《采油新技术简介》PPT课件

采油新技术简介,目 录,一、人工举升 二、三次采油技术 三、调剖技术 四、疑难井解堵技术 五、微生物采油 六、油井无线监控技术 七、超细水泥封堵技术 八、有杆采油系统参数优化技术 九、深抽降载技术,目 录,十、合注井分层测试工艺技术 十一、聚合物驱后地层残留聚合物再利用及接替技术 十二、机械堵水技术 十三、油气开采技术展望,一、人工举升,1、有杆泵采油 2、电动潜油离心泵采油 3、水力活塞泵采油 4、水力喷射采油 5、气举采油 6、螺杆泵采油,1、有杆泵采油,（1）、有杆泵采油装置,（ 2 ）、常规游梁式抽油机结构原理,1、有杆泵采油,抽油机发展历程 、一百多年来游梁式抽油机以其结构简单、易损件少、皮实耐用、可靠性强、操作简便、维修方便、维护费用低等特点一直占有杆采油地面设备的主导地位。 、但是由于发现的油田埋藏越来越深，加上注水开发，油井含水后液量不断提高，要求抽油机负荷和排量越来越大，暴露出游梁抽油机存在的以下弱点。 负荷加大，大马拉小车现象更为突出。 加大冲程减速箱扭矩成倍增加，进而加大减速箱和抽油机外形尺寸，使得总机质量急剧增加，制造18型以上抽油机几乎不可能。常规16型游梁抽油机总机质量已接近60t，设计的20型抽油机总机质量超过100t。,1、有杆泵采油,游梁式抽油机采用电能转换为旋转运动，再经过机械传动改变为上下往复运动，传动效率低，能量损失约为28%。 游梁式抽油机采用旋转平衡，净扭矩很难平稳，使得大马拉小车现象雪上加霜。 、由于游梁式抽油机存在以上问题，20世纪60年代国内外先后研制出前置式抽油机、异相曲柄抽油机、空气平衡抽油机，克服了一些缺点，但没有改变传动方式和平衡方式，因而没有解决根本问题。 、20世纪70年代以来各种形式的无游梁抽油机应运而生，其优点为： 每冲程90%时间为匀速运动，最大速度低，加速度小，动载和惯性载荷小，能耗低。,1、有杆泵采油,容易实现长冲程，大排量、总机质量轻。 这种机型虽然克服了常规游梁抽油机的部分弱点，但还存在一些问题，主要有结构复杂，运动件多，传动效率低，特别是采用了软连接寿命短，不皮实耐用，制约了推广应用。 、20世纪80年代以后又回到四连杆机构，创造出可变四连杆机构，克服了负扭矩，降低了启动扭矩，大马拉小车现象得到一定程度的改善，如双驴头抽油机、弯游梁抽油机等。但这些抽油机仍然没有脱离电能转换为旋转运动，再经过机械传动改变为上下往复运动，加上采用的旋转平衡，平衡效果不是很好，还有潜力可挖。,1、有杆泵采油,深井泵工作原理,1、有杆泵采油,2、电动潜油离心泵采油,(1)、装置及原理 井下部分 传输部分 控制部分,(2)、性能规格 国内外系列产品很多,2、电动潜油离心泵采油,(3)、系统设计 1、按配产配注要求，用流入动态IPR确定流压。 2、按流出动态TPR求出井底到泵吸入口和泵以上油管中流动压差，进而确定泵深和有效扬程。 3、电动潜油离心泵特性选泵、电缆、控制柜。 (4)、诊断 现场主要利用电流卡片和产量进行诊断。,2、电动潜油离心泵采油,3、水力活塞泵采油,(1)、装置及原理 1、装置：国内80%90%使用基本型（类似美国科贝公司E型泵） 整机由工作筒、沉没泵、固定阀三部分组成。差动换向机构在中间，上下各有一缸套、活塞和吸入排出阀，顶部为提升机构。 2、原理：利用换向阀和换向槽该变动力液流向而换向。 （2）、循环方式 开式 闭式（同心管、平行管）,3、水力活塞泵采油,（3）、系列规格 扬程15003500m，额定冲次4060min-1，冲程7502000mm，排量子11274m3/d。 （4）、设计 与电动潜油离心泵类似。 （5）、诊断 主要用顶部测压或计算压力及产量、动力液耗量进行综合分析，近年来开发出诊断仪，能做初步诊断。 （6）、问题 计量误差大、含水升高后动力液处理量过大。 优点：扬程高、排量大，适合高凝油开采、检泵方便。,4、水力喷射采油,（1）、装置原理 见图3-131。 （2）、其余与水力活塞泵类似，由于没有运动件对动力液要求不高。,5、气举采油,工艺配套、排量高、管理方便，但投资高、需要一定的管鞋压力。 （1）、装置原理 见图3-150。 主要设备：高压压缩机、高压管汇、气举阀（注入压力操作阀、生产压力操作阀、波纹管阀、弹簧阀、固定式、投捞式、导流阀、盲阀）、封隔器、单流阀。,5、气举采油,（2）、气举管柱 开式、半闭式、闭式。见图3-146。,5、气举采油,（3）、气举设计： 1、根据配产配注要求用IPR曲线确定流动压力。 2、用垂直管流确定压力分布。 3、选择合适的气举方式。 4、计算各级气举阀深度及打开压力（有图版）。 （4）、气举井诊断 与自喷井类似。,1.井下单螺杆泵（定子、转子等） 2.地面驱动装置（皮带轮和减速箱两级减速） 3.地面电气控制柜,一、采油螺杆泵由三部分构成：,6、螺杆泵采油,地面驱动装置由可自动调心的推力向心球面滚子轴承，承受泵的轴向负荷，采用皮带轮和齿轮两级减速，齿轮采用一对螺旋锥齿轮，传动平稳、承载能力高。用更换皮带轮调速，共可获得三种转速，具体见下表。皮带轮采用锥面联接，拆装方便。配有机械防转装置，采用棘爪、棘轮结构，有效地防止了停机时抽油杆倒转，避免了脱扣。,螺杆泵采油技术,二、地面驱动装置,螺杆泵采油技术,三、GLB单螺杆泵常用规格,螺杆泵采油技术,转子,定子,防转装置,螺杆泵采油技术,防转装置,螺杆泵采油技术,防转装置,防转装置,二、三次采油,1、简介 2、概况 3、存在的问题,1、简介,河南油田主力油藏在纵向上储层物性差异大,在平面上非均质性严重;注水开发中,在高渗透层或高渗透条带形成大孔道,使波及体积减少;由各种原因造成的高含水期剩余油分布零散。为提高驱油效果及原油采收率，近十年来，开展了以聚合物驱为主的三次采油技术研究。,聚合物用于EOR主要有两个目的： （1）改善流度比； （2）调整吸水剖面。 注聚合物溶液时，溶液主要进入高渗透层，与此同时，高渗透层的阻抗增加，这是溶液的高粘度造成的。当高渗透层的阻抗增加后，改注水，在高的注水压力下，迫使水进入低渗透层，从而实现高、低渗透层吸水指数基本一致，达到调整吸水剖面的目的。,2、概况,2、概况,十个区块，注聚井110口，对应油井229口，地质储量3235*104吨，聚合物驱控制储量2091.7*104吨，聚合物用量15572吨，预测增油192.79*104吨,方 案 设 计,2、概况,至2003年10月底，累计注入干粉15645吨，累计注入溶液16114255m3，聚合物驱累计增油量达到746225.4吨，平均吨聚合物增油47.7吨。,现 场 实 际,2、概况,双河油田聚合物驱区块平均吨聚合物增油39吨，下二门油田聚合物驱区块平均吨聚合物增油68.1吨。其中下二门油田H2油组阶段吨聚合物增油已达144.7吨，阶段提高采收率10.1%,现 场 实 际,2、概况,双河油田聚合物驱累计增油520685吨，2003年1-10月已增油106346吨，占双河油田产量的16.9%,2、概况,下二门油田聚合物驱累计增油317373吨，2003年1-10月已增油32961吨，占下二门油田产量的13.8%,2、概况,尽管聚合物驱技术经过多年的大量研究和现场实施，并取得了丰硕的成果和显著的经济效益。但是还存在一些较为严重的工程问题，如交联剂的腐蚀问题、凝胶的堵塞问题、聚合物驱产出液处理的问题、聚合物分注的问题、聚合物驱注入井和对应油井的堵塞问题等等。 这些问题不仅影响聚合物驱提高采收率的幅度，而且大幅降低聚合物驱的经济效益，必须对这些问题进行分析和研究。,三、调剖技术,一、实施调剖技术的必要性 二、调剖技术应用现状 1、钠土调剖技术 2、含油污泥调剖技术 3、交联聚合物调剖技术 三、目前存在问题 四、下步调剖工作建议,油田实施调剖的必要性,油田目前开发现状,目前河南油田进入特高含水开发阶段，综合含水达91.5%，可采储量的采出程度为79.93%，物质基础已相当薄弱。且地质构造复杂，油层非均质性严重，层内、层间、平面三大矛盾日益突出，由于长期注水失衡，欠注井层和欠注水量居高不下，吸水差及不吸水井数占总井数27%，吸水差及不吸水层数占总层数20%。造成大部分主力油层高含水，动用程度高，低渗透层动用程度很差。由于措施和新井产量已不能弥补老井递减，自然递减和综合递减比往年同期上升幅度增大，原油生产形势相当严峻。,油田目前开发现状,油田目前注水井现状,吸水差及不吸水井数占总井数27%，吸水差及不吸水层数占总层数20%。,开发中存在问题之一：层内层间非均性严重,双河油田438块1-2油组，分选系数1.5-2.5，粒度中值0.25-0.37毫米，平均0.306毫米；胶结以泥质为主，含量10%以下，灰质含量5%左右，以孔隙胶结为主，孔隙度18-21%，空气渗透率0.034-2.570m2,开发中存在问题之一：层内层间非均性严重,下二门油田H二段油组断块储层埋藏浅、胶结疏松，孔隙度5.14-31.33%，渗透率0.003-21.42m ，非均质性强，平均渗透率级差226，变异系数1.42。,开发中存在问题之二：吸水剖面差异大,开发中存在问题之二：吸水剖面差异大,下二门油田H二段油组,双河油田438块1-2层系,下二门油田能量分布结构不合理，高能量层含水高，中低渗透层含水虽低但能量低，动用程度差,开发中存在问题之三：中低渗透层动用程度差,调剖技术现状,单井调剖（浅调）,区块调剖（深调）,调剖技术现状,TP910 TP915 F917,磺原胶 MS-881 体膨型钠土 交联聚合物 含油污泥,几种调剖体系技术特点,调剖设备状况,调剖配液挤注装置,30m储液罐,8m配液罐,TDB液压调剖泵,能将各种调剖剂混配均匀，适用于各种调剂的混配；适用挤注三相泡沫、G级油井水泥、锯未、膨润土、污泥、聚丙烯酰胺、纤维等堵剂。,调剖技术应用情况,体膨型钠土调剖技术,含油污泥调剖技术,交联聚合物调剖技术,体膨型钠土调剖技术,体膨型钠土调剖技术,钠土是一种土状矿物，主要成分是蒙脱石族矿物，含量70%-80%，相对密度是2.4-2.8，粒径10m-12m。钠土调剖剂是在钠土加入了部分高聚物，经烘干、粉碎加工成粉剂颗粒混合体产品，固相颗粒直径3 mm -5mm。,钠土调剖剂是一种体膨型高聚物颗粒调剖剂，是注水井封堵裂缝、大孔道一种较好的堵剂，其作用机理是：用清水现场配制，调剖剂颗粒遇水体积膨胀，初膨倍数低，遇水30分钟膨胀6倍，吸水后相对密度接近于1，容易被水携带进入地层，在地层温度条件下，高倍膨胀，终膨倍数可达15-50倍，并有良好的稳定性和保水性。施工时，利用油层的非均质性，控制挤注压力在高、低渗透层的启动压力之间，使调剖剂只进入高渗透带或绝大部分进入高渗透带，从而达到封堵高渗透层段，调整吸水剖面，扩大水驱波及体积。,钠土调剖剂性质,钠土调剖剂作用机理,钠土调剖剂现场应用,钠土调剖剂施工效果评价,调剖后，注水启动压力上升，平均上升2.74MPa，吸水指数普遍下降，平均下降39.32m3/d.Mpa,钠土调剖剂施工效果评价,现场调剖10口井，调剖层段的同位素吸水剖面得到了不同程度的改善.以下2井为例，11个层均得到有效改善。,钠土调剖剂施工效果评价,截止1997年5月底,累计增油3783t，累计降水32783m3，平均含水下降1.7%,平均有效期达180d,含油污泥调剖技术,含油污泥调剖机理,调剖剂技术指标,含油污泥调剖是采用化学处理方法，有效地利用含油污泥中的泥组分、油组分，封堵注水层注水冲刷形成的孔道。根据含油污泥本身的物性，加入适量的悬浮剂，不仅能悬浮其中的固体颗粒，延长悬浮时间，增加注入深度，而且能有效地提高封堵强度。加入适量的添加剂，能将其中的油组分分散均匀，形成均一、稳定的乳状液。当乳化液在地层到达一定的深度后，受地层水冲释、以及地层岩石对乳化剂的吸附作用，乳化悬浮体系分解，其中的泥质吸附胶沥和蜡质，并通过它们粘联聚集形成较大粒径的“团粒结构”，沉降在大孔道中，使大孔道通经变小，封堵高渗透层带，增加了注入水的渗流阻力，迫使注入水改变渗流方向，从而起到提高注入水波及体积的作用，优化施工工艺，使其封堵住高渗透地带，而不污染中、低渗透层。,利用处理后的含油污泥作为调剖剂的技术原理主要是利用固体含量占1117%左右的泥组份及油组份封堵高渗透层，因此要求具备下列指标：（1）含油污泥粘度低，不大于0.3Pa .s，可泵性好。（2）加入悬浮剂后含油污泥悬浮性能好，沉降时间大于3小时。,含油污泥调剖技术,含油污泥调剖体系,含油污泥调剖剂,含油污泥（固含量8%-15%）加入悬浮剂和少量分散剂形成较大粒径的“团粒结构”堵塞油层大孔道。,微胶束母体干粉和复合阴离子树脂酸，封堵油层次生大孔道。,在低浓度高分子量的聚丙烯酰胺中加入少量交联剂XL、乌洛托品、间苯二酚等，在地层形成复合的弱凝胶体系，用于封口。,微胶束调堵剂,弱凝胶调剖剂,双437块含油污泥调剖现场应用,双437块含油污泥调剖现场应用,含油污泥调剖效果分析,调剖后，注水启动压力平均上升2.1MPa，吸水指数平均下降49.83m3/d.MPa。,含油污泥调剖效果分析,调剖3口井12层有9个层吸水状况得到明显改善。,2002年9月2003年11月该区块累计增油1228吨，降水3846立方米，至今还有3口井(2307、J2308、J2306）有效，日增油4吨,下二门油田H二段油组污泥调剖,1小层厚度大、小层间吸水差异大。2003年6.12-8.12选择主体区浅1、浅3、浅7、浅25、浅26、T5-216等 6口井进行含油污泥整体调剖。,下二门油田H二段油组调剖实施情况,含油污泥调剖前后注水压力情况对比,调剖前后对比注水压力上升2.6Mpa,浅26井调剖前后吸水剖面对比,H=12 H=13-5 H=16 H=18-10 H=111-13,该井5各层有2个层得到明显改善,下二门浅层系含油污泥调剖对应油井效果,到11月底对应16口油井中有5口油井有效，累计增油210吨,产量下降减缓,双河油田438块1-2层系污泥调剖,双河油田438块1-2层系污泥调剖实施情况,438块含油污泥调剖前后注水压力情况对比,调剖前后注水压力上升2.2Mpa.,438块含油污泥调剖对应油井效果,到11月底对应11口油井中有4口油井有效，累计增油140吨,交联聚合物调剖技术,交联聚合物调剖技术,延迟交联弱凝胶调剖体系,胶态凝胶（CDG）调驱体系,向地层注入聚合物和交联剂的混合溶液，该溶液在完全进入地层前保持低粘度和易流动性。注入过程中在高低渗透层的阻力差异条件下主要进入高渗透层，经过一段时间后在高渗透层中形成高粘度、流动性差的弱凝胶，大大增加高渗透地层的渗流阻力，迫使后期注入水进入低渗透层驱油，使低渗透层带的剩余油得以充分动用，从而起到达到调整吸水剖面和聚合物驱油的双重作用，最终达到提高原油采收率的目的,交联聚合物调剖技术应用,双北4层系区块整体调剖（五口井）于2003年2月23日开始施工，5月9日施工结束，历时2个半月，累计注入调剖剂20550m3。 调剖剂为HPAM/有机醛交联剂。,4层系调剖效果统计表,调剖前后注水压力上升1.0Mpa.,新4142,H412,调剖前后剖面对比,4口井23个层18个层吸水状况得到明显改善。,新4142井调剖前后吸水剖面对比,有效井2口（H424、H436）累计增油610吨,泌238断块位于下二门油田断块，构造基本形态为一南倾的断鼻或断背斜，构造幅度较大，构造局部高点位于T7-232井区一带.,交联聚合物调驱技术应用,B238区块调驱段塞流程图,交联聚合物调驱技术应用,下二门B238块调驱施工情况,B238块调驱施工于2003.8.21-9.12结束，总注入量2408立方米。调驱剂为HPAM、PHS交联剂、表面活性剂。,下二门B238块调驱前后注水压力情况对比,调剖前后平均注水压力上升3.8Mpa.,B238块调驱应用效果,B238块调驱前后对比，启动压力平均上升3.22Mpa .吸水指数平均下降29.24m3/d.MPa。,B238块调驱应用效果,截止11月底对应7口油井累计增油670吨,递减快的势头得到控制。,四、疑难井解堵技术,1、疑难井实施解堵措施的必要性,2、疑难井解堵技术现状 1、物理解堵技术 2、化学解堵技术,3、目前存在的问题,4、下步工作意见,1、疑难井实施解堵措施的必要性,目前采油一厂每年因地层污染、堵塞需要实施酸化解堵的油水井达140多口井。,1、疑难井实施解堵措施的必要性,每年通过常规酸化可以解决100口左右油水井的堵塞问题，而三采区块的油水井堵塞不能通过常规酸化解决，部分水驱区块的油水井的堵塞靠常规酸化无法解决。因此每年有近40口疑难油水井的堵塞需要通过其他解堵技术得以解决。,(1)、钻井时没有搞好油层保护，地层受到泥浆等污染。 (2) 、注水水质影响（机杂、S2-、细菌、聚合物等）。 (3) 、长期高压注水造成地层中微粒运移堵塞地层。 (4) 、注聚后聚合物及其地层中附着物对地层的堵塞。 (5) 、地面注水管线及管柱腐蚀产物对地层的堵塞。 (6) 、各种措施中的入井液对地层伤害造成的二次污染堵塞。,1、疑难井实施解堵措施的必要性,油水井堵塞原因：,(1) 、油井产量下降，注水井欠注井层增加。 (2) 、油井负荷增加，造成杆管断脱，卡泵现象的发生。 (3) 、注水井测试困难。 (4) 、电泵井卡泵烧毁。,2345电泵井因聚合物堵塞造成3次电泵烧毁 2215电泵井因聚合物堵塞造成2次电泵烧毁,1、疑难井实施解堵措施的必要性,油水井堵塞造成的危害：,2、疑难井解堵技术现状,化学解堵技术 (1) 、聚合物物理化学复合解堵技术 (2) 、催化氧化复合解堵技术 (3) 、阿波罗生物环保酶解堵技术 (4) 、地层自生弱酸解堵技术,物理解堵技术 (1) 、 电脉冲解堵技术 ； (2) 、 射流解堵技术； (3) 、自振解堵技术,物理解堵技术,利用380V电经升压、整流滤波后得到2万伏直流电，经限流电阻对地面储能电容组充电，电压达到要求后，点火控制电路产生点火脉冲，击穿放电控制开关，储能电容器所积聚的电能通过放电开关、特种传输电缆送到井下换能器，在井眼液体中瞬时放电激发产生低频脉冲波（放电时压力可达60Mpa）和强电磁场，可清除井眼周围地层孔道中的沉积堵塞物并使地层产生新的微裂缝,进而使液体由滞留区向排液区流动,达到解堵增产增注的目的。,电脉冲解堵技术,解堵技术原理,电脉冲解堵应用效果,电脉冲解堵技术应用分析,下5-231井解堵施工后日产增加3t，说明该井堵塞已解除；该技术适合近井堵塞的油井。,解堵技术原理,高压旋转水射流解堵技术,高压水射流是切割破岩、清洗除垢新技术。通过高压水射流的强大冲击力直接冲击炮眼和地层，实现解堵目的。该技术一般配合化学解堵技术应用。,HNW777-ES自振解堵增油装置在检泵时随泵下入井中，将油管和抽油杆的动能和弹性势能转换为油层横向多种频率的振动波，并通过调节自振器共振片的厚度和间距，使振动能量集中在能够与油层发生共振的波段范围内的声波上，再经介质传播给油层，激励油层发生共振，从而改善油层的渗流状况，解除油层堵塞；另外它还可以减小油管杆柱的弹性回缩造成的抽油泵的冲程损失，提高泵效。 这是一种纯物理方法解堵技术，巧妙地利用油管柱的弹性能量，既能解除地层堵塞，又能提高泵效，且安装使用方便有效期长。,解堵技术原理,自振解堵技术应用效果,自振解堵技术应用效果,化学解堵技术,首先利用高频水力振动处理炮眼及近井地带，解除污染堵塞，降低液体流动阻力，疏通扩大渗流通道。然后挤入高价含氧酸盐、稳定剂、缓蚀剂、和防膨剂复配而成的解堵剂发生热裂化和催化作用解堵，高价含氧酸盐在45以下是相对稳定的，当温度升高后，就会发生热裂化反应，释放出氧自由基O-，无规则地攻击聚合物链，导致聚合物进一步水解和聚合物分子链断裂，而聚合物水解生成的羧酸进一步起催化作用，热裂解反应加速，更快更多地产生氧自由基，最终聚合物被完全分解为CO2、N2和H2O。,解堵技术原理,聚合物物理化学复合解堵技术,聚合物物理化学复合解堵应用效果,聚合物解堵技术应用分析,该技术所施工的3口油井增油708吨，增注1806m3，但T218井效果并不理想，说明该技术还存在工艺及配方上的问题须完善。,解堵技术原理,氧化复合解堵技术,氧化解堵剂的主要成分是二氧化氯和多种化学添加剂组成，二氧化氯与地层水作用，生成活性氧和盐酸 其反应如下： 酸性条件 2ClO2+H2O5O+2HCl 氧化解堵剂主要用于解除无机堵塞物、有机物堵塞、细菌堵塞,催化氧化复合解堵技术应用效果,阿波罗环保酶具有很高的释放储层岩石颗粒表面碳氢化合物的能力。可以改变储层岩石润湿状态，使岩石从亲油性变为亲水性，降低润湿角，降低油层岩石的界面张力，从而减小原油在储层孔隙中的流动阻力，使原油从岩石表面释放析出，达到解堵驱油，提高采收率的效果。,解堵技术原理,阿波罗生物环保酶解堵技术,阿波罗生物环保酶解堵应用效果,生物环保酶解堵应用效果,条件下与油层各种污染物以及油层骨架反应。注入的前置酸能够解除井筒、炮眼附近和近井地带污染；再注入两种溶液A、B在地层内发生化学反应生成CO2气体，聚合物在近井地带地层吸附使处理剂顺利通过近井地带在地层内反应生成CO2气体并放出大量的热量，同时，聚合物又限制CO2气体的突进。CO2气体部分溶于水后生成碳酸解除油藏深部污染，而且碳酸酸化不受油藏温度、压力、地层水矿化度等条件的限制，注入酸与再生弱酸近解和远解的结合使解堵效果更好。,解堵技术原理,地层自生弱酸解堵技术,低渗透层,前置处理液,暂堵剂,自生弱酸化学剂B,隔离液,自生弱酸化学剂A,自生弱酸解堵降压增注示意图,前置处理液首先解除近井地带污染,低渗透层,自生弱酸解堵降压增注示意图,暂堵剂进入地层,低渗透层,自生弱酸解堵降压增注示意图,低渗透层,两种自生酸处理剂相遇发生化学反应,自生弱酸解堵降压增注示意图,该井施工完毕后15天下分注管柱，发现油管有腐蚀现象，该技术原定施工3口井，分析认为其入井液腐蚀性大，故暂停施工。,地层自生弱酸解堵应用效果,解堵效果统计(油井）,解堵效果统计(油井）,有效率,解堵效果统计（水井）,解堵效果统计(水井）,有效率,三、目前存在的问题,1、油层伤害机理还没得到正确认识，仍停留在对现象的认识上，缺乏必要的分析手段。,2、对油水井堵塞原因和堵塞程度认识不清，不能 对症下药，导致解堵效果不佳。,3、注水水质严重影响解堵后的注水效果。,4、强氧化剂对井下管柱腐蚀严重，解堵缓蚀体系还存在一定的缺陷，施工工艺也 存在问题。,5、目前解堵配方缺乏针对性，还需要进一步完善。,6、目前还无法完成配方动态腐蚀试验和配方的岩心实验。,三、目前存在的问题,四、下步工作建议,1、继续推广效果好的解堵工艺技术，如：生物酶解堵技术、电脉冲解堵技术，高压水射流解堵技术。,2、结合油田实际引进先进的技术和配套装备，开展油层伤害机理、堵塞原因和堵塞程度的研究。,四、下步工作建议,5、强化生产科学管理，改善注水水质，延长解堵有效期。,3、结合油田实际引进、开发、完善适应各种堵塞类型的解堵技术，逐步形成我油田解堵配方体系和工艺体系。,4、引进解堵设计与评价系统，配套解堵施工监测系统，科学分析与评价解堵效果，合理进行解堵设计。,五、微生物采油,微生物采油技术简介 利用微生物降解技术对原油中的沥青等重组分进行降解，可以降低原油粘度，提高油藏采收率，这一技术在采油过程中已得到初步的应用，并有继续发展的趋势。该技术的理论依据是使用添加氮、磷、铵盐的充气水使地层微生物活化。微生物吞吐工艺可以降解近井地带原油，清除油井近井地带矿物、沉积蜡及沥青质，延长油井生产、作业周期。该方法施工简单，成本低。,原理,微生物采油,利用微生物对原油中石蜡的降解作用及其代谢产物对原油流动性的改变，阻止石蜡在井筒中的沉积，到达防蜡目的。,原理,选井条件,地层有一定的能量，开采初期单井日产油不低于3吨/天温度：3080；PH：49孔隙度：15%；,菌种选育,微生物对蜡块的降凝作用 250ml锥形瓶加入100ml地层水和少量无机盐营养物，20g油井沉积蜡块，20ml菌液。橡皮塞密封瓶口，置6567恒温油浴处理7天，沥出液体，密封瓶口，置75恒温箱脱水24h，冷却取水，再脱水24h。取脱水原油测定凝固点，以用水代替菌液的反应瓶为对照,菌种选育,微生物对培养液表面张力和pH值的影响 250ml锥形瓶加入100ml地层水和无机盐营养物，再加入油井沉积蜡块3g，接入10ml菌液，密封，置60恒温油浴培养7天。滤纸过滤，取滤液用酸度计测pH值，用界面张力仪测表面张力，以不接种的反应瓶基质为对照。,LA-4,选育指标,培育效果,微生物采油的优点,实现的目标,为实现我国微生物采油技术产业化奠定理论、技术与配套 装备基础，应该努力实现的目标如下: 建成具有初步规模的中国采油微生物菌种库； 开发具有独立知识产权的微生物采油数值模拟软件； 完成中国微生物采油技术的应用潜力评价，并对中国今后十年应用微生物采油技术的效益作出评价； 在实施微生物采油的地区提高石油采油率510。,六、油井无线监控技术,1、系统原理 2、系统结构示意图 3、实现的功能 4、应用效果,1、系统原理,该系统的主要工作原理是：通过电流互感器采集设备供电电缆的三相电流值,通过电源变压器取得电压值,将采集的数据送到RTU监控单元,数据经RTU处理后,再经过数传机用无线的方式发送到主站的接送设备工控机上，再通过局域网络系统将主站传送的数据给各工作站各生产管理岗位电脑上，并储存和显示。,根据显示屏显示的数据和曲线，管理人员通过对单井三相电流和最大、最小电流等，瞬时或一个时间段电流曲线的分析，来判断油井生产状况，以及时采取相应措施，确保油井正常生产，提高油井有效生产时率。,2、系统结构示意图,3、实现的功能,该系统主要功能如下： 停机报警（三相电流为零）； 越线报警（最大电流、最小电流越线）； 缺相报警（某相电流为零）； 冲次测量（每一冲次的时间）； 工况分析（电工图的变化）； 井况分析（电流历史记录）； 上网功能； 停机统计； 打印功能等；,4、应用效果,目前已在5t/d以上重点油井应用120口井，控制产量近900吨，采油时率提高1%。,七、超细水泥封堵技术,1、简述 2、原理 3、实施效果,1、简述,油田开发后期, 受地层非均质性的影响，注水开发使油水井之间形成一些高渗透或特高渗透带，造成油井含水偏高，甚至水淹，抑制了中低渗透层的生产潜力。超细水泥封堵技术是封堵油水井高渗透层段，减少产水量或无效注水，提高注入水驱油效率的有效措施之一。通过对超细水泥封堵用剂配方及施工工艺的改进，大大提高了油水井封堵措施有效率，结合酸化、补孔等措施，见到了明显的增油降水效果。,2、原理,超细水泥的粒径仅为普通水泥的1/5-1/10左右，这一特点使其具有良好的水化性能、流变性和进入地层的能力。超细水泥的比面积是普通水泥的2-3倍，经水化后固化，结构均匀致密，具有较高的强度和较好的抗渗透能力。当水泥浆进入封堵段固化后，产生堵塞，即可达到封堵的目的。,3、实施效果,2002年，通过对超细水泥配方和封堵施工工艺进行改进、完善，扩大了该技术的适用范围，现场施工15口井22井次(其中B11、B194、资1的封堵需二次施工才能完成，观3封堵需四次才能完成)，一次封堵成功率86.4%。大部分油井超细水泥封堵成功后，或通过酸化、补孔等措施，都见到明显的增油降水效果。对水井的封堵可减少无效注水，提高低渗、低吸水能力油层的注水效果。,八、有杆采油系统参数优化技术,1、主要技术特征 2、研究的内容 3、应用效果,1、主要技术特征,该项技术主要特征为： A. 建立了计算输入功率的理论体系 1、重新划分了抽油系统输入功率构成； 2、找出了影响各部分功率的主要因素； 3、确定了各部分功率同主要影响因素的函数关系 式。 B.以新的输入功率计算理论为基础，发明了以能耗最低或机采成本最低为目标的机采参数设计方法； C. 根据新的机采参数设计方法的特点，提出了对常规设备进行改进的办法； D. 根据新的机采参数设计方法，研制了机采参数设计软件。,2、研究的内容,研究的内容包括八个参数： （1）电机机型；（2）管径；（3）泵挂； （4）泵径；（5）杆柱钢级；（6）杆柱组合；（7）冲程；（8）冲次）；,3、应用效果,根据该表，从实测对比的结果看，平均系统效率提高16.02，平均有功节电率为23.37，节能效果比较明显，系统效率也有较大提高；,九、深抽降载技术,1、原理介绍 2、示意图 3、实际应用效果,Sc减载机构的泵筒和外管等固定组件与上、下油管柱相接，柱塞等游动组件与上、下抽油杆柱相连下入井中。上冲程时， Sc减载机构的、 柱塞及深井抽油泵的柱塞随上下抽油杆柱一起向上运动，与此同时， 在液体的压力作用下柱塞获得一个向上的作用力 。从而减轻了抽油机驴头悬点载荷和峰值电流，减低了能耗。,1、原理介绍, 1,31/2TBG,7/8”抽油杆螺纹,套管,油管, 2,1”抽油杆螺纹,27/8TBG,减载装置示意图,Sc-,Sc-,B422井试验效果对比图,从上一张幻灯片的统计数字来看，深抽降载技术是一个比较成熟的技术，能够起到减轻抽油机悬点载荷、达到节能的目的。,十、合注井分层测试工艺技术,1、技术原理 2、技术指标 3、技术关键 4、现场测试工艺 5、效果分析 6、推广前景分析,合注井分两种注水管柱，一种是为保持洗井方便将注水管柱下入井底，另一种是注水管柱下在油层顶部以上。放射性同位素示踪法主要适用于前者，但相比之下，测试工艺复杂，测试成本高，放射源对人和环境造成污染，这种测试方法对于存在大孔道裂缝井的地层带走示踪剂或井下工具堆集示踪剂易导致测试出现的“假象”。,1、技术原理,1、技术原理,合注井注水井管柱图,1、技术原理,对于管柱下至油层顶部的井，开发了一项测试注入剖面、小层段启动压力、测试分析注水层段地层参数的工艺方法；同时，可根据测试的井温异常进行辅助定性分析，正确地反应出地层的吸水能力。 对管柱下至油层底部的井，开发了利用近期吸水剖面及全井压降测试资料分解层段压力和各小层段地层参数的方法。,合注井（射开各小层、同时注水），即各层仅在井筒内连通，层与层之间有不渗透泥质夹层分隔，每个分层有不同的渗透率与厚度的乘积(kh）i，对多层合注的油藏不稳定的压力动态与等效的均质油藏的动态特征相同，因此，多层油藏系统的渗透率厚度的乘积(kh)t，是分层(kh）j之和，即：采用常规分析方法得到测试点以下层的平均地层系数和平均表皮因子，然后利用底层的参数值进行分解得到各层参数。,1、技术原理,2、技术指标,1、推算的地层压力相对误差小于 2%； 2、获得的地层参数有90%以上的准确率。,1、合注井小层流量、启动压力、指示曲线测试工艺，能测出合注井中小层流量即可点测又可连续测试。 2、合注井分层不稳定试井工艺及资料解释方法，一次测试能获得分层渗透率、流动系数、污染系数，是一项新型的合注井分层参数测试方法。,3、技术关键,选 井、地质层段划分,确定停点及点测时间,组装仪器，安装防喷管,放大地面注水量,仪器下至底层停点 ，待流量稳定,上提仪器，点测至顶层,改变注水量（降压）,分析层段流量，启动压力， 分层参数，做指示曲线,数据回放,4、现场测试工艺,5、效果分析,通过分析和应用分层测试资料，在对应油井找水堵水限水，放大压差排液，压裂酸化、调层补孔等措施挖潜提供了可靠依据。实施后，降低了油井含水，增油效果明显，达到了控水稳油的预期效果。,1、该工艺测试进入每个地质层段的注水量，分层压力、吸水指数、能及时掌握分层吸水能力，对注水开发单元的效果作出定性、定量分析。为选择合理的调剖措施，制定合理的分层配注方法，选择正确油层改造层位提供了依据。 2、河南油田分注井占注水井的总数的84.2%，通过测试分析，可以为油井找水、,6、推广应用前景分析,结论和认识,调层补孔等措施提供有价值的动态参数，为合理分注提供分层依据。 3、通过测试及时了解注采系统动态变化，采取温和注水方式，防止注入水单层突进，启动二、三类油层，进一步扩大水驱波及体积，实现油田在高含水阶段的合理调整、控水稳油，增加可采储量。具有广泛的推广应用前景。,十一、聚合物驱后地层残留聚合物再利用及接替技术,聚合物驱后转水驱含水率上升较快，产量递减快。 聚合物驱后约有84%92%的聚合物残留在地层内。,聚合物驱后地层残留聚合物再利用及接替技术： 地下聚合物的再利用技术 地层聚合物的絮凝技术：它主要用于低质量浓度（600 mgL-1）聚合物； 地层聚合物的固定技术：它主要用于高质量浓度（600 mgL-1）聚合物 。 深部调驱技术 高效洗油技术,注聚合物结束时 残留量：3628.484 - 433.1336 = 3195.35 t 残留率：3195.35 / 3628.484 100% = 88.06%,直至2002年12月 残留量：3628.484 - 524.6838 = 3103.8 t 残留率：3103.8 / 3628.484 100% = 85.54%,双河北断块4、5,地下聚合物的再利用技术,地下聚合物的再利用技术,下二门核二段油组,注聚合物结束时 残留量：709.57 - 62.06588 = 647.5041 t 残留率：647.5041 / 709.57 100% = 91.25%,直至2002年12月 残留量：709.57 - 72.45152 = 637.1185 t 残留率：637.1185 / 709.57 100% = 89.79%,絮凝剂作用机理： 絮凝剂为固体颗粒，它可与地层的聚合物通过氢键，产生桥接吸附，再通过聚合物分子的蜷曲，引起絮凝，从而提高后续水驱波及系数，达到聚合物驱后能进一步提高原油采收率的目的。,双河试验条件下聚合物质量浓度对YG340-1絮凝剂封堵作用的影响,絮凝剂对地层的封堵作用,下二门试验条件下聚合物质量浓度对YG340-1絮凝剂封堵作用的影响,聚合物絮凝技术在双河北断块4、5的实施方案,1投入 5口施工井共投入YG340-1 355.0 t ，YG340-1单价为1300元/t，即需46.15万元 施工费按每口施工井6万元算，需投入30万元 总投入为76.15万元,2产出 5口施工井共投入11836.0 m3絮凝剂，1 m3絮凝剂增产0.20 t油，即增产2367.0 t油，油价按1250元/t计算，因此产出为295.9万元 3投入产出比 投入/产出=76.15/295.9=1/3.9,聚合物絮凝技术在下二门核二段油组的实施方案,T5-223井 F5-122井和J5-122井,1投入 3口施工井共投入YG340-1 207.5 t ，YG340-1单价为1300元/t，即需26.98万元 施工费按每口施工井6104元算，需投入18万元 总投入为44.98万元,2产出 3口施工井共投入69.17.0 m3絮凝剂，1 m3絮凝剂增产0.25 t油，即增产1729.0 t油，油价按1250元/t计算，因此产出为215.6万元 3投入产出比 投入/产出=44.98/215.6=1/4.8,聚合物驱后提高采收率技术物理模拟试验结果,* III的渗透率级差为2 . 61 : 1 * 只注入相当于高渗透带孔隙体积2/5的水。 * 只注固定剂，未注絮凝剂。,请观看录像片,聚合物驱后提高采收率技术,十二、机械堵水技术,适应性分析 下步工作重点,一、河南油田机械堵水技术适应性分析,细分及常规分层卡堵水管柱可以满足大厚层层内卡堵水的需要，最小座封段仅0.69m。 高温高压卡堵水技术解决高温（150）高 压（35MPa)油藏的堵水问题 套变井堵水管柱主要解决套管变形段密封和安全起下问题。,1、细分及常规分层卡堵水管柱,满足大厚层内细分堵水生产的需要，细分堵水管柱最小坐封段仅为0.69m； 井下管柱定位在井深2500m时定位误差仅为0.15m； 采用双向卡瓦封隔器，具备多级封隔器验封功能； 具有分步解卡和逐级解封功能，操作简单、解封负荷小。,一、河南油田机械堵水技术适应性分析,一、河南油田机械堵水技术适应性分析,2004年现场应用7口井，有效井5口，2口井由于产油含蜡多，油稠，影响液力式封隔器坐封，造成封隔器无法坐封后锁定而无效。,1、细分及常规分层卡堵水管柱,耐温100 耐 压20MPa,1、细分及常规分层卡堵水管柱,解决办法,针对液力封隔器坐封受油稠等的影响，改进技术，减弱其不利影响，或者对类似油井堵水选择机械式坐封封隔器。 开发新型液力式堵水封隔器，进一步提高封隔器的堵水性能。,存在问题： 油稠，影响液力式封隔器坐封， 由于结垢、生锈等原因，Y441封隔器在个别井长时 间工作后不易打捞。,1、细分及常规分层卡堵水管柱,2、高温高压卡堵水技术,一、河南油田机械堵水技术适应性分析,解决高温（150）高 压（35MPa)油藏的堵水问题,宝1317井实施三级三段找堵水，坐封压力30MPa。该井井底温度为98。,2、高温高压卡堵水技术,管变形井机械封堵技术现场试验效果统计表,二、河南油田机械堵水技术适应性分析,3、套变井堵水管柱,针对分布在厚油层内厚度较薄的流动单元或岩性段，推广应用厚油层层内挖潜技术,二、下步工作重点-推广应用,1、细分及常规分层卡堵水管柱,2、机械找堵水技术,针对套变井和高温高压油藏，配套完善：,二、下步工作重点-完善配套,1、高温高压卡堵水技术,2 、套变井堵水管柱,层内机械卡封技术,多级找堵水技术,开展可解堵化学堵水技术的研究,针对分布在厚油层内厚度较薄的流动单元或岩性段，攻关研究厚油层层内挖潜技术,二、下步工作重点-攻关研究,层内机械卡封技术,针对厚油层内连续射孔段中低渗透段的剩余油，开展层内堵水工艺管柱及配套工具的研制，将堵水管柱直接座封在炮眼段，解决目前厚油层细分堵水技术无法封堵高含水连续射孔段问题，挖掘层内剩余油。,针对分布在厚油层内厚度较薄的流动单元或岩性段，攻关研究厚油层层内挖潜技术,采用丢手的方式将生产管柱与找堵水管柱分开，找堵水开关控制器接在杆式抽油泵下面的杆上，找堵水开关控制器实现对找堵水开关的控制。 当需要对某一油层的生产状态进行 调整时，在地面用吊车上提光杆，由上提光杆的高度来控制对某一油层的找堵水开关的打开或关闭。,多级找堵水技术,针对分布在厚油层内厚度较薄的流动单元或岩性段，攻关研究厚油层层内挖潜技术,十三、油气开采技术展望,主要内容,第一节 油气开采技术面临的挑战与对策 第二节 油气开采关键技术,面临的挑战 对策,提高采收率技术 稠油开采技术 复杂结构井技术 低渗透油气藏开采技术 智能完井技术 油藏实时解决方案,油气开采技术面临的挑战与对策,挑战1：国际油价动荡的挑战 七十年代以来，国际油价经历了多次迅速上涨、急剧下跌的反复动荡。国际油价除受资源量与需求(消费)的影响外，直接受国际政治和经济的影响。而进入二十一世纪后的国际油价的动荡更加难以预料，油气开采工业必须开发新技术以适应油价动荡的挑战。,挑战2：世界经济全球化的挑战 随着世界经济的全球化，我国进入WTO之后，对我国油气开采技术必将提出新的要求，从而影响油气开采技术的发展方向。这样，我国油气开采技术必将与国际接轨。,1. 新发现的油田规模变小 ； 2. 发现的新油田大多位于环境恶劣地区 (沙漠、深海等)； 3. 新发现资源品位变差 。,挑战3：新发现油田的开采技术难度增大,采用当前技术，对常规油田将有半数以上的原油仍残留在地下无法采出；对低品位油藏残留地下的油将超过70。 因此，如何提高采收率，将直接关系到油气资源的充分利用。这不但是技术问题，而是与开采成本和油气价格等诸多因素相关的复杂问题。,挑战4：油田开发中后期的稳产和提高采收率,愈来愈严格的环保要求为石油工业科技进步开拓了新的技术发展空间,用更少的井达到同样开发效果的水平井、分支井开采技术； 井场占地面积更小的定向井和大位移井开采技术； 减少油井作业泄漏及天然气排放技术； 减少产出水的地面处理装置(井下油水分离技术)。,挑战5：愈来愈严格的环境保护要求,加大科技创新力度，开发适应新挑战的开采技术，特别是海上和沙漠油田、稠油和低渗透油藏以及老油田的开采技术； 采取“决策消肿”策略，减少无效投入，加强工程方案的优化决策，提高决策科学化水平； 加强信息技术的开发与应用，发展信息化、集成化、智能化技术，为科学决策提出信息保障； 组成多学科工作组(MDT)，实施油藏实时解决方案，获得最优的油藏经营效益。,油气开采技术对策,第二节 油气开采关键技术,提高采收率技术 稠油开采技术 复杂结构井技术 低渗透油气藏开采技术 智能完井技术 油藏实时解决方案,提高采收率技术,经济有效的开采剩余油油气资源开发的永恒目标。提高采收率的方法可归结为两类不同范畴的技术，即：,IOR技术(改善采油技术Improvement Oil Recovery) EOR技术(强化采油技术Enhanced Oil Recovery) 二者对象不同，技术思路不同。,IOR技术的主要对象： IOR主要技术包括：,IOR技术,相对富集的大尺度的未被驱替介质波及到的剩余油； 主要用于改善二次采油，特别是提高多层非均质油藏的注水波及效率。,调整井和加密井技术； 改善水动力条件的技术(周期注水、间歇注水、水气交替注入等)； 调剖技术； 水平井以及复杂结构井技术； 老井侧钻井技术。,EOR技术,EOR技术的主要对象： 水驱过后高度分散的小尺度剩余油(毛管滞油、连续油膜、不连续的片状油及角滞油）； EOR通过改变驱替机理来提高采收率。,注气技术,热采技术,化学驱技术,微生物技术,EOR主要技术,EOR技术中占主导地位，以注蒸汽为主，美国目前是热采产量最高的国家，我国仅次于美国和委内瑞拉，居世界第三位。,应用程度仅次于热采，不仅可用于新油藏的开发，也可作为三次采油的手段用于水驱后油藏提高采收率。主要是二氧化碳混相驱。,化学驱(表面活性剂、聚合物、碱)主要在我国得到发展，其它国家基本处于停滞状态。,EOR技术,用于油井增产处理/注水未采出被毛管力束缚的残余油/堵水调剖/油井清蜡和除垢/聚合物驱油以减少指进,EOR技术,图1 各项EOR技术应用情况图,EOR技术是一个复杂的技术体系,5个要素： 采收的对象 采收环境 采收的工作介质 采收的能量 采收的动力过程 3种接口： 原油和储层之间 驱替剂和储层之间 驱替剂和原油之间的相互作用 3类渗流动力学过程： 在不同井网下油在储层中渗流的动力学过程 在不同井网下驱替剂在储层中渗流的动力学过程 驱替剂-油界面的渗移、指进、互溶、弥散等动力学过程,IOR/EOR决策定位,经济有效的开采剩余油共同目标 剩余油分布状态IOR/EOR决策依据 高含水油田开发工程决策要做好技术定位： 先搞准技术对象 技术、经济综合考虑 IOR技术主要是水驱新技术的组合、集成，成熟度高，技术发展快，经济制约度较低 EOR技术难度大，进展较慢，成熟度低，经济因素限制大 发展和应用EOR技术又不可避免,关键是做好技术准备和选择好时机,提高采收率技术,表2 美国各种提高采收率的方法及年产量,稠油开采技术,随着常规石油可供利用量的日益减少，预计稠油将成为21世纪的重要石油资源。,表2 世界稠油生产情况(1),稠油开采技术,表2 世界稠油生产情况(2),稠油开采技术,表3 世界稠油开发技术现状,为了降低稠油开采成本，提高稠油采收率和稠油价值，稠油改质作为稠油开发的新技术日益得到重视。稠油改质技术发展现状见表4，用于稠油开采的地下(就地)和井口改质技术见表5。,表4 世界稠油改质技术发展现状,表5 地下、井口改质技术,复杂结构井技术,复杂结构井指以水平或倾斜和分支为主要特征的井眼轨迹和井身结构复杂的井。 它是在定向井、水平井的基础上发展起来的油气开采的新技术。 复杂结构井可增加井眼对油藏的控制程度；改善流体在储层中的渗流条件；增大油层处理措施作用的有效性。 复杂结构井在油藏开发中的应用为油田开发带来新概念、新技术,也必将促进钻井、完井和采油新技术的发展。,复杂结构井技术,图2 自母井井筒中侧钻多分枝井,图1 穿透若干油藏单元的水平井,图1图6是用于开发不同类型油气藏的复杂结构井部分应用示例。,复杂结构井技术,图3 双相对水平分支井,复杂结构井技术,图6 分层合采的裸眼双层成对分支井,低渗透油气藏开采技术,低渗透油气藏受高投入、低产出影响的经济效益问题直接关系到相应技术的发展。 贯穿于钻井、完井、增产措施、采油采气的整个过程的储层伤害和低产是低渗透油气藏开发技术首先面对的两个主要问题。相关技术发展主要围绕解决这两个主要问题。,表6 低渗透油气藏开采技术进展,低渗透油气藏开采技术,一些低渗