试油排液工艺技术

试油排液工艺技术（精选三篇）

试油排液工艺技术 篇1

关键词：试油,排液,油气

前言

排液问题之所以能直接影响整个试油结论和对油气储层的准确认知, 是因为排液在施工周期中所占用时间最长, 同时工作量也最大。较高的排液工作质量能显著提高整个试油的效率, 从而尽早获取底层地质的相关数据, 为提高油田勘测的经济效益打好基础。

一、目前国内油田开发现状分析

随着改革开放以来, 我国各项经济发展工作也逐渐提上日程, 石油作为最为重要和稀缺的能源, 一直以来都受到全世界人们极大的关注。而油田的开采工作自然也是各个石油输出国的工作的重中之重, 当前, 我国的油气田开发已属于中后期, 非自喷井数量呈上升趋势。

二、常用的试油排液工艺技术分析

试油排液工艺技术可分为以下几类:

(一) 以地层测试为中心

以地层测试为中心的试油排液技术根据井筒和地层的条件可分为三类:在工艺条件允许的情况下, 应当尽最大的可能采取测试技术, 从而减少续流效应, 同时, 在这种情况下就可以对其直接定性;自喷井则按自喷井来取资料;针对非自喷井的测试则稍微麻烦些。对于非自喷井而言, 所采用的工艺技术主要有:

1. 抽汲排液工艺。

作为传统排液工艺的抽汲排液工艺, 通常是利用钢丝绳将抽子和加重杆连接在一起, 将通井机作为动力的来源并凭借胶皮和油管间的间隙密封, 从而将井内的待测液体排出到地面上来的一种方法。

2. 汽化水 (混气水) 排液工艺。

利用空气压缩机将空气注入到井内, 直到压力值达到一定的程度后, 再将水和空气利用水泥车小排量和空压机一起注入井内, 这种方法叫做汽化水排液工艺。

3. 液氮排液工艺技术。

该技术的工作原理是利用氮从液态转化为气态时, 所导致的体积变化来排出井筒内的液体。

4. 地面驱动单螺杆泵排液工艺技术。

该技术原理和气举相似, 利用连续油管和制氮车进行试油排液工作, 因而可用于井下有封隔器的情况。

(二) 针对一般油水井

由于油气稀疏而导致的测试资料不能对油气性能直接定性, 转而采用常规泵进行排液求产的方法称作针对一般油水井的试油排液工艺技术。通常以通井机为动力, 采用常规泵进行排液, 因而经常导致排液的不连续性, 进而给油田的勘探工作带来干扰。螺杆泵的引入使得对各种性质的液体开采都变得简单易行, 可以随时调整输入的转速。

(三) 稠油排液工艺技术

根据稠油的粘度和密度可将其分为普通稠油、超稠油以及特稠油三类。在地下, 独特的地层条件使得大部分稠油都能流入到井筒中, 然而在举升过程中, 压强和温度的变化导致其粘度加大, 流动性几近消失。

1. 普通稠油的排液工艺技术。

该技术也有两种类型, 分别是抽稠泵冷采排液工艺技术和螺杆泵冷采排液工艺技术。抽稠泵是一种新型泵, 是针对油性较稠导致泵效低而改造的, 主要用于普通稠油的试油排液工艺中。

2. 特、超稠油蒸汽吞吐泵抽排液工艺技术。

加热后的注蒸汽原油由于粘度大大降低, 流动速度有了很大提升。加热处于较高地层压力的油层也能充分释放出油层中的弹性能量, 并未驱油提供宝贵的能量来源。可见, 注蒸汽可以在很多方面提高油田的产出能力, 在很大程度上降低了油田开采的成本, 是油田开采技术中不可缺失的工艺之一。

3. 环空降粘+过泵电缆排液工艺技术。

该项工艺技术主要是通过加热电缆从而在产出液入泵前对其进行加热工作, 以达到大大提高泵吸入能力的目的。加热后, 增强了流动性的产出液, 在井筒中的流动较为顺畅, 不仅减少了摩擦力, 还降低了产出液的粘度, 产生良好的流动效果和较高的产出液质量。

4. 水力泵排液工艺技术。

利用水力泵排液的工艺技术充分发挥了水力泵抽油工具的优点, 即泵挂较深、扬程较高等。水力泵排液工艺一种无杆泵抽油系统, 依靠液力来传递能量, 故而可以充分调动动力液的稀释伴降凝的载体作用, 具有良好的适用性。

三、结束语

针对不同的油田情况, 应当采取不同的试油排液工艺技术, 同时, 必须要保证施工的质量和使用资料的准确无误, 仔细分析排出液的性能和质量, 从而对油气田做出准确真实的定性。在每项工艺的实施过程中, 应当时刻注意工作中的每一个环节, 争取在耗费最小成本的前提下, 得到高效有价值的数据, 达到进行试油排液工作的目的。

参考文献

[1]李雪彬, 许江文, 徐勇.利用水力喷射泵试产的油水计量方法探讨[J].油气井测试, 2009 (04) .

[2]程杰成.“十五”期间大庆油田三次采油技术的进步与下步攻关方向[J].大庆石油地质与开发, 2011 (01) .

海外高温高压井试油测试工艺技术 篇2

摘 要：对于油气项目而言，高温高压井试油测试工程具有重要的意义。由于各种不良因素的影响，高温高压井测试工程成功的例子较少，其不利于我国能源勘探事业的发展。海外高温高压井试油测试是国内油企重点关注的对象，为此需要及时解决各类技术瓶颈、优化施工设计，以求保障海外高温高压井测试项目的质量。

关键词：高温高压井；测试工艺；技术

目前我国高温高压井试油测试工作的经验不足，在实际施工中难以有效地解决各类问题，又由于钻探工作本身具有高风险与高成本等特点，所以有必要积极吸取先进经验，积极地提升施工工艺，从而实现形成具有较强普适性与可操作性的高温高压井测试技术与工艺。

1 高温高压井测试工艺

1.1 管柱结构 ①跨隔测试管柱。油管、RD循环器、测试控制头、电子压力计、剪销封隔器以及RTTS封隔器等装置共同构成了跨隔测试管柱的整体结构。采用以上结构设计的跨隔管柱具有能在不用下桥塞的条件下测试上部测试层的优点。②射孔测试联作管柱。油管、RD安全循阀、采油树、射孔枪以及电子压力计等装置构成了射孔测试联作管柱的整体结构，由于价格相对较低、功能较为丰富，因此受到了业界人士的广泛关注。该结构具有降低相关射孔所造成的二次污染以及减小封隔器压差的优点。③RD阀测试管柱。带孔管、RD循环阀、测试控制头、外挂电子压力计以及气密封油管是RD测试管柱的主要组成成分。经验表明，该管柱结构具有较高的安全性，并且拥有较大的测试管柱通径，所以其被广泛应用于高温高压测试项目中，通常能取得良好的应用效果[1]。④全通径试油管柱。根据测试工作性质的不同，应选择不同结构的全通径试油管柱。一般来说，由采油树、油管、井下安全阀以及回接插入管等装置构成的全通径试油管柱适用于完井工作。而当需要进行试产与酸化压裂操作时，则需要采用由采油树、回接插入管以及油管构成的管柱，如此方能最大程度地保障海外项目高温高压试油测试工作的质量。

1.2 射孔液以及测试压井液的选择工艺 钻井完井液以及复合清洁盐水是海外项目高温高压试油测试中常用的两类特殊液体。在测试用液的选择工作上，我们需要从成本、使用流程便利性以及应用效果等方面对目标液体展开分析工作。一般来说，需要花费较大的成本来配制清洁盐水，并且由于清洁盐水中的盐分会加速金属与氧气的反应，因此需要避免在项目中应用清洁盐水。

应当认识到调制性能合适的施工现场泥浆的重要性，泥浆密度以1.8至2.3克每立方厘米最佳，并且需要具有良好的耐热性能，同时还应有悬浮效果良好、粘切变化小等优势。

综合来看，所选择的射孔液需具有经济安全、满足封隔器的承压能力等特点，能够在繁重的测试作业过程中始终保持正常的工作性能，不会对环境造成二次污染。

1.3 井口控制工艺 对于高温高压试油测试项目而言，井口控制工作有着重要的意义。需要科学地选择井口控制装置，有必要在井口控制系统中安装多个ESD紧急关闭阀。当进行关井压力低于70MPa以及井口流动压力小于50MPa的测试工作时，建议使用103MPa的常规测试控制头。

1.4 数据采集工艺 项目应用了大量的传感器探头，这些探头负责信号采集工作，并将收集的信号传输到计算机系统当中，系统将记录相关产量、压力、测试温度等数据。数据的获取工作既能实现对大量地面设备以及井下流体的有效监控，同时还保证了相关资料的对比性以及连续性，其有力地推动了项目的发展。

1.5 射孔工艺 就目前状况而言，海外项目所采用的射孔工艺由传输射孔、电缆射孔、高压大直径射孔枪过油管射孔等组成，具体选择何种射孔工艺应视实际情况而定。

1.6 地面测试工艺 在地面测试应当至少使用一个ESD紧急关闭阀，应当具备可靠的安全释放系统。测试项目中存在着大量难以控制的因素，其易使得相关操作环节失控。为了充分确保井口的安全，需要避免容易出现失控状况的环节靠近井口。在地面管线布置方面，应当采用质量合格的金属密封高压管线，因其耐热性好、强度高，故可以最大限度地避免刺漏情况的产生。除此之外，需要配备排污系统，以求及时地清除固相颗粒，为地面设备的运行创造清洁安全的环境，进而提高项目的施工质量。

2 高温高压井测试技术

2.1 测试前相关井筒的评价 一直以来存在于高温高压井测试项目中的问题便是井下情况较为复杂多变、钻井的周期相对较长以及泥浆中的固相颗粒容易磨损井筒等。为此有必要完善相关的井筒评价体系，如此方能最大限度地保障项目的安全[2]。

①套管抗内压评价。酸化压裂的平衡能力、压井液最大密度、管柱窜漏所造成的环空压力等因素的设计工作的重要参考之一便是套管抗内压强度评价数据。相关理论表明，井底套管与封隔器处套管的安全系数在重泥浆反压井时会出现明显的下降趋势。②套管抗外挤评价。套管抗外挤强度受钻井作业的影响。正常的套管厚度较大，然而其在不断被磨损的过程中壁厚将逐渐降低，由此套管的强度将无法达到预定的要求。井筒压力的变化会影响套管的强度，而井筒压力又受到测试工作形成的压差与压井液密度的影响。所以，需要在评价套管磨损状况时综合考量各方面因素，如此方能得出最为科学准确的结果。③井筒漏失评价。高温高压测试项目的高速流体中含有大量固相颗粒，而这些颗粒在流动过程中将对分离器、油嘴以及油嘴管汇造成破坏，合理的井筒漏失评价体系将帮助人们科学地配置相关地面设备，从而保障井筒质量稳定，以保证施工项目的安全。

2.2 压力预测技术 油气的产量既受地层物性影响，同时也受压力的控制，因此需要完善压力预测技术。相关的压力曲线以及计算公式应当根据日产气与平均流压梯度、油嘴的统计关系以及油嘴与日产气之间的关系来制定。不同关系的模板也需要根据不同管串结构、储层特性以及地层流体性质等建立，如此方能保证质量[3]。

3 结语

海外高温高压井测试工作对技术、人员素质以及设备等方面都有着极高的要求，为此必须加快改进工艺的脚步、吸纳先进技术、引进新式设备、提高工作人员综合素质，如此方能有效地提升项目施工的质量。

参考文献：

[1]李祖友，杨筱璧，严小勇，王旭，孙今立.低渗透致密气藏压裂水平井不稳定产能研究[J].钻采工艺，2013（03）.

[2]高仪君，刘建仪，张键.定向井井筒温度压力耦合分析[J].油气藏评价与开发，2013（02）.

试油排液工艺技术 篇3

射流泵由射流泵芯和泵筒组成, 需要排液时, 先油管打压切断射流泵筒滑套销钉, 滑套下移, 打开循环孔, 油管内投入泵芯, 泵芯入座后, 通过地面高压柱塞泵向油管注入高压动力液, 动力液通过喷嘴、喉管、扩散管时, 在喷嘴高压射出, 在扩散管处形成负压区, 引导地层流体向上流动, 动力液跟地层流体混合一起经过油套管返出地面, 进行分离计量。

2 射流泵排液的工艺特点

2.1 射流泵排液的优点

2.1.1 射流泵是利用液体输送介质的动力设备, 无运动部件。因而, 具有结构简单、紧凑、轻便, 运行可靠, 无泄露, 检泵简单易行, 更换维修方便等优点。无需起出泵排管柱, 可通过液力返洗或钢丝投捞, 进行泵芯工作筒的检修。

2.1.2 强度大、速度快、可以实现射孔后连续大压差求产, 具有一定解堵作用, 射流泵排液掏空度高, 射流泵可负压至3000m, 且流压平稳, 能够实现连续、大量排液。一般在排出井筒容积的2倍左右地层液情况下即可落实液性。

2.1.3 射流泵动力液可以进行加温, 也可在动力液中加人各种添加剂, 破乳剂、降粘剂、降凝剂等, 用于改善流体性质, 充分发挥动力液的增温、稀释、降凝、降粘等载体作用, 满足高凝稠油井试油测试及排液的要求。

2.1.4 射流泵泵芯下可以接电子压力计, 对整个排液过程进行压力温度记录, 通过压力记录可以计算射流泵掏空深度, 地层流动压力和流动温度, 现场根据地层流动压力变化情况, 随时调整排液各种参数。

2.1.5 井控安全性能更加完善。射流泵排液时井口装采油树、测试树、防喷器组全部安装密封, 动力液从计量罐打出, 产液直接进罐计量, 形成密闭循环系统, 更具安全性。

2.2 存在问题

2.2.1 排液条件受井筒情况限制

射流泵排液一般是从油管注人, 套管返出。对于套管上部有射开层段的井, 该排液方法不太适用。在大尺寸套管中使用, 液体流速慢, 难以实现诱喷, 且难以快速落实地层液性。

2.2.2 地层水性难以及时界定

在排液过程中, 得到的是地层液体和动力液的混合液体, 无法及时对地层产液水的液性进行定性分析。只有通过井下取样器进行取样来快速获取地层真实样品, 使所取水样的时效性、真实性和指导性都受到影响。

2.2.3 对于疏松地层的使用受到限制

疏松地层极易出砂, 在排液过程中封隔器有可能被砂埋, 造成卡钻事故。因此, 对于易出砂地层, 或携砂能力相对较弱的大套管井, 射流泵排液具有一定的风险性, 应优化选择排液的各项参数。

2.2.4 排液诱喷后资料录取问题

在使用射流泵排液诱喷后, 泵芯不能脱离开泵筒, 所以常常是套管放喷。这时, 流压、高压物性、关井压力恢复等资料无法录取, 使试油资料的全准性受到影响。

2.2.5 泵芯容易堵塞, 需要反复洗出泵芯进行清理。

由于动力液不干净、油管内壁铁锈杂质多或射流泵芯喷嘴结垢等原因, 容易造成射流泵喷嘴堵塞, 不能正常工作, 造成不能连续强排, 影响排液效果。

2.2.6

低的井由于地层供液不足, 只能通过提高地面泵压, 来增加掏空深度, 然而地面动力设备不能满足长时间高压作业, 极容易造成阀座刺漏。

3 现场应用

3.1 埕海36井第一层

射孔井段3838.5-3853.4m, 电测解释孔隙度8.05%-9.49%, 渗透率3.01-4.78×10-3μm2, 渗透性较差, 射流泵下深3200m。

压裂后射流泵排液情况:

从表1、图1中可以看出:该层压裂后进行放喷, 放喷结束后进行射流泵排液, 历时26h, 地面泵压25M P a, 最低流动压力22.4MPa, 平均流动压力22.9MPa, 造成负压9.1MPa, 产液59.9m3, 产油51.3m3, 产残液8.6m3, 从泵排曲线看, 压力曲线总体波动趋势稳定, 产量稳定, 实现了压裂后快速反排的要求, , 尽快落实了产量, 日产液55.38m3, 日产油47.35m3。达到证实压裂效果的目的。

3.2 埕海35井第二层

射孔井段3827.3-3836m, 电测解释孔隙度9.3-9.69%, 渗透率6.06-6.44μm2, 渗透性较差, 采用TCP+STV+JET三联坐测试管柱进行测试, 射孔后未自喷, 进行射流泵排液, 射流泵下深3498.4m。

射流泵排液28h, 地面泵压25MPa, 最低流动压力7.759MPa, 射流泵制造最大生产压差达26.259M P a, 折算掏空深度2679.49m, 持续负压28h, 压力曲线总体流压波动平稳, 累计产液16.52m3, 折日产液14.16m3, 排液曲线如图, 如此大的生产压差对于其他排液方式很难实现, 该次排液对低渗产层进行了深排强排, 及时落实了地层产量, 为制定下步措施节约宝贵时间。

4 结论和建议

(1) 射流泵排液操作简单, 设备简便, 减少劳动强度, 占用场地小, 能够满足海上平台狭小空间内进行测试作业。

(2) 射流泵排液时使用密闭循环系统, 且采油树, 防喷器组密封, 减小了施工带来的井控风险, 复合海洋石油开发的H S E要求。

(3) 泵下电子压力计能记录射流泵排液全过程的压力温度变化, 根据曲线可以对排液参数进行调整, 使取得的排液数据与地层真实数据更加相符。

(4) 射流泵排液能连续大排量排液, 尽快落实地层产量, 实现酸化压裂后迅速反排, 同时能进行深排强排, 造成较大生产压差, 缩短施工周期, 提高试油速度。

(5) 射流泵排液动力液采用无杂质淡水, 入井油管内壁清理干净, 避免造成喷嘴结垢堵塞或杂质堵塞。

摘要：近两年来射流泵排液技术在大港油田浅海试油中被广泛采用, 其优点是结构简单、可操作性强、排液周期短、速度快、能有效实现连续大量排液, 有效防止地层二次污染。

关键词：射流泵,测试

参考文献

[1]吴奇.下作业工程师手册.京:石油工业出版社2002.