水力平衡技术范文第1篇
摘 要： 水电作为清洁、易于开发、具有多种效益的资源，在水利、能源、电力事业中都占有重要地位，因此水力发电工程必须得到重视。笔者浅要分析了水力发电自动化系统中存在的问题，并针对这些问题提出了一些可行性建议。
关键词： 水力发电系统；自动化；问题
水利水电枢纽工程一般是综合利用的，往往同时承担着发电、防洪、航运、灌溉、渔业等多项任务，是一个复杂的大系统。要完成这样一个复杂系统，并使系统的综合效益最优，仅靠人工来进行控制，其困难是可想而之，即使是采用一些基于现场的设备的分散控制也很难达到目的，在这样的一个复杂系统中引入基于数据中心的集散控制势在必行。因此在水力发电工程中自动化系统则应该受到相应重视。
一、水力发电系统中存在的问题
在水力发电系统中，存在着如下几个问题。
1.控制、维护、管理三个技术领域发展极不平衡。
控制领域的自动化与信息化的发展相对最早，但是现有的管理自动化系统大多只处理财务管理、人事管理、物料管理等，很少涉及技术管理。维护领域的自动化与信息化发展时间最晚，目前只停留在计划维修和事后维修阶段，也即只处于手工化阶段。只是在90年代中期以来，国外才开始研究状态维修、预知维修、远程维修等技术，而在我国，则仅处于开始阶段。
2.控制、维护、管理三个技术领域互相分离。
即组织结构上三者属三个不同的部门，信息互不交流或很少交流，决策互不联系。实际上，各个领域的决策均有赖于其他两个领域的状况及信息。显然，三个领域相互分离是不合理的。
3.环境问题。
做任何事情都必须付出代价，同样水电工程也是如此，因此一些水力工程导致的环境问题可以归纳为以下两个方面：
（1）自然环境方面，工程兴建，对水文条件的改变，对水域床底形态的冲淤变化，对水质、小气候、地震、土壤和地下水的影响，对动植物、对水域中细菌藻类、对鱼类及其水生物的影响，对景观和上、中、下游及河口的影响等。
（2）社会环境方面，工程兴建对人口迁移，土地利用，人群的健康和文物古迹的影响以及因防洪、发电、航运、灌溉、旅游等产生的环境效益等。
二、解决水力发电自动化系统问题的一些建议
水力发电过程自动化的发展趋势正沿着为解决上述几个问题的方向发展，即一方面将控制、维护、管理三个领域提高到同一个智能化、信息化、自动化的水平；另一方面将三者集成为一个统一的信息系统，即智能控制-维护-管理集成系统。最后还要关注环境问题使得水力工程系统得到综合的最优利用。
1.集成化
集成化包括以下几层含义。功能集成即把控制、维护、管理三个功能集成为一个整体。今后，随着生产技术的发展，还可能把更多的功能集成起來。
目标集成即把性能、可靠性、效益等子目标集成为统一的目标，使企业整体最优、整体效益最大。
信息集成即把整个企业的各种信息有机地组成一个统一的系统。自然，在一个信息集成系统中，必须保证信息的统一性、协同性、互操作性，妥善解决信息的矛盾与冲突。
系统集成即从硬件角度而言，系统能根据本身需要，集各家之所长，采用不同供货商的产品，自然，这里要解决不同设备的互操作性问题；从软件角度而言，采用用户友好的基于图形的可视化组态软件构筑系统，既可用于仿真，亦可用于实时应用软件。
2.智能化
为使系统达到上述的目标，必须提高整个系统及其各个组成部分的智能度，即要实现检测智能化、操作智能化、决策智能化。所谓智能化，即整个系统、各个领域（控制、维护、管理）、与生产过程直接相连的检测装置、执行装置等，均具有目标分析、状态及故障分析、行为及态势分析、决策分析的能力。
3.分布化
在一个庞大的集成系统中，部署分布必须合理，包括任务分布化、智能分布化。集成与分布相结合才能使各个部分尽职尽责、保质保量、安全可靠，整个系统分工明确、信息互通、运行有序，从而使整个系统在整体上获得最优的性能（质量）、可靠性（可利用率）和效益（经济效益和社会效益）。
4.开放性
开放性包括如下几重含义：一个系统能博采众长，即选用不同供货单位且性能/价格比最合理的设备；根据发展的需要，在硬件上可以增加新的设备或子系统，在软件上可以增设新的功能，而且后者能与原来的系统构成完整的整体。这样，就大大提高了系统的可利用率，延长了使用周期或寿命。
5.促进水力发电系统的优化调度，实现可持续发展
水力发电自动化系统要结合发电、防洪、灌溉、航运、渔业等的优化调度，以达到综合效益最优。关键是为了使水力发电自动控制适应水资源的综合利用。例如可以进行：
（1）鱼道设置、大坝对上、下游生物的影响、景观设计等。
（2）自动化系统设计从基于DDC的现场自动控制发展到基于数据库的管理中心集散控制，并结合发电、防洪、灌溉、航运、渔业等的优化调度，以达到综合效益最优。
因此结合具体水利工程进行探讨研究是十分必要的，这样有利于我国水力发电自动化系统的设计与建设。更有利于我国水利工程与环境持续、稳定、健康的发展。因此，在系统规划设计阶段，必须全面了解其对环境影响的各个方面和影响的大小，以便有针对性的对系统进行设计修改并且对环境面临的问题提出防治的措施。
水力发电站是保证电网供电质量的最佳选择，发展前景广阔。中国的水电建设方兴未艾，水电装机容量已居世界首位，三峡、龙滩、小湾等一大批巨型和大型水力发电站也在作出巨大贡献。随着社会与经济的发展，水力发电作为一种可再生的清洁能源必将日益得到重视和开发。因其重要性所致，水力发电过程自动化学科必将进一步获得发展。其主要特征将呈现：集水力发电、控制理论、智能科学、自动化技术、信息科学与技术于一体的跨学科的学科分支。其内容可归结为：以控制理论、可靠性理论、智能科学为理论基础；以计算机技术、网络技术、信息技术为主要手段；以实现水力发电过程控制、维护、管理综合自动化，达到优质、可靠、高效的目标。因此笔者希望借此文让广大电力工作者重视水力发电自动化系统存在的问题。树立人与自然协调发展的观念，打好能源攻坚战，做好国家建设的后盾。
参考文献
[1]方超.水力发电自动化的解析与探讨[J].中小企业管理与科技（中旬刊），2015（05）：170-171.
[2]龙云.浅析水力发电自动化[J].科技创新与应用，2015（09）：133.
水力平衡技术范文第2篇
1 水力携排砂技术
1.1 水力携排砂技术原理
水力携排砂技术根据水力射流原理, 以高压水为动力液驱动井下排砂采油装置工作, 以动力液和采出液之间的能量转换使地层砂随产出液排出地面。在地层液体被举升过程中, 由于排砂采油装置具有阻止地层砂沉降的功能, 在砂粒的举升过程中, 井下管柱每个横截面的液体流速均大于砂粒的沉降末速的两倍以上, 从而保证地层砂顺利地排至地面。
该技术具有较强携排砂能力, 连续排液快, 且无运动部件, 适用于易出砂、大斜度油井, 也适用于稠油、高凝油井[1]。
1.2 侧钻井等小井眼水力排砂技术
油井出砂一直是困扰着港东油田开发生产的一个难题, 尤其在对侧钻油井这样的小井眼、大井斜井况较复杂的出砂治理更是难上加难。侧钻油井受井眼较小的影响, 常规挡排砂工具无法下入, 化学防砂有效期短, 砂害治理难度大。要解决这一难题, 就要突破油井普通有杆泵举升方式, 寻求其他治砂途径, 应用双管水力排砂技术治理油井出砂难题, 在侧钻井出砂治理上获得了突破。
目前, 双管水力排砂技术在常规井眼的成功应用及多次技术改进, 已具备侧钻井施工条件, 将侧钻井双管水力排砂技术优化为Φ73mm常规接箍油管+Φ73mm镦锻特殊接箍油管 (接箍外径76mm) +Φ48.3mm小油管, 方便侧钻井小井眼 (内径82.25mm) 顺利起下施工, 泵体总成优化为Φ78mm外径, 可下至侧钻井筒乃至油层底部, 实现有效携排砂。
2 水力排砂技术的现场应用
自2014年底, 采油厂已实验应用双管水力排砂技术治理出砂油井8井次, 日增油达33吨。该技术的应用不仅有效治理油井出砂问题, 也挖掘出了地层潜力提高了油井单井产量, 取得了很好的效果。
港1井自2011年4月堵层重补开井, 初期日产液77方, 日产油6.8吨, 但该井先后两次因砂埋油层发生躺井, 末期日产液量已降至36方, 日产油4.2吨。2014年3月对该生产层进行挤压充填防砂, 初期产量恢复较好, 但该井高产期仅20天, 生产末期日产液2.7方, 日产油0.36吨。经分析该井构造位置位于港东油田二区五断块, 生产层为主力层, 且该井为注聚受益井, 有生产潜力。通过转变举升思路, 决定拔出筛管应用水力排砂技术解决该井生产难问题。该井2015年7月20日开井, 排水20天后见油, 生产情况见表1。为了达到更好的生产效果, 该厂技术人员根据港1井的生产情况配合控放套气, 生产稳定, 增油效果显著, 水力排砂技术让该井重现生机。
港2井是一口侧钻油井, 2014年4月补层措施以来多次因地层出砂造成躺井或返工, 对该生产层进行化学防砂后生产情况扔未恢复正常。该井最大井斜角28.37°, 最大全角变化率4.98°/30m, 侧钻窗口位置在1040~1042m, 生产层位于1132.8~1135.6m, 在侧钻窗口以下。经分析研究决定应用水力排砂技术解决该井出砂难题, 将水力携排砂设备下至侧钻窗口以下, 设计泵挂深度1132.9m, 直达生产目的层。该井投入生产后, 日产油10吨, 增油效果显著, 生产周期延长300天以上。
3 结语
(1) 水力携排砂技术, 是一种新型举升工艺, 具有较强携排砂能力, 适用于易出砂油井, 也适用于稠油井的开采。
(2) 该技术可应用于侧钻井眼以下, 对侧钻出砂油井的治理有一定的效果, 且该技术无运动部件, 受井斜变化影响较小, 适用于大斜度油井的举升, 解决了油井杆管偏磨的问题。
(3) 该技术配套井口装置简便, 生产管理维护费用较低。 (4) 设备成本较高, 井场附近需要有充足的水源供给。
摘要：出砂问题导致躺井一直是干扰油井正常生产的一个突出难题, 除了常规治砂工艺的选用, 本论文从新的举升方式入手, 提出应用水力携排砂技术治理出砂严重油井, 尤其是侧钻油井这样的小井眼油井。本论文主要介绍了水力携排砂技术的工作原理以及在港东油田的现场应用情况, 水力携排砂技术在港东油田的成功应用对出砂严重油井的治理具有重要意义。
关键词：水力泵,携排砂,大斜度举,升工艺
参考文献
水力平衡技术范文第3篇
1 环空加砂压裂施工工序及优越性
1.1 环空压裂施工工序
工序一、将喷射工具放到目的层的位置处。
工序二、对第一段进行喷砂射孔操作, 直到裂缝出现起裂为止。
工序三、开始压裂操作
工序四、进行顶替放喷缓冲的操作
工序五、将管柱进行上提操作, 到达第二射孔层的位置, 开始冲洗管柱, 为第二次射孔操作做好准备工作。
工序六、重复第二步至第五步工序, 完成多层分压的操作。
工序七、采用冲砂的方式将井筒清理干净, 为投产做好准备。
1.2 环空压裂施工的优越性
通过实施, 我们发现水力喷射环空压裂技术比油管压裂方法更具有一定的优越性, 具体体现在以下几个方面:
1.2.1 能够有效减少摩阻, 提高排量=+
总摩阻=管柱摩阻+喷嘴摩阻
(1) 油管注入。水力喷射环空压裂技术的原理和常规压裂造缝原理存在这很大得不同, 这说明油井深井中, 所使用的油管传输压裂摩阻数值一定会非常大。过高的摩阻势必对深井井口设备和油管的参数要求非常高, 但是低排量会造成加砂浓度以及规模受到一定的影响, 无法完全改造储层。
(2) 环空注入。环空注入压裂的原理, 主要是通过地层破裂后, 通过油井的油管和套管环空注入携砂液进行实际操作处理的。这种环空方式的流动, 产生的通道, 要比连续油管大很多。而且因为携砂液不会流过喷嘴, 所以不会产生节流时出现的摩阻。这样一来就会避免了由于摩阻而造成的能量损失, 尤其当排量很小的情况下, 甚至可以忽略摩阻的影响, 这种方式为今后大排量施工提供了更大的应用空间。
1.2.2 环空压裂技术能够提高喷嘴的使用时间
在采用水力喷射压裂技术中, 喷嘴使用时间问题一直困扰着生产。在早期, 只有12.5至15T支撑剂喷嘴后发生了喷嘴故障问题。随着科技的不断发展, 工程技术的进一步改善, 目前喷嘴的使用时间可以达到25至30T支撑剂之间。因此, 在多层压裂的工序中, 喷嘴的使用时间还是一个应用短板。使用油管传输方式进行压裂的过程中, 支撑剂会通过喷嘴进入到地层, 此外由于施工时的排量过低, 导致携砂液对喷嘴持续打磨、切割, 一般在施工两段以后, 需要进行提管柱进行检查或者更换, 从而很大程度上降低了油田生产的效率, 增加了非生产的时间。但是, 在使用环空压裂技术后, 仅仅有120千克/平方米的射孔液经过射孔器泵入, 并且只是在喷射起裂的过程中出现, 因此, 很大程度的降低了对喷嘴的腐蚀性。所以, 利用环空压裂技术能够大大延长了喷嘴的使用时间, 而且还能够降低起下管柱的非工作时间 (约50%至100%) , 提高了油井生产的工作效率。
1.2.3 对压裂液性能要求得到了降低
(1) 摩阻。由于环控压裂技术对环形空间流动通道变大, 对压裂液的摩阻性能大幅降低, 使得普通的压裂液摩阻性能就能够达到进行施工的需要。
(2) 耐高剪切性。当油管进行压裂过程时, 压裂液需要全部在高速的环境下, 通过仅仅有几毫米的喷嘴。所以, 会受到较为强烈的剪切损坏, 这时, 压裂液本身具备的耐高剪切性能发挥了至关重要的作用。特别是在携砂过程时, 如果耐剪切能力比较差, 则会造成砂堵引发施工的停滞甚至失败。在使用环空压裂过程时, 只是在开始阶段喷砂射孔过程中, 受到了高剪切的作用, 而且因砂比非常小, 仅为120千克每立方米, 并且不容易发生脱砂现象, 如果出现裂缝起裂现象, 环空注液将不会受到射流的高剪切作用, 从而可以极大的增加了压裂液的可用面积。
2 环空加砂压裂施工中存在的不足
2.1 在裸眼井使用中的局限性。
使用环空压裂技术射孔液经过射孔器泵入, 在喷射起裂时, 裸眼井的漏泄以及固体颗粒输送就会存在较大的风险性, 因此不适宜在裸眼井内使用。
2.2 对井口设备具有一定的腐蚀性。
油井的作业管柱外表面会受到携砂液的冲击。为了解决这种问题的出现, 我们可以通过以下方法给予处理:首先, 可以在油管与套管的环空处, 设置一些吸液口。其次, 在地面设备的四周采用直径较大的井口装置, 把冲击的速度减少到最慢。第三, 可以同时使用上述两种办法。
3 结语
3.1 通过使用环空压裂技术, 能够大大的提高流动通道的宽度, 减少管柱的摩阻, 加大了施工过程中的排量, 提升了加砂的强度, 扩大了加砂的规模, 拓展了油管的应用范围, 使压裂技术应用于深井大规模加砂。
3.2使用环空加砂压裂很大程度的降低了对喷嘴的腐蚀性。所以, 利用环空压裂技术能够大大延长了喷嘴的使用时间, 而且还能够降低起下管柱的非工作时间 (约50%至100%) , 提高了油井生产的工作效率。
摘要：压裂技术的进一步发展, 目前体积压裂工艺是长庆油田提高产量的重要措施之一。而水力喷射环空加砂压裂技术是现阶段体积压裂施工中最为有效的技术。本文主要对水力喷射环空加砂压裂技术如何进行运转作业的原理、工序以及计算方法、优越性和不足展开分析和研究。通过系统的研究我们得出水力喷射环空加砂压裂技术通过喷砂射孔和环空加砂相互作用、合作, 能够有效的提升喷嘴的使用时间, 加强施工排量, 在实际应用中具有较强的可操作性和实用性, 建议推广应用。
关键词：水力喷射环空压裂技术,低渗透油气田,产量,施工工序
参考文献
[1] 许长春.国内页岩气地质理论研究进展[J].特种油气藏.2012 (01) .
水力平衡技术范文第4篇
水力喷射泵是利用射流原理将注入井内的高压动力液的能量传递给井下油层产出液的无杆水力采油设备[1,2,3,4], 通过流体压能和动能之间的流体能量转换来传递能量。水力喷射泵工作筒主要由喷嘴、喉管及扩散管组成。
垦东701区块由于地处黄河入河口自然保护区不能采用常规游梁式抽油机采油工艺进行开采, 另外, 考虑井身轨迹复杂、井斜角度较大, 粘度为普通稠油, 优选水力喷射泵作为该块主要的举升方式。水力喷射泵是同心管结构的方式 (见图1) , 即混合液管柱和动力液管柱同心置于套管内。在施工时首先下入混合液管柱, 然后将动力液管柱下入到混合液管柱内, 通过动力液管柱最下端的密封插管实现与工作筒的连接和密封。
如果井下管柱密封不严或者存在渗漏, 势必引起能量损失, 从而使泵效降低, 甚至形成无效循环, 达不到预期产油量, 同时增加了采出成本。在水力喷射泵井下管柱中, 混合液管柱与动力液管柱之间起密封作用的关键是密封插管。该区块下入水力喷射泵6井次, 6井次第一次试压均不合格, 其中有两口井出现了两次试压不合格, 造成工序返工, 增加了成本, 影响了开井时率。
2 水力喷射泵采油工艺存在的问题分析
对垦东701区块6井次完井一次成功率低的情况进行了调查统计, 将完井动力液管柱起出检查密封插管, 发现密封插管的密封胶圈磨损情况严重达到66.7%。
3 改进措施研究及应用
3.1 密封圈材料优选及密封槽改进
首先对密封的关键部件密封圈进行了密封材料的优选, 采用耐高温高压、抗磨损的密封胶圈, 并进行了地面试验密封, 另外, 为了进一步改善密封效果, 将原来的矩形槽改变为梯形槽, 使密封圈由于体积膨胀所产生的较大过盈变为槽内补偿。
3.2 密封插管结构改进
3.2.1增加扶正装置
水力喷射泵是同心管结构的方式, 其中, 混合液管柱由工作筒及外径89mm、内径76mm的倒角油管组成, 动力液管柱由外径48mm密封插头及外径48mm油管组成。为了改该工艺管柱密封性能, 在密封插管的基础上进行了技术改进, 在施工时首先下入混合液管柱, 然后将动力液管柱下入到混合液管柱内, 通过密封插头实现与工作筒的密封。
针对动力液管柱下入过程中密封胶圈磨损的情况, 改进了密封插头扶正装置, 密封插头的外径48mm, 在设计扶正装置的外径时, 既要确保装置能够通过油管内部下入, 又要起到扶正作用, 因此将扶正装置的外径确定为66mm, 密封插头上的密封圈下井时在扶正装置的保护下不会被磨损, 确保了密封圈的完好性。
垦东701-斜30井改进后下入动力液管柱试压情况为试压20MPa, 15min降为18MPa, 30min降为18MPa, 可以生产。接下来的XTKD701-X31、XTKD701-X32井试压情况也是如此, 可以生产, 但是有压降存在。
3.2.2增加密封插管密封段长度
为了提高密封插管的密封效果, 进一步改进了密封插管的结构, 将密封插管的长度由原来的163mm增加为363mm, 并且将扶正装置与密封插管做成一个整体, 减少了原来装卸扶正装置对密封插管本体的损坏, 更有利于作业施工, 保证插入接头的密封性。
二次改进后的密封插管在垦东701新井转抽作业中进行应用, 到目前为止8口井试压一次成功, 且稳压效果非常好。
4 结语
4.1 统计分析了垦东701区块水力喷射泵采油工艺情况, 分析了该工艺完井一次成功率低的主要原因为密封插管的密封胶圈磨损引起的井下管柱密封存在渗漏, 造成泵效降低, 达不到预期产油量;
4.2针对上述问题, 从密封橡胶材料优选、密封槽结构以及密封插管结构方面进行了改进并进行了现场试试验应用, 效果表明, 通过上述3方面的改进, 明显提高了水力喷射泵采油工艺成功率, 对其他油田或区块的该工艺的应用具有良好的借鉴意义;
4.3 将继续优化改进并完善水力喷射泵密封插管结构, 将单级扶正装置增加为两级或者多级扶正装置, 降低密封插管的磨损程度, 以适应斜度更大、井身结构更复杂的井。
摘要：垦东701区块是胜利油田石油开发中心重点产能建设区块, 优选水力喷射泵作为该块主要的举升方式, 在初期下动力液小管过程中, 动力液小管底部密封插管与工作筒密封不严、试压不合格, 影响了喷射泵的正常完井。为切实提高水力喷射泵完井率, 统计分析了垦东701区块水力喷射泵采油工艺情况, 分析了该工艺完井一次成功率低的主要原因为密封插管的密封胶圈磨损引起的井下管柱密封存在渗漏, 造成泵效降低, 达不到预期产油量;针对上述问题, 从密封橡胶材料优选、密封槽结构以及密封插管结构方面进行了改进, 进行了现场试验应用, 效果表明, 通过上述改进, 有效提高了水力喷射泵采油工艺成功率, 对其他油田或区块该工艺的应用具有良好的借鉴意义。
关键词：水力喷射泵采油技术,垦东701区块,应用及改进
参考文献
[1] 赵启彬, 卢中原, 杨子.射流泵技术在渤海探井测试中的应用[J].内蒙古石油化工, 2014, 22 (9) :88-91.
[2] 刘琦, 将建勋, 石庆.国内外排液采气方法应用效果分析[J].天然气勘探与开发, 2006, 29 (3) .
[3] 韩贤杰.防沙埋套管水力喷射泵的研制及现场试验[J].技术与管理, 2012, (2) .
水力平衡技术范文第5篇
欠平衡钻井技术在国外发展迅速, 尤其在北美地区更是得到了广泛应用, 美国全年约有25%的油气井不同程度地应用了欠平衡钻井技术, 加拿大欠平衡钻井技术应用发展得也十分迅速。在欠平衡钻井配套技术上, 国外已经陆续开发了包括井下套管阀、井底压力测量、电磁MWD、可循环泡沫等技术, 满足了勘探开发对欠平衡钻井技术的需求。从欠平衡钻井应用情况看, 中石油年欠平衡井数与年钻井总数的比例还不到1%, 与美国和加拿大相比, 应用规模上的差距还很大。在欠平衡钻井完井方式上, 国外多采用裸眼完井, 筛管完井也占有一定比例, 固井完井较少。
国外从20世纪80年代规模化应用水平井以来, 主要分布于美国、加拿大等国家, 在水平井应用对象上, 国外主要用于裂缝性油藏、底水或气顶油藏的开发, 其中多数用于裂缝性油藏、底水或气顶油藏的开发。
2国内欠平衡钻井技术发展趋势
在20世纪50~70年代, 通过引进和吸收国外先进的技术, 开始欠平衡钻井的研究。2002年在西南油气田实施第一口欠平衡钻井。不仅在川西邛西构造须家河碎屑岩储层勘探中发挥了重大作用, 而且还有力地推进了低渗气藏的勘探开发。塔里木油田正是由于水平井技术的规模化应用, 实现了对哈得薄油藏等边际储量的有效开发。
回顾勘探开发的发展史, 其中钻井技术的进步、先进适用技术的推广应用发挥了重要作用。喷射钻井、定向井、丛式井等先进技术得到了广泛的应用, 加快了钻进速度、丰富了开发手段, 增大了勘探开发效益。近年来, 各油田在探索各种复杂油藏的钻井方式上进行了积极的工作, 欠平衡钻井、水平井钻井等技术得到了越来越广泛的应用。各油田提高了对欠平衡钻井在发现油气层、保护油气层上作用的认识, 实现了欠平衡钻井配套技术的规模化应用, 大庆、辽河、新疆、大港等油田继续投入研究欠平衡钻井技术, 逐渐应用在新井钻井过程中。
3欠平衡钻井技术的实施
通过欠平衡钻井, 发现了常规手段不能开采的油气资源, 成为勘探开发的重要手段。要想欠平衡钻井技术真正成为一项过关的技术就必须要立足于实现全过程欠平衡钻井, 并解决欠平衡钻井过程中的井壁稳定、钻井液技术和完井等技术。通过转变勘探思路, 认识富集规律, 加强对储层污染机理的研究, 对欠平衡钻井理论、工艺、装备进行攻关。在常规水平井钻井条件 (MWD+螺杆) 下, 通过精确的区域地层描述, 精细的岩屑、气测、钻时及其它钻井参数录井, 在实钻过程中准确还原垂直深度上地质分层状况, 准确预测地层变化, 指导实施有效导向钻进的技术。技术前提:工程与地质紧密结合, 主要技术内容包括:油藏的精细描述技术、导眼井校正技术、现场跟踪研究和调整技术、水平井井眼轨迹与油藏关系的测井解释技术。
(1) 欠平衡井工艺技术我们通过计算定出合理的欠压值, 根据不同情况选择不同性能的钻井液和完井液。选择的目标油藏类型不同, 选择合理的井口装置和工艺配套方案。整体采用比较稳定的井口回压控制系统。实时地质跟踪与调整, 卡准标志层, 逐级修正钻进状态, 保证精确入靶。实时分析井眼轨迹与油藏之间关系, 保证轨迹始终处于最佳位置。
(2) 合理井身结构确定井身结构是确保欠平衡钻井顺利进行的关键因素之一。因此, 设计之前需要认真分析该地区邻近井的地质、钻井、测井、试油资料。建立坍塌压力、孔隙压力、漏失压力剖面, 以确定合理的井身结构。在探井实施过程中还要加强地层压力预测。
(3) 欠平衡钻井地质选井依据地层孔隙压力、漏失压力、坍塌压力和其他地质资料较清楚;地层稳定性好, 不易发生坍塌;欠平衡钻井井段不宜太长;储层不含H2S;储层能量有所衰竭的老气田。通过对欠平衡钻井井壁失稳机理进行分析, 研究地层不同岩性井壁稳定性, 开展井壁稳定分析。考虑了注入气、基液、地层产出油、气、水以及岩屑等多相的耦合, 并结合油、气之间在井内随压力温度变化, 相态的转变, 利用多相漂移流动模型, 建立充气欠平衡钻井井筒多相流模型。欠平衡钻井工艺较常规钻井复杂、风险高、协作单位多。在进行每项作业前, 双方必须进行技术交流和技术培训。
(4) 欠平衡钻井数据自动采集系统采集功能:采集立压、套压、循环进出口气体流量、循环进出口气体温度、钻井泵冲数 (排量) 、钻井液池液面、井深和钻时。控制功能:控制旋转控制头液动平板阀的开关动作、根据欠压值动态控制液动节流阀的开启大小、控制旋转控制头的卡箍动作。整套系统安装在一个控制室, 具有数据采集、存储、处理、控制和视频监视功能。
(5) 欠平衡钻井取芯及完井取芯的过程中是在不压井的情况下下入取芯工具, 在钻具上加入放喷工具。对取芯的长度有着特殊的要求。岩心真实能反应出地层实际情况。没有侵蚀污染, 直观反映储层原始特征。不压井作业下入衬管后, 射孔投产后, 试油。下入尾管后不固井, 不存在固井对产层造成的伤害, 同时下入的尾管又有利于防止投产后上部井段跨塌而填埋产层。
4结语
我们实施欠平衡钻井技术是解放和保护油气层的根本性措施, 是提高勘探成功率和提高开发效益的重要手段。而美国近期信息表明欠平衡钻井占有率已达到40%以上, 说明我们欠平衡钻井的应用还有很大的发展空间。同样在水平井技术应用上, 各油田也存在不平衡, 也还有很大的发展空间。
摘要：随着辽河油田勘探开发的不断深入, 欠平衡钻井的技术得到了飞速的发展, 欠平衡钻井技术, 不是单一地追求钻井技术进步, 而是钻井、测井、完井统一考虑, 地质资料的采集、油气层保护、钻井作业效率、钻井安全都得到了保证。
水力平衡技术范文第6篇
该潜山油藏岩性主要为混合花岗岩、混合岩等, 并有晚期岩脉 (燕山期) —辉绿岩侵入。曹台潜山油藏类型为裂缝型低渗透变质岩油藏。该井区为正常温度压力系统的高凝油油藏。曹台潜山区块采用多层次分支井的主要优点是:在水平段长度不能增加的情况下, 利用分支井技术的方式, 大幅度增加单井储层内的进尺;各个分支井眼不仅在平面上相互交错, 在垂向上也可形成多级高度差, 多个分支井眼在块状裂缝性储层的空间展布, 大幅度提高了裂缝钻遇率;节省征地、钻前、上部主井眼钻井、采油、地面集输等成本。
2 井身结构
曹622H采用Φ444.5mm表套、Φ244.5mm技套, 设计两个Φ215.9mm主分支, 并分别带两个Φ215.9mm鱼骨, 第一分支钻油藏垂深在2179m~2252m, 设计井深2666.51m, 第二个分支主井眼钻油藏垂深在2020m~2140m, 设计井深为2460m, 在水平段分布2个鱼骨分支, 长度为157m, 油层水平段累计长1681m, 油层钻井液设计密度为1.00~1.2g/cm3, 通过多个分支井眼的空间展布提高储层裂缝钻遇率, 提高开发效率。为提高机械钻速、保护储层, 进行欠平衡钻井技术试验, 在部分直井段采用空气钻井技术, 实现欠平衡钻进, 在Φ244.5mm技术套管上安装套管阀, 套管阀设计下深为430m。
3 曹台潜山分支井关键技术
曹台潜山油藏混合花岗岩岩石硬度为7~8级, 为简化完井方式、节约钻井投资, 套管开窗侧钻、裸眼悬空侧钻都选在潜山面以下进行, 套管开窗难度大, 常规磨铣工具与工艺无法满足施工要求, 研制了新型材料开窗铣锥与配套造斜器, 满足了工程需要。
3.1 硬地层套管开窗
(1) 混合花岗岩专用开窗铣锥
针对混合花岗岩地层套管开窗后期, 开始吃入地层的过程中, 常规铣锥单只进尺只有0.2~0.3m的难题, 研制了新型材料专用铣锥。根据钻头专家系统设计胎体的耐磨性为0.88和0.3ML×10-5, 材料粒度为25#~40#, 浓度为95%~100%。现场试验其单只进尺能力为常规铣锥的7~10倍, 可以只用一个完成开窗后期的窗口磨铣工作, 磨铣速度是常规铣锥的10倍, 使用后仍有切削能力。
(2) 弧面造斜器
针对新型铣锥圆度不够好的问题, 设计了与其配套的弧面造斜器, 与平面的的造斜器相比, 弧面造斜器与开窗铣锥是面面配合而不是线线配合, 较大的接触面积可以有效减小单位面积上的压力及磨损;同时弧面造斜器与直面造斜器相比, 在开窗过程中对造斜器的偏磨也较小, 具有较好扶正效果。
3.2 硬地层鱼骨型分支井技术
针对混合花岗岩地层坚硬、可钻性差的特点, 优化轨迹剖面类型, 采用“从前到后”的钻井次序、鱼骨分支井眼高于主井眼的垂向高差设计、硬地层裸眼悬空侧钻等工艺技术进行鱼骨型分支井的设计与实施, 主井眼下入筛管完井、分支井眼裸眼完井。
(1) 钻井次序
结合水平井螺杆导向技术、裸眼悬空侧钻工艺、完井管柱的下入等问题, 优选了“从前到后”的钻井次序, 即在水平段施工过程中, 遇到分支井眼先钻分支井眼, 分支井眼完成后替入油层保护液, 再在侧钻点悬空侧钻主井眼、钻进下一段主井眼, 按此顺序直至水平段完成。
(2) 垂向高差设计
辽河潜山混合花岗岩地层均为块状裂缝性油藏, 储层厚度空间足够, 为提高裂缝钻遇率、防止储层保护液被置换、方便完井管柱顺利下入, 鱼骨分支井眼高度高于水平段对应位置5~30m。
(3) 裸眼悬空侧钻
基于常规单弯螺杆导向钻具, 针对潜山油藏较硬的特点, 按照定点造台阶、定向划槽的方式进行主井眼的侧钻, 用保径能力强钻头, 开始5米进行全力降斜, 然后进行复合钻进5米, 送钻均匀, 控制钻速, 工具面稳定, 15米后确认钻出新眼开始正常钻进。
4 复杂情况分析与处理
4.1 开窗附近接箍深度偏差大
由于套管下深记录与测井磁定位数据相差较大, 导致无法满足找到安全的区间进行开窗, 现场采用了重新采用钻杆携带测井仪器进行测量的方式确认接箍位置, 测量结果与下深记录及磁定位数据均有较大差别, 后期开窗及完井过程中没有发现开在套管接箍上的现象, 措施得当。
4.2 底座无法坐挂情况
受限于内部结构, 造斜器底座的卡瓦张开范围有限, 在设计的位置几次无法完成坐挂, 但有明显刮卡显示。原因分析:上提数米开始刮套管, 说明卡瓦已打开, 套管内径由坐挂点向上有所减小, 原坐挂处套管内径大, 卡瓦打开不足以吃入套管内壁。套管内径增大原因:①钻杆偏心转动摩擦套管, 导致套管内径增大或破坏;②套管内径不统一, 套管壁厚较小。更换开窗位置, 并采用试探的方式试得可以坐挂的位置完成了开窗作业。
5 气体钻井试验
由于二开和三开导眼段位于油层段内, 储层稳定、不含水、钻速低, 为提速及保护储层, 选用气体钻井技术。
纯气钻进参数:120m3/min, 立管压力1.5MPa, 钻压20~50k N, 转速70r/min。井段1006~1344m, 进尺338m, 纯钻时间39.7小时, 平均钻速8.51m/h。钻至1344m连续5m没有岩屑返出, 停止注气上提钻具遇卡180k N, 测后效0.04%, 钻杆外壁有原油和砂子粘附, 地层出油, 改为充气钻井。
二开充气钻井参数:气排量40 m3/min, 液排量1.8m3/min, 立管压力6~8MPa, 钻压70~130k N, 转速70r/min。三开充气钻井参数:气排量40 m3/min, 液排量1.8m3/min, 立管压力6MPa, 钻压0k N, 转速70r/min。
气体钻井提速效果明显, 空气钻井是本井常规井段的4倍, 邻井的2.2倍;充气钻井是本井常规段的1.63倍。气体钻井对油气层敏感, 能更好地发现和保护储层。
6 结语
(1) 气体欠平衡、四级分支井、鱼骨型分支井、套管阀等多项技术的集成应用, 为曹台潜山难采的经济开发提供了经验, 多层次分支井相对于普通水平井产量提高一倍左右, 但日产仍偏低, 有与分段压裂技术进一步结合提高单井日产的需求。
(2) 裂缝钻遇率仍缺乏有效的技术监测与保障手段, 单井的产量高低仍具有随机性, 需要进一步研究攻关。
摘要：曹台潜山为低孔、低渗的高凝油油藏, 常规直井、水平井产量过低, 长期不能实现经济有效的开发。在曹622H井中研究部署实施了气体钻井、四级分支井、鱼骨型分支井等几项特殊工艺井技术, 检验在降低单井成本、提高单井产量方面的应用效果。该井克服了曹台潜山硬地层套管开窗、水平段裸眼悬空侧钻、气体钻井等多项技术难点, 实现了几项特殊工艺井技术在一口井中的集成应用, 验证了多层次分支井、气体欠平衡钻井技术在提高单井产量、提高钻速方面能力与不足, 为该区块的经济有效开发提供了经验和依据。