渤海油田噪声-流量测井与PEAK工具组合找漏堵漏技术

油套管漏失和管外窜槽等问题影响油气水井正常生产,特别是海上平台井筒发生漏失,大修费用高、周期长。噪声-流量测井可获取井下各深度处的噪声和流量数据,对噪声数据进行傅里叶变换,得到不同深度位置频率和幅值的对应关系,再通过流体流经不同部位时频率和幅值的响应特征,辅以流量数据,实现准确定位井筒管漏的目的;PEAK跨隔堵漏工具可以坐封在任意深度,基于它的中通特性,跨隔工具坐封堵漏后,管道上下空间正常连通。在渤海油田S4井应用,通过对噪声频谱和流量数据的分析,确定油管漏点在1494.0 m附近,下入PEAK跨隔工具封堵漏点上下各6 m范围,成功实现精准找漏堵漏并恢复正常生产,初期日产液180 m^3。该方案可避免大修作业,为今后油套管管漏问题提供有效应对方案。

生产油管找漏技术在海上油田的应用研究

针对于海上油田的电潜泵油井在生产油管出现破损泄漏而导致产液量急剧下降或关停现象,本文通过一系列研究分析,引入噪声辅助流量的测井作业方式,可实现在生产油井的油管破损泄漏点精确定位;并通过海上某油田现场实际应用,成功实现了破损点位置确定,为该井的下步方案提供了措施方向。

高压注水下套管蠕变损坏的机理研究

油田注水开发以后,由于泥岩吸水蠕变,使非均匀地应力作用于水泥环和套管而导致水泥环和套管发生径向缩径变形。通过建立套管—水泥环—泥岩围岩蠕变力学模型,定量计算和分析了井壁泥岩蠕变载荷分布和变化规律,水泥环和套管外壁径向和环向载荷分布规律,揭示了套管外壁环向载荷分布规律是引起套管变形损坏的直接原因;套管外壁径向载荷与地应力分布规律、套管变形趋势相反说明水泥环在套管抵抗非均匀载荷时起到改变受力边界的作用。通过对套管损坏机理的研究,提出预防高压注水泥岩层的套管损坏主要从防止注入水窜入软弱的泥岩夹层和提高油层附近泥岩层段套管强度两方面入手,为后续套管损坏防治工作提供借鉴。

钢丝开关层防卡问题剖析与处理措施

针对海上油田的电潜泵分采管柱在日常使用钢丝开关层过程出现的大量遇卡等复杂情况,综合海上油田钢丝作业中的一些常规防卡措施,通过分析在防卡的基础上引入治卡措施,研究优化了一种震击式防上顶工具,并引入连接在钢丝开关层工具串组合中。新的钢丝作业技术在预防钢丝工具串开关层被上顶遇卡基础上,可充分发挥震击式防上顶作用,通过现场应用成功实现钢丝工具串遇卡现象处理,为该类型问题处理提供了经验。

海上油田潜油电泵"Y"型管柱测试堵塞器的研究及应用

针对目前海上油田潜油电泵"Y"型管柱结构在产液剖面测试过程中,经常会出现一些因传统测试堵塞器卡死电缆或密封不严泄露回流等造成的复杂工程现象,通过原因分析并对密封方式进行研究,设计了一种新型测试堵塞器.该测试堵塞器采用一级盘根密封和二级流管密封结合,密封性能较好且结构简单,便于现场操作人员组装维护.在海上油田现场大量应用效果表明,该堵塞器解决了传统测试堵塞器卡死电缆等疑难问题,成功实现了复杂井测试作业.

基于阶梯式流量测试评价方法的注水井破裂压力预测

为保障注水井合理安全注水,单井注水管理过程中需要对实际破裂压力进行预测,以确定注水井口限压。根据海上油田单井注水储层特征及控制条件,建立一种阶梯式流量测试评价方法,并确定其选井原则及施工注意事项。通过在井口注水过程中的记录,获取连续稳定的多级流量和压力数据,分析注入速率与井底压力两者曲线的变化关系,推算出不同目标井的地层破裂压力值。现场应用表明,该测试方法所预测的破裂压力与目标井理论剪切破裂压力值较为吻合,能简便快速实现单井实际注水破裂压力的推算,并针对性地设计小于破裂压力的合理注水压力。阶梯式流量测试评价方法对现场调整单井提压注水具有良好的指导作用。

出砂在线监测技术在油田生产中的应用与研究

海上稠油油田的适度出砂开采技术需要一种有效的实时出砂监测系统,而油井的过度出砂能严重损坏设备,影响生产^([1])。为了在出砂生产和防砂之间寻求最优的解决方案,实现油井适度出砂,需要一套出砂监测系统进行实时监测,持续有效显示出砂信息,为出砂生产和防砂提供最优的策略。文章介绍了出砂在线监测的主要设备及应用,具有较高的参考价值。

超高含水期稠油油藏CO_2驱提高采收率实验研究

针对超高含水期稠油油藏注水开发效果不明显的问题,进行CO_2驱室内实验研究,分析注气速度、气体组分、压力衰竭速度和生产方式等因素对CO_2驱提高稠油采收率的影响。研究结果表明,在超高含水期稠油油藏开发中,低注气速度、高CO_2纯度以及压力衰竭生产方式均有助于提高稠油采收率。

适度防砂井采油树冲蚀作用的分析与认识

针对渤海油田在适度防砂井日常生产过程中所面临的井口冲蚀问题,通过结合渤海油田常用采油树类型,建立相应的CFD模型,并采取非均匀结构化网格划分;分析了不同产液量、含砂量及砂粒尺寸对流道冲蚀分布轨迹状态,以确定井口采油树受冲蚀磨损的关键区域。结果表明,出砂含量的增加会加剧采油树内壁特定区域冲蚀范围的集中,出砂粒径变化会导致冲蚀位置及最大冲蚀率产生有规律性的分布。该研究为渤海油田采油树安全检测及现场安全生产管理提供一定的指导意义。

多功能超声成像测井仪在工程测井中的应用

油井完整性检测在油田生产过程中关系到油井的安全高效开发,现有完整性检测技术手段多样,但往往局限于某一项检测内容,作业时效有所限制。多功能超声成像测井仪一次下井可实现管柱内外壁及固井质量检测,使一次下井同时完成套管损伤检查和固井质量评价成为可能,显著提高工程测井的时效,为油井完整性检测提供综合而全面的信息。MUIL采用超声波旋转扫描的方式对井眼纵向和径向方向信息进行采集,超声回波分析及成像可以直观地描述套管损伤腐蚀情况,声阻抗分析可以对套管-水泥环间的泥胶结质量进行定性评价,已在南海西部地区和阿联酋地区成功应用,为工程作业提供了准确可靠的套管损伤和固井质量等基础信息。

海上油田聚驱中后期井网加密剩余油分布

油田实现稳产需要考虑产液量、注水量、注水时机、含水率、井网密度等因素。海上油田受生产空间等因素限制,当现有井网适应性变差时,应进行井网加密调整来增加可采储量。在室内人造平板模型上,对剩余油分布进行了物理模拟实验研究。利用饱和度监测技术测量物理模型含油饱和度的变化规律,进而从饱和度分布、采收率等参数来研究井网加密时机以及加密效果。实验采用一注三采的反九点井网注采方式,对比了注聚后含水率在65%和75%、70%和80%、75%和85%时分别进行一次和二次加密,研究发现在含水率65%时进行一次加密,在含水率75%时进行二次加密的方案提高最终采收率的程度最大,但不同井网加密时机条件下的最终采收率差别不大。在物理模拟实验数据的基础上,用数值模拟方法进行了分析预测,结果表明当井网不调整时,高渗带及中渗带是提高采收率贡献的主力条带,低渗带仍然存在大量未动用剩余油。井网调整后高渗带和低渗带是聚驱阶段提高采收率贡献的主力条带。不同的井网调整时机对于整体开发效果及最终采出程度的影响不大;但是井网调整时机越早,采油速度越高,能够在更短的时间内采出更多的原油,这与物理模拟实验结果基本吻合。

油田生产流程絮状物治理探究与实践

某油田生产处理流程在生产过程中出现大量絮状物不明物流,严重影响油田正常生产。为从根本上消除絮状物的持续产生,在对絮状物进行物性分析及生产流程分析后,通过现场实验发现了絮状物产生的根本原因,并提出了针对性的治理措施,及时解决了油田生产过程中出现的问题。文章通过对絮状物从发现到寻找根源,到治理的整个过程的记录,总结了油田上生产流程中出现影响正常生产的不明物流时的排查方法和治理思路,对解决类似问题具有指导借鉴意义。

海上油田精细注水管理方法研究与实践

由于储层和生产特点,渤海N油田存在注水井注入压力上升快、分层调配有效期差异大、精细注水监测滞后等问题,精细注水管理提升需求迫切。为此,渤海N油田采取了以下精细注水管理措施:考虑近井地带污染对注入压力的影响,通过引入附加压降,对注水压差进行了修正,对最大井口注入压力进行优化;首次明确了合理调配周期,形成了注水井差异化调配的管理方法;通过挖掘现有作业数据,在不增加成本的基础上,实现了对分注井精细注水质量的及时监测。实施海上油田精细注水管理措施后,N油田自然递减率减缓2.1%,节约作业成本4.4%。矿场实践证明,应用精细注水管理方法可以显著提升注水开发效果,降低油水井作业成本,油田开发效益显著提高。

强储层非均质性高含水井组立体挖潜方法及实施效果

渤海A油田于2009年投产,根据油藏砂体平面展布及纵向叠置情况,采用水平、定向井结合,不规则井网注水开发。油田现已进入中高含水开发阶段,部分单井含水率甚至突破80%,稳油控水难度大。为减缓自然递减率,虽然已对高含水油井实施大泵提液,但收效甚微,单井日均增油量仅为5~8 m3。考虑提液井液量及生产压差已临近出砂极限,A油田以油藏工程理论为指导,以生产测试资料为依据,采用氮气泡沫复合调剖体系实施目标井组的立体挖潜,取得了显著成效。