火驱管理风险分析与防控
2020-04-02张威
摘 要:2016年11月25日,锦91块火驱先导试验井组进入现场点火,2017年8月3日,完成全部4个井组点火工作,2019年2月线性火驱5个井组的点火工作全部完成。本文通过火驱现场开发过程中的管理效果分析,研究总结出火驱管理在火驱开发中的作用,为今后火驱试验扩大及同类油藏火驱试验项目开展提供借鉴。
关键词:锦91块;采油管理;借鉴
1 火驱开发概况
1.1地质概况
锦91块边水(水淹)油藏火驱先导试验区位于锦91块中部构造高部位,被断层F1、F7、F8和F5夹持,构造形态为单斜构造,地层倾角约8~13°。试验目的层为于楼油层于I组,油藏埋深925.0~1050.0m,含油井段平均70.0m,油层厚度10~40m,平均32.3m,孔隙度32.8%,渗透率2000mD,50℃下脱气原油粘度13955mPa?s,原油密度0.999g/cm3。先导试验区含油面积0.2km2,石油地质储量125.6×104t。
1.2开发历程及现状
锦91断块于1984年开始试采,至今已开发了33年,经历了常规干抽和吞吐试采、大规模蒸汽吞吐开发、加密调整和综合治理、产量递减阶段及转换开发方式试验五个开发阶段。目前,在断块西部已转蒸汽驱井组17个,取得较好效果,东部区域水侵较为严重,不适合转蒸汽驱开发,2016年11月编制了《锦91块边水(水淹)油藏火驱先导试验开发方案》,优选4个井组进行火驱先导试验。
目前共有注气井9口,开井9口,日注空气13.8×104Nm3,平均注气压力5.38MPa,累注气8377.52×104Nm3。一线生产井21口,开井15口,日产液425t,日产油25t,日产尾气10.1×104Nm3,综合含水94 %,火驱阶段产油2.14×104t,阶段产气4356.46×104m3,瞬时空气油比5520m3/t,瞬时排注比0.73,阶段空气油比3915m3/t,阶段排注比0.52。
2 火驱管理风险分析
2.1注空气间断的风险
火驱过程中要保持燃烧前缘的稳定推进要求必须连续不间断注空气,火驱过程中,特别是点火初期,发生注气间断且间断时间较长,则很可能造成燃烧带熄灭。
2.2注空气设备爆管风险
空气压缩机是火驱注入系统的关键设备,其额定注气压力10-15Mpa,排量10-20Nm3/h,属高压注气设施。空压机爆管事故在其他火驱区块偶有发生,是火驱现场需重点防范的风险点源。
2.3生产井高产气并含有毒成分风险
注空气带来的层内高温燃烧导致生产井产气量逐渐增高,气体中含有硫化氢等有毒、有害气体。另外由于气窜和氧化不完全造成生产井中氧气含量过高,与井下轻烃组分形成的混合性爆炸气体在爆炸范围内,如有足够点火能量时将导致爆炸。给现场管理带来很大风险。
2.4生产井套管气中带油,无法进集气系统
试验进程中,部分生产井出现尾气带油的现象,给尾气回收与处理系统生产带来很大困难。
2.5受气影响生产井泵效降低
火驱受效后,生产井产气量迅速增加,单井日产气最高达1.5×104Nm3,生产井产气量高,入泵气体影响排液,造成泵效降低,严重时会发生“气锁”,导致油井无法正常生产。
2.6高温、高气,修井作业难度增加
在火驱试验过程中,会经常面临高温、高压、高含气条件下的修井作业难题。
2.7现场管理经验不足
火驱开发不同于蒸汽吞吐,也不同于蒸汽驱,现场管理经验不足,人才匮乏。错过开发过程中的试验点和调控点会严重影响火驱试验的开发效果。
3 火驱管理防控措施
3.1备用空气压缩机和注气管线联网
平稳连续注气是确保开发效果的关键,为此在每个注气平台都安装了备用空气压缩机,一旦发生故障停机,确保20分钟内启动备用压缩机。另外9口注气井实现了各单井注气管线的联网,在发生故障停机,启动备用压缩机过程中也可以保证低排量注气。
3.2注空气设备安全管理
通过详细的风险原因分析,现场采取了有针对性的防控措施。除定期进行常规设备检查,确保设备(压力表、安全阀等)安全有效外,针对积碳、机油质量、注空气温度、静电等风险点源,加强以下几方面管理,确保设备安全。一是严把机油质量关,要求使用设备制造商指定的压缩机专用机油,闪點大于230℃。二是严密监测各级出口温度,将预警温度值设定为160℃,发现温度超高,及时倒机并更换磨损的阀座阀片。三是继续改造设备接地,消除静电火花影响。四是定期清理积碳。规定冷却器每小时排气1次,排出冷却水和部分机油积碳。每季度清理一次压缩机缸体积碳。每半年用蒸汽冲洗一次冷却器,包括外部散热片和循环管内壁,确保冷却效果并减少积碳。
3.3火驱尾气处理安全管理
针对火驱尾气的风险,现场采取了如下防范措施。一是生产井井口采用耐高温井口,并进行气密封测试。二是尾气集中输送、统一处理,尾气处理工艺采取全密闭方式,无中间放空点,规避了H2S等有害气体泄露。单井尾气计量后通过汇管进入脱硫点缓冲罐,经空冷器、分离器,进入脱硫装置,尾气经脱硫处理至H2S含量:≤10mg/m3由放空管排出,凝液经污油回收装置进入单井集油管线。另外脱硫点内设置可燃气体报警仪和硫化氢气体报警仪,确保人员及设施安全。三是建立火驱尾气取样操作规程。在整个火驱尾气处理流程中,尾气取样存在一定的尾气泄露风险。针对这点建立了火驱尾气取样操作规程,规定了取样全过程操作要点。四是建立H2S应急防护区域。把火驱试验区整体化为应急防护区域,并部署防护要求。五是加强尾气组分监测和措施调控。三天内所有火驱生产井产出气组分监测一次,重点井加密监测。每周对辖区范围内集中脱硫处理装置汇管气体组分监测一次,根据气组分变化及其它生产数据采取既定措施确保生产和人身安全。
3.4研制配套工艺技术,缓解尾气处理工艺压力
针对尾气带油的油井,现场采取这部分井不进集气系统,控制产气量,并经238工艺气液混合进站。弊端是无法计量单井产气量,憋套压造成套管气CO2组分高,增加了井下油套管腐蚀几率。下步拟采取通和阻的两项措施加以整改。一是收气工艺加装油气分离器。二是油套环空加装阻气封隔器,同时加工网式钢圈安装于套管闸门前端,起到通气阻油的作用。
3.5开展举升工艺配套技术研究
针对这部分油井,大方向进行层间、平面矛盾措施调整。单井采取如下措施:一是井下气液分离。采用离心分离型气锚。其具有固定螺旋叶片, 泵抽汲时气液从锚筒下部吸入口进入锚筒, 并沿螺旋导流片上旋流动, 在离心力的作用下液体质点被甩向锚壁并沿锚壁向上流动, 液体通过分流器进入抽油泵, 气体从排气孔进入油套环空。二是加深泵挂,增加抽油泵排液能力。
3.6严格规范修井作业
搬上前准备工作:落实作业油井地下状况和地面状况,使用配套仪器设备检测同井场油井气体含量,检查同井场所有井口及生产工艺的完善情况,存在安全隐患及时整改,并根据实际情况制定有针对性的井控安全应急预案。作业过程中:罐车全过程保施工,全过程监测油井气体含量,严格控制起下管柱速度,保证井口液面稳定,同时加强入井流体管控,作业现场严禁铁质大锤敲击,以免产生火花引发可燃气体爆炸。作业完井:必须严格检查套管法兰、大四通钢圈槽、确保密封钢圈清洁完好,作业交井必须保证井口及配件齐全完好、闸门开关灵活,井口法兰及螺栓紧固无渗漏。
3.7强加人员培训和制度管理
通过前期的调研并借鉴其他油田火驱资料,建立了适合火驱生产特点的管理系统,已编制、整理火驱多项操作规程和生产管理制度,有力地指导了生产。另外,开展了火驱技术专项培训和安全演练,实现了项目安全平稳运行。
参考文献:
[1]张霞林,关文龙,刁长军,等.新疆油田红浅1井区火驱开采效果评价﹝J﹞.新疆石油地质,2015,36(4);465-469.
作者简介:
张威(1976-),男,2015年中国石油大学(华东)毕业,工程师,长期从事稠油热采开发工作.