海上高含水油田稳油控水技术研究及应用

2018-07-02刘新锋费建杰陈学江刘正伟靳甲斌

特种油气藏 2018年3期

刘新锋，费建杰，陈学江，刘正伟，靳甲斌

(中海油田服务股份有限公司，天津 300459)

0 引言

海上边底水油藏在生产过程中，一旦见水，短期内可达90%以上[1-7]。高含水不但造成电能浪费、增加油水分离处理费用和缩短油井寿命，而且影响油井产能和采收率[8-14]。受海上采油平台油水处理能力限制，常规找水、堵水技术的适用性较差。为高效稳定开发高含水油田，研制了集稳油、控水、防砂为一体的稳油控水筛管，根据地层岩心粒度分布、油水黏度、含水率、孔隙度和渗透率等数据，结合膨胀封隔器进行水平井分段开采，减缓水锥突进，可达到稳油、控水、防砂的目的。

1 技术原理

稳油控水技术的主体为稳油控水筛管，其主要由防砂单元和控水单元组成。稳油控水筛管与膨胀封隔器联合使用，可进行分段开采。防砂单元依据地层砂粒度特征，优选过滤结构及过滤精度，降低出砂风险；控水单元依据油水黏度和含水率变化，自动调节流通通道，抑制水的产出，从而起到稳油、控水、防砂的目的(图1)。

图1稳油控水完井管柱示意图

根据应用井的井径不同，设计了2种规格的稳油控水筛管，技术参数见表1。

2 工艺设计

稳油控水筛管主要由防砂单元和控水单元2个部分组成(图2)。

2.1 防砂单元

稳油控水筛管的防砂单元结构由内至外为基管、径丝、内支撑网、内过滤网、中间支撑网、外过滤网和外保护套。

基管的主要作用为支撑外部的过滤介质，基管上不打孔，下端公扣为盲端，基管并不提供油流通道。基管材质根据流体性质、腐蚀性气体类型及含量、地层水矿化度等因素进行优选，常用材质主要包括N80、9Cr-L80、13Cr-L80和13Cr-P110等。基管外径尺寸由井眼大小决定，根据海上油田油井井径，设计了2种基管：Φ168.28 mm基管(适合裸眼井径为215.6 mm的油井)、Φ114.30 mm基管(适合裸眼井径为152.4 mm油井)。

表1 稳油控水筛管技术参数

图2稳油控水筛管结构示意图

基管外部最内层为径丝，材质为304不锈钢，梯形结构，沿着基管轴向分布，与基管之间形成高度为3.65 mm的流通通道，流体沿着该通道流向控水单元。每根筛管的流通通道长度为5 m，每根筛管过流能力为24.5 m3/d。

防砂过滤网有4层，由内至外依次为内支撑网、内过滤网、中间支撑网、外过滤网。内支撑网材质为304不锈钢，具有较大的过流面积，主要作用为分流和降低流体的冲蚀作用；内过滤网材质为316 L不锈钢，提供第2次防砂作用，阻挡生产过程中通过外过滤网的小粒径砂粒，防砂精度为230 μm；中间支撑网材质为304不锈钢，同样起到分流和降低流体冲蚀的作用；外过滤网材质为316 L不锈钢，提供第1次防砂作用，防砂精度为250 μm。过滤网均采用斜纹密纹编制结构，网孔不易变形，从而保证防砂精度不变。

最外层为外保护套，以往常用导流结构为圆孔，在生产过程中，含砂流体通过圆孔直接持续冲刷过滤网，短期内过滤网即发生冲蚀破坏，导致油井出砂。为避免含砂流体的直接持续冲刷，该筛管外护套采用槽型导流结构，材质为304不锈钢，含砂流体首先经过导流槽改变流体流向，由径向流改变为轴向流动，从而减缓流体对过滤网的冲蚀作用(图3)。

2.2 控水单元

控水单元由端环、盖板、打孔管、控水阀及密封件组成。控水单元与防砂单元连接，经防砂单元过滤的流体流进控水单元，再由控水阀流向筛管内部，最终经由生产管柱开采到地面，该单元关键结构为稳油控水阀。

图3 稳油控水筛管外护罩流体导流示意图

2.2.1 稳油控水阀工作原理

稳油控水阀由阀盖、阀体和碟片组成(图4)。阀盖中间开孔，提供流入通道，根据产量、油水黏度、生产压差、单根筛管流量等设计孔眼尺寸，常用孔眼尺寸为5.0、7.5和10.0 mm；阀体容纳碟片，保证碟片在其空间内能上下浮动，同时提供流通通道；碟片材质为高级钨碳合金，流体通过时，由于碟片上下受到的压力存在差异，碟片在阀体中受压力差驱动可上下浮动，阀孔的开度随之变化，流体流量也随之变化。油的黏度高，流速低，压力损失小，碟片不浮动，油容易通过；水的黏度低，流速高，压力损失大，碟片上部压力小、下部压力大，该压力差促使碟片向上浮动，使阀孔开度减小，控制水的产出，从而达到稳油控水目的。

图4控水阀结构原理示意图

2.2.2 稳油控水阀机理实验

为评价混合流体的黏度和含水率对控水阀的影响，利用实验装置在室内进行了黏度敏感性和含水率敏感性评价实验。实验装置主要包括油槽、水槽、齿轮泵、压力传感器、稳油控水阀模拟装置以及数据采集系统。实验时，打开油槽和水槽的开关阀，利用齿轮泵(流量为60 L/min)将实验混合流体泵入模拟实验装置，利用压力传感器分别记录稳油控水阀模拟装置入口和出口压力数值，保存于数据采集系统内，结束后进行数据整理和系统分析。

(1) 黏度敏感性评价。配制不同黏度的实验流体，调节不同的排量，记录控水阀进口、出口压力，根据实验数据绘制曲线(图5)。

图5不同黏度流体流量与压降关系

由图5可知：稳油控水阀对流体黏度比较敏感，相同流量下，流体黏度越低，流体产生的压降越大，碟片上下压力差越大，即驱动碟片上浮的力越大，阀孔开度随之减小；且随着流体排量的加大，不同黏度流体产生压降的相差幅度加大，即对大流量低黏度流体有更好地控制流量的作用。

(2) 含水率敏感性评价。打开控水阀，记录控水阀进口、出口压力、出口排量等，并测定含水率，绘制不同含水率与压降的关系曲线(图6)。

图6不同含水率流体排量与压降关系

由图6可知：相同流量下，流体含水率越高，流体产生的压降越大，即驱动碟片上浮的力越大，阀孔开度随之减小，流体排量也随之降低，即稳油控水阀可起到控水的作用，且在油井高含水阶段的作用更明显。

3 现场应用

截至2017年年底，该项技术已成功应用4口井，措施后日产油量由47 m3/d升至53 m3/d，含水由95%降至93%，降低2个百分点，目前含水率及产量稳定，起到了较好的稳油控水效果。

A1井为2017年7月新钻调整井，完钻井深为2 703 m，水平段长度为410 m，原油黏度为31.7 mPa·s，预测最终含水率高达98%以上。为控制含水，决定采用稳油控水筛管完井。该井稳油控水筛管共分4段：第1段长度为116 m，下入9根稳油控水筛管；第2段长度为139 m，下入10根稳油控水筛管；第3段长度为69 m，下入6根稳油控水筛管；第4段长度为86 m，下入7根稳油控水筛管，控水阀的阀径皆为10 mm。预测实施稳油控水筛管后最终日产液为2 388 m3/d，含水率为95%。A1井投产初期日产液为274 m3/d，日产油为118 m3/d，含水率为57%；截至2017年年底，A1井日产液为920 m3/d，日产油为110 m3/d，含水率为85%，累计产油21 350 m3。该井相邻同层位的2口生产井，未实施稳油控水筛管技术，日产油分别为102 m3/d和105 m3/d，含水率分别为96%和94%，A1井实施稳油控水筛管技术后取得了较好的增油效果。

A2井为高含水停产井，井深为2 235 m，水平段长度为597 m，地层原油黏度为142.0 mPa·s，停产前日产油为47 m3/d，含水率为95%。2017年1月实施稳油控水技术，将水平段分为3段：第1段长度为221 m，下入5根稳油控水筛管；第2段长度为264 m，下入13根稳油控水筛管；第3段长度为112 m，下入6根稳油控水筛管，控水阀的阀径皆为10 mm。实施后日产油为53 m3/d，含水率为93%，日增油为6 m3/d，含水率降低2个百分点，停产井成功复产。