西南油气田川中油气矿开展井下节流技术应用纪实

2009-06-23　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

，改善注入水水质，油田98口油井“喝”上了可口的优质水。

　　针对温米油田部分井组层间差异大、层内非均质性较强、驱替效率低的问题，从5月中旬开始，采油厂结合近几年实施注水井调剖取得的成功经验，引入国内成熟调剖技术，对高渗透带、水窜通道或水窜网络进行动态堵塞，原油采收率进一步提高。

　　截至6月23日，温米油田清污水水质达标率为89%，高出方案目标值6%，水质改造工程取得预期效果。通过持续开展精细量化注水结构调整，油田共有26口油井见效，日增油18吨，油田自然递减率控制在13.5%以内，各项指标的完成情况均优于去年同期水平。

lign=left>　　思想观念上的破冰，带来了川中须家河气藏新的开发理念。国内从上世纪80年代开始开展井下节流技术研究，西南油气田经过20余年的研制、试验，2006年在Ⅰ、Ⅱ型油嘴的基础上又研制出了固定型井下油嘴，使井下节流工具系列化，在磨溪嘉二气藏磨41等4口井进行了现场试验，达到了预期效果。

　　2007年，随着川中须家河天然气勘探开发步伐的加快，加快单井投产速度、降低开发投资和生产运行成本等问题亟待解决。川中油气矿在广安区块须家河气藏53口井上采用井下节流技术进行生产，单井井站建设节约投资60万元左右，单井年节约燃气近10万立方米。目前，该技术已在合川、潼南等区块须家河气藏得到了进一步推广。

　　广安气田须家河气藏全面采用井下节流技术后，地面建设取消了加热保温系统，实现了节能降耗，简化了单井生产流程，缩短了地面建设周期，加快了气井的投产速度，为气田的规模效益开发奠定了基础。

　　针对新问题研发配套技术 　　解决了规模效益开发的井下节流技术，又给气藏评价、气井动态分析和生产管理带来新的难题，传统的试井工艺已经不能满足井下节流气井动态监测的需要。川中油气矿根据井下节流气井的生产特点，以解决井下动态监测的技术难题为目的，开展了电子脱挂器的研究及试验。　　科研人员在广泛调研的基础上，通过与三江航天集团远方科技开发公司的合作，解剖在国内油田应用效果较好的TSK－Ⅰ型电子脱挂器，并拟定了换代产品的设计思路及总体方案。2007年6月，川中科研人员完成了TSK－Ⅱ型电子脱挂器样机试制，分别通过了地面承载检验和常温高压承载模拟试验，获得了投放—脱手—打捞全过程的相关参数，具备了入井试验的条件。2007年7月，同一套样机模拟广安须家河气藏的井深，在金10井井下2200.72米处成功进行了低压油井的投、捞及94小时连续监测的可行性试验，整体性能达到了设计要求。2007年8月，该样机又先后在兴华1、广安2和广安002－42三口井进行了气井的适应性试验，电子脱挂器的投、捞均一次成功，并获得了试验期间的井下压力和温度的连续监测数据。　　该电子脱挂器的成功应用，解决了采用井下节流工艺生产后无法录取气层压力和温度的难题，为川渝油气区非含硫油气井提供了一套技术含量高、适应性好的试井配套新技术。　　完善技术工艺加强推广应用 　　井下节流技术在广安区块须家河气藏的成功应用，对于川中须家河气藏的开发起到了示范作用。但是由于川中须家河气藏分布面积广，各区块的压力和凝析油含量均有不同，对井下油嘴的适应条件就有不同的要求。　　合川区块须家河气藏气井的凝析油含量和压力均高于广安区块，井下油嘴在高含凝析油、较高节流压差环境下，频繁失效，给现场生产管理带来了困难，也增加了施工作业成本。　　针对这一情况，川中油气矿组织召开了井下节流技术交流会，邀请了相关生产研究单位以及技术服务方，就合川区块井下节流技术应用存在的问题及解决措施进行了部署，决定继续完善适合于合川须家河气藏特征的井下节流配套工艺，并开展现场试验，解决井下油嘴频繁失效的突出问题，为油气生产任务完成提供保障。科研人员在对合川区块须家河气藏井下油嘴频繁失效的问题进行认真分析后，提出了相应的整改措施及现场试验方案，技术服务方按照确定的方案对井下油嘴进行了改进，并进行室内实验评价，以满足合川须家河气藏气井的工况。 2008年12月，改进的井下油嘴投入现场试验，截至2009年4月，现场试验了13口井。现场试验结果表明：改进的井下油嘴能够实现“下得去，锚定稳，工艺可靠”，基本适应了合川须家河气藏含凝析油、高压力和高节流压差的环境。

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