海上油田注水井安全監(jiān)測方法及實施方案*

朱衛(wèi)城

(中海石油(中國)有限公司開發(fā)生產(chǎn)部)

海上油田注水井安全監(jiān)測方法及實施方案*

朱衛(wèi)城

(中海石油(中國)有限公司開發(fā)生產(chǎn)部)

海上油田注水井層間跨度大,層間關(guān)系復(fù)雜,最高允許注入壓力計算方法具有不確定性,這些不利因素給注水井多層配注安全帶來困難,目前尚未有一套成熟的監(jiān)測方法與手段?；诤Ｉ献⑺⑷雺毫εc流量監(jiān)測,提出一套注水井安全監(jiān)測方法及實施方案。目前該方法已在海上油田實施應(yīng)用,在保障注水井注入安全的前提下提高了注水井的注入量,進而實現(xiàn)了油田的配注指標(biāo)。

海上油田;注水井;安全監(jiān)測方法;實施方案

注水開發(fā)是海上油田采取的主要開發(fā)手段,對于油田地層能量的補充和采收率的提高起著重要作用。但是,因為海上油田開發(fā)投資大,無法像陸上油田一樣細分層系注水,目前所采取的主要手段是在一口井內(nèi)實現(xiàn)多層同時注入的分層配注工藝[1-2]。

目前海上大量已開發(fā)油田的層間跨度大、層間關(guān)系復(fù)雜,加上斷塊、斷層等的影響,造成了注水井注入壓力設(shè)計的困難。尤其對于層間破裂壓力差別較大的油田,其地層破裂壓力的準確預(yù)測難度較大,造成注水井的井口最高允許注入壓力計算與控制的不準確,限制了油田的注水能力。因此,注水井井底及井口壓力的監(jiān)測和分析對于提高注水井的注入能力和注入安全是至關(guān)重要的[3-8]。

對于注水井的壓力監(jiān)測,目前常用的做法是在井口利用流量計與壓力傳感器記錄井口的實時數(shù)據(jù),但是在生產(chǎn)中也僅是根據(jù)設(shè)計的全油田的井口最高注入壓力值進行報警及關(guān)斷,而這種監(jiān)測手段對于層間關(guān)系復(fù)雜的海上油田來講是很難保障安全注入的。因此,筆者嘗試根據(jù)海上油田分層配注注水井間壓力差異大的特點,提出一套適用的安全監(jiān)控方法,以解放注水井的注入能力。該注水井安全監(jiān)測方法在海上油田應(yīng)用中已取得良好成效,在保障注水井注入安全的前提下提高了注水井的注入量,進而實現(xiàn)了油田的配注指標(biāo)。

1 注水井壓力計算不確定性因素分析

計算注水井井口最高注入壓力時,需要考慮地層破裂壓力、油管的摩擦損失、液柱壓力等因素[1]。當(dāng)多層注入時,要分別計算各注水層段的井口最高注入壓力,并選擇最大值作為該井的井口最高注入壓力,其余層位利用配水器節(jié)流實現(xiàn)層間注入平衡。井口壓力計算和選取采用下式:

式中:pwh為井口壓力,MPa;α為安全系數(shù),取值0.8～0.9;pf為注水層最小的破裂壓力,MPa;pλ為井口到注水層的井筒摩阻,MPa;pw為井口到注水層的靜液柱壓力,MPa;C為附加值,建議取值0.5 MPa。

由上式可以看出,在注水井進行井口壓力計算時,存在幾個不確定因素會導(dǎo)致井口注入壓力不準確:

1)破裂壓力選取的不確定性。破裂壓力與儲層的非均質(zhì)性有密切的關(guān)系。圖1為渤海某油田相鄰井破裂壓力梯度統(tǒng)計圖,可以看出破裂壓力梯度變化范圍較大。由于地層破裂壓力選取的不確定性,在進行注水壓力計算時只能考慮一定的安全系數(shù)以保證注水井的注入安全,限制了注水井的注入能力。

2)配注量變化的不確定性。注水井注入過程中,注入量會受地層吸入能力影響,尤其是分層配注的注水井,由于層間差異,當(dāng)某一層吸水能力發(fā)生變化,會直接導(dǎo)致其余各層吸水量的變化,甚至?xí)霈F(xiàn)有注無采的情況。若實際注入量低于設(shè)計注入量,將導(dǎo)致油管與配水器節(jié)流損失降低,作用在注入層砂面上的壓力增高,尤其對于有注無采的層位,甚至?xí)棺饔迷谏懊娴膲毫Τ^地層破裂壓力,影響注水井的注入安全,而每一層的實際注入能力及注入壓力是很難監(jiān)測的。

3)防砂段表皮的影響。防砂段發(fā)生堵塞時,在防砂段上會消耗一定的壓力,從而引起注水井井口壓力的升高。根據(jù)實驗數(shù)據(jù),堵塞后防砂篩管可產(chǎn)生4 MPa以上的節(jié)流損失。但是消耗在防砂段上的壓力損失在實際生產(chǎn)過程中是很難與地層污染造成的壓力損失區(qū)分開的,造成了注入壓力的計算不準確。

由于以上不確定因素,依靠計算得到的井口最高注入壓力保障注水井的注入安全仍存在一定的風(fēng)險。在實際操作中,為了保證注水井的安全,往往采用過保守的設(shè)計,制約了油田的注水能力而影響了油田產(chǎn)量。因此,迫切需要一套注水井安全監(jiān)控手段,在保證注水井注水能力的基礎(chǔ)上從技術(shù)上保障注水井的安全。

圖1 渤海某油田相鄰井破裂壓力梯度統(tǒng)計圖

2 注水井安全監(jiān)測方法

當(dāng)注水井發(fā)生壓漏地層的情況時,將在短時間內(nèi)產(chǎn)生注入壓力降低、注入量增高的現(xiàn)象,由此將引起注水井視吸水指數(shù)的變化。典型的注水井壓漏地層時注入壓力與注入量變化曲線如圖2所示。由此,將引起注水井視吸水指數(shù)的變化,視吸水指數(shù)的變化曲線如圖3所示。因此,監(jiān)測注水井視吸水指數(shù)及其變化率,就能夠反映注水井的安全狀況。在操作過程中,可在井口及井下安裝壓力及流量計,將監(jiān)測信號傳輸至中控進行實時分析,根據(jù)視吸水指數(shù)的變化率(d(Q/p))判斷注水井的安全狀況并采取相應(yīng)的措施。

圖2 典型壓漏地層注水井注入壓力與注入量關(guān)系曲線

圖3 典型壓漏地層注水井視吸水指數(shù)曲線

圖4 海上油田注水井安全監(jiān)測流程示意圖(井口監(jiān)測方案)

3 注水井安全監(jiān)測實施方案

3.1 井口監(jiān)測方案

對于沒有井下壓力計的注水井,可以利用地面監(jiān)測軟件對監(jiān)測數(shù)據(jù)進行實時分析及判斷,監(jiān)測流程如圖4所示。

1)井口注入壓力接近設(shè)定的最高注入壓力、逐層計算的配水器嘴后壓力接近破裂壓力的90%、d(Q/p)的比值略有增加時,應(yīng)引起關(guān)注,進行必要的分析。

2)井口注入壓力等于設(shè)定的最高注入壓力、逐層計算的配水器嘴后壓力等于破裂壓力的90%、d(Q/p)的比值增加較大時,應(yīng)進行資料復(fù)核,必要時采取增注措施或降壓注入措施。

3)井口注入壓力大于設(shè)定的最高注入壓力、逐層計算的配水器嘴后壓力大于破裂壓力的90%、d(Q/p)的比值增幅劇烈,應(yīng)進行關(guān)斷,監(jiān)測后重新啟動注水。

4)當(dāng)?shù)?)、3)種情況發(fā)生時,應(yīng)啟動PLT(生產(chǎn)測試)作業(yè),對數(shù)據(jù)進行復(fù)核,以決定采取措施。

3.2 井下監(jiān)測方案

對于安裝了井下壓力計的注水井,可以利用監(jiān)測到的井下配水器嘴后壓力對注水井進行安全控制,監(jiān)測流程如圖5所示。

圖5 海上油田注水井安全監(jiān)測流程示意圖(井下監(jiān)測方案)

1)監(jiān)測到的嘴后壓力接近破裂壓力的90%、逐層實際注入量低于設(shè)計注入量的90%時,應(yīng)引起關(guān)注,進行必要的分析。

2)監(jiān)測到的嘴后壓力等于破裂壓力的90%、逐層實際注入量低于設(shè)計注入量的80%時,應(yīng)進行資料復(fù)核,必要時采取增注作業(yè)或降壓注入措施。

3)監(jiān)測到的嘴后壓力超過破裂壓力的90%時,應(yīng)進行關(guān)斷;根據(jù)監(jiān)測到的逐層實際注入量低于設(shè)計注入量的50%時,應(yīng)關(guān)斷相應(yīng)層位,改變該層配注量,其他層位繼續(xù)配注,加強關(guān)斷層壓力監(jiān)測。如果關(guān)斷層壓力恢復(fù)至小于破裂壓力的90%時,解除報警,由地面人員判斷后恢復(fù)注入;如果關(guān)斷層壓力長時間不恢復(fù),維持關(guān)層,由地面人員進行分析。

4 結(jié)束語

針對海上油田注水井層間跨度大、層間關(guān)系復(fù)雜、最高允許注入壓力計算方法具有不確定性的特點,提出基于流量與壓力監(jiān)測的注水井安全監(jiān)測方法及監(jiān)測方案。該方法判斷過程簡單靈活,實施方案形式靈活,可以采用井口監(jiān)測數(shù)據(jù)上傳中控報警的方式,也可以采用井口獨立監(jiān)測報警的方式。目前,該方法已在海上油田注水井得到應(yīng)用,起到了保障注入安全,保護油田安全生產(chǎn)的目的。

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(編輯:孫豐成)

Monitor method and implementation plan for water injector in offshore oilfield

Zhu Weicheng

(Development and Production Department of CNOOC Ltd.,Beijing,100010)

For water flooding offshore oilfield,the interlayer span is large,interlayer relationship is complex and the calculation method for maximum allowable injection pressure has uncertainty,which are unfavorable to monitor the safety of multilayer injection allocation.Up to now,there is not a set of mature methods and measures to monitor the injectors. This paper presents a method and the implementation plan to monitor the safety of water injection based on the injection pressure and flow rate monitoring in offshore water injectors.This method has been applied to improve the flow rate of the injectors under the premise of keeping the injector safe.

offshore oilfield;water injector;safety monitor method;implementation plan

2013-10-30改回日期:2014-02-17

*“十二五”國家科技重大專項“多枝導(dǎo)流適度出砂技術(shù)(編號:2011ZX05024-003)”、中國海洋石油總公司科技項目“注水井堵塞機理及增注降耗方法研究(編號:CNOOC-KJ125ZDXM06LTD-08-ZY-2012)”部分研究成果。

朱衛(wèi)城,男,高級工程師,1993年畢業(yè)于原石油大學(xué)(華東),現(xiàn)主要從事油田開發(fā)技術(shù)管理工作。電話:010-84521479。E-mail: zhuwch@cnooc.com.cn。