段，结合放喷管理指导方法，针对不同放喷阶段中存在的问题采取具体解决措施：
1、放喷初期合理调整放喷强度，防止油井出砂、套坏
油井放喷初期套压≥4MPa，因压力高、温度高，油层易激动出砂、套坏。此阶段主要以含砂监测为依据参考放喷温度，控制采液强度，并安装2-3mm小油嘴防止放喷液量过高。放喷阶段以含砂监测为0%、放喷温度﹤120℃为标准。对于曾大修或目前带病生产的油井，阶段产液强度则按正常油井产液强度的70%执行。
根据油井井况及出砂情况，正常井放喷初期设定为1.2t/m生产，连续跟踪化验含砂，依据化验结果阶梯式调整产液强度。在化验含砂为0%的前提下，正常井逐步将产液强度上调至1.4t/m、1.6t/ m。个别油井在放喷过程中“抽活”现象，放喷温度偏高。为保证放喷井正常计量及回油管线安全，此时以放喷温度为控制标准，将放喷温度控制在120℃以内。放喷过程中若在某阶梯强度内化验出砂，则该井的合理放喷强度应控制在该阶梯强度以下。根据实际放喷数据，曙127454兴隆台南区块北部、中部、南部放喷强度分别控制在1.3t/d·m、1.4t/d·m、1.5t/d·m。
2、放喷中期及时掺稀油管理，放喷阶段充分卸压
放喷中期（1MPa≤套压< 4MPa），油井产液含水低于80%，根据油管压力及时更换4-6mm油嘴。此阶段井筒温度及含水逐渐降低，井筒内产液易凝结形成死油区，发生“假死”现象，因此放喷阶段要选准时机合理掺油。
（1）放喷井掺油时机选择
放喷井掺油以综合含水及单井回压为主要依据，参考放喷压力合理选择掺油时机及掺油方式。放喷初期为高含水阶段，放喷液量、温度较高，回压处于正常范围，不需要掺油。进入放喷中后期或放喷末期，油井含水逐渐降至60%以下，井口取样观察产出液为流动性较差的稠油，回压达到0.6MPa以上，需要及时投地下掺油降粘，避免放喷井井筒内凝结形成死油区，发生“假死”现象。针对部分新井见油早、油稠、回压高需要在放喷中期掺油问题，在掺油压力低于套压情况下可实施比例泵地下掺油或双管掺油。
（2）确定合理的掺油量
放喷井掺油采取快加慢减的方式，新井一轮、二轮井初始投掺油量设为14方/天，三轮以上井设为10方/天，以井口返出稀油及回压控制在0.6MPa以内为标准再逐步下调掺油用量。通过放喷井套管掺油保证油套循环相通，井内及环空形成热场，不仅能使放喷井放喷阶段充分卸压，减少下泵作业占用时间，同时还能节省热油车替油费用。
3、放喷末期辅助接力泵及改造工艺流程，使放喷更彻底并易于管理
放喷末期（套压<1MPa），油井放喷液量大幅下降，此阶段采用无油嘴、无控制方式进行生产。主要做好掺油诱喷和及时启动接力泵工作。
（1）放喷工艺流程改造，减少管线冻堵。
油井到放喷末期时液量低、进站回压高，没有掺液循环，在冬季容易发生管线冻堵问题，为此进行了双掺工艺流程改造，将单管地下掺油改为地下、地面双管掺液方式，减少管线冻堵及接力泵干磨现象。
（2）放喷末期启动接力泵，使油井放喷更加彻底。
放喷末期井底流压较低，油井自喷能力降低。为使放喷彻底，避免“假死”现象，需要启接力泵生产。当井口压力与回油压力之间的压差小于0.3MPa时，为确保放喷产液平稳及满足产出液进站要求，应及时启接力泵生产。
四、结论与认识
1、合理控制放喷井产液强度及平稳放喷，可有效减少油井出砂套坏的发生。
2、放喷期单管掺液流程改双掺流程，既有效降低进站回压，又避免管线冻堵的发生，大大降低了员工的劳动强度。
3、放喷期及时进行掺油管理，可有效提高油井的诱喷能力，提高一泵到底率，减少作业占用时间。
4、放喷井的精細管理在生产中取得良好的效果，在总结经验的基础上我们制定出《超稠油直井放喷井精细管理操作标准》，在采油厂得到推广实施。
参考文献
[1] 许国民.曙光油田稠油开发技术与实践.辽宁科学技术出版社，229-230.
[2] 盛国富.吞吐井合理焖井时间的理论依据[J].国外油田工程，2005，（09）.
[3] 马春红，吴晓东.含水超稠油管输流动特性实验研究[J].石油大学学报（自然科学版），2005，（01）.