編譯:趙越 (大慶油田采油工程研究院)

金佩強 (大慶油田勘探開發(fā)研究院)

審校:楊克遠 (大慶石油學院應用技術學院)

Buffalo油田高壓注空氣項目:技術動態(tài)和作業(yè)挑戰(zhàn)

編譯:趙越 (大慶油田采油工程研究院)

金佩強 (大慶油田勘探開發(fā)研究院)

審校:楊克遠 (大慶石油學院應用技術學院)

Buffalo油田位于南達科他州西北,是實施高壓注空氣 (HPAI)項目最早的油田。1977年中期,意識到在一次采油過程中產(chǎn)量迅速遞減,經(jīng)營者實施了一個IOR方案,包括實驗室試驗、可行性研究和先導性注空氣能力試驗。1978年9月組建了原來的3.5個區(qū)域的Buffalo Red River單元 (BRRU)。1980年將該單元擴大到了9個區(qū)域,1981年5月擴大到了12個區(qū)域。在BRRU HPAI項目成功的基礎上,1983年6月組建了30.5個區(qū)域的南Buffalo Red River單元 (SBRRU),并且在 1985年開始見到注空氣效果。此外,在BRRU和SBRRU HPAI項目成功的情況下,組建了7個區(qū)域的西Buffalo Red River單元并且于1987年11月開始注空氣。總結了3個項目的動態(tài)和注空氣近30年后經(jīng)營者獲得的所有經(jīng)驗。幾乎涉及了開始作業(yè)以來全部作業(yè)的各個方面;討論了一般的管理實踐、遇到的技術和作業(yè)挑戰(zhàn)、注入和生產(chǎn)設備以及完井實踐;還包括注空氣增油量的估算以及如何隨著時間改變空氣用量。到目前為止,Buffalo油田的3個 HPAI項目連續(xù)在商業(yè)上獲得成功。在最近3年,在40多口老垂直井中鉆了水平側(cè)向井段以提高產(chǎn)量、有效利用油藏累積能量和提高波及效率。不可能在老垂直井中鉆水平注入井段,因為裸眼側(cè)向井段穿過了一個孔隙層,該層會把一些注入空氣送入非產(chǎn)層。

Buffalo油田 高壓注空氣技術動態(tài) 作業(yè)挑戰(zhàn)

1 油藏性質(zhì)

Buffalo Field油田位于美國北部Williston盆地的西南翼部,從奧陶系Red River油藏產(chǎn)油。

Red River組在整個盆地內(nèi)分布,油氣藏出現(xiàn)在構造圈閉和地層圈閉內(nèi)。該地層主要由灰?guī)r和白云石質(zhì)灰?guī)r組成,分成上下單元。上Red River組包括4個孔隙層段,用降序“A”、“B”、“C”and“D”層標記。另一方面,在下單元識別出了2個孔隙層段“E”和“F”。

在上Red River組的4個孔隙層中,Red River組“B”層分布最廣泛并且一直在開發(fā),且也是Buffalo油田的主力產(chǎn)油層。巖心、電測井和中途測試表明孔隙度和滲透率范圍窄。

Buffalo油田位于平行Cedar Creek背斜的小型背斜構造上。油藏圈閉機理主要是地層圈閉,垂向和橫向孔隙度不同,但是沿著Cedar Creek背斜的東南翼部也出現(xiàn)了一些低起伏構造閉合度趨勢。

該油田主要從Red River組“B”孔隙層產(chǎn)油。約8500 ft深的凈產(chǎn)油層厚度平均約為15 ft,該油田內(nèi)的孔隙度平均約為16%?？諝馄骄^對滲透率為10 mD(1 mD=1.02×10-3μm2)。原始油藏壓力為3600 psi(1 psi=6.895 kPa),油藏溫度為215℉,平均含水飽和度為50%。油藏原油泡點壓力為300 psi,API重度為32。原油溶解氣油比GOR為173 SCF/STB(1 SCF/STB=0.178 m3/m3),體積系數(shù)為1.174 RB/STB。飽和原油壓縮系數(shù)為8.8×10-6psi-1,而其黏度為2.4 mPa·s。在表1中示出了3個 HPAI單元的一些平均油藏性質(zhì)。

表1 Buffalo油田每個 HPAI單元的油藏性質(zhì)

2 實驗室研究

完成實驗室和可行性研究 (包括1977年中期的注空氣能力試驗)后實施了 HPAI EOR方案。實驗室研究工作包括油藏流體研究、特殊巖心分析、燃燒管試驗、以CO2和N2的不同比例對煙道氣進行的膨脹試驗以及在不同CO2/N2/氮比例和不同壓力下用煙道氣進行的混相能力研究。對于本例最感興趣的是混相能力研究和燃燒管試驗,以下對這兩個方面進行討論。

2.1 燃燒管試驗

在低壓 (215psi)下進行了實驗室燃燒管研究以確定油藏的燃燒特性。把壓碎的巖心物質(zhì)和從Red River“B”油藏采出的原油用于實驗室試驗。雖然該試驗是在低壓 (不代表油藏條件)下進行的,但是結果顯示 Red River“B”油藏對采用HPAI工藝進行采油敏感。燃燒管研究期間的耗氧量平均為70.23%,在油藏條件 (高壓)下應該提高這一百分比,因為在油藏條件下,原油變得更具有活性。平均燃燒溫度為478 ℃,估算的空氣需要量為360 ft3/0.03 ft3(1 ft3=28.317 dm3) (巖石)。采出氣體中的摩爾 CO2含量為 7.60%～13.00%,平均為10.56%。

2.2 細管試驗

在4500 psi和212℉下,用48/52和76/24CO2/N2(摩爾百分數(shù))進行了細管試驗。試驗結果表明在試驗條件下,48/52煙道氣混合物不與油藏原油混相,而76/24混合物接近混相。這能夠得出結論,在Buffalo油田采用 HPAI工藝過程中產(chǎn)生的煙道氣 (79%N2)與在該油藏中遇到的壓力 (低于4500 psi)下的天然原油不混相。而且為了在油藏條件下達到混相,煙道氣中CO2的摩爾濃度應該高于76%。

3 項目動態(tài)

圖1示出了這3個單元的總產(chǎn)水量和總產(chǎn)氣量。在老井中最近側(cè)鉆的水平井段通過提高波及效率達到了降低氣油比趨勢和延長項目期限的目標。

圖1 所有 HPAI單井的平均 GOR和含水 (1954—2007年)

3.1 注空氣

1979年1月在BRRU開始注空氣,以高達16×106ft3/d的注氣量和高達4400 psi的注入壓力連續(xù)注空氣到現(xiàn)在。2007年12月,以10×106ft3/d的注氣量和平均3800 psi的注入壓力將空氣注入6口注空氣井。直到2007年12月共向該單元注空氣93×109ft3。

1984年1月在 SBRRU開始注空氣,以高達23×106ft3/d的注氣量連續(xù)注空氣到現(xiàn)在,注入壓力高達4400 psi。2007年12月,以18×106ft3/d的注氣量和平均3500psi的注入壓力將空氣注入12口注空氣井。直到2007年12月總共向該單元注空氣123×109ft3。

1987年1月在WBRRU開始注空氣,以高達5.4×106ft3/d的注氣量和高達4400 psi的注入壓力連續(xù)注空氣到現(xiàn)在。2007年12月,以4×106ft3/d的注氣量和平均3800psi的注入壓力將空氣注入5口注空氣井。直到2007年12月約向該單元注空氣24×109ft3。

總起來說,以高達42×106ft3/d的注氣量和高達4400 psi的注入壓力在該油田3個 HPAI單元注空氣28年。2007年12月,以32×106ft3/d的注氣量向22口注空氣井中注空氣。直到2007年12月約向該油田注空氣240×109ft3。

3.2 采油量

在BRRU注空氣給油藏再加壓方面是很成功的,到1982年3月已經(jīng)鉆了22口新生產(chǎn)井。采油量從1978年11月的162 bbl/d(1 bbl/d=0.159 m3/d)增加到1985年3月的最高峰值1000 bbl/d。2007年12月,18口井的采油量為474 bbl/d。自從開始注空氣以來,直到2007年12月,從該單元約采出原油6.1×106bbl。

在SBRRU,采油量從 1983年 12月的 310 bbl/d增加到 1991年 1月的最高 1754 bbl/d。2007年12月34口井的采油量為1012 bbl/d。自從開始注空氣以來,直到2007年12月,約從該單元采出原油10.2×106bbl。

在WBRRU,采油量從1987年10月的183 bbl/d增加到1990年1月的最高498 bbl/d。2007年12月,11口井的采油量為450 bbl/d。自從開始注空氣以來,直到2007年12月,從該單元采出原油將近2.5×106bbl。

總的來說,Buffalo油田 HPAI的采油量從1978年12月的162 bbl/d上升到1991年6月的最高產(chǎn)量2979 bbl/d。2007年12月,63口井的采油量為1925 bbl/d。自從開始在每口單井注空氣以來,直到2007年12月,3個單元采出原油將近18.8×106bbl。

3.3 產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量

所有3個單元的產(chǎn)水量一直都高,原因是該油藏的原始含水飽和度高 (表1)。開始注空氣前的含水一般為50%以上,開始注空氣以RGK含水上升,目前所有單元的含水平均為70%。開始注空氣后,采油量和產(chǎn)水量幾乎馬上增加,這表明,再加壓工藝對油藏流體的流動是非常有效的。

在3個單元開始注空氣不久以后 (即注入5%烴類儲集空間之前)出現(xiàn)了氣突破。盡管如此,采油量沒有降低,這在預料之中。GOR沒有顯示出典型的指數(shù)上升,雖然產(chǎn)水量、采油量和產(chǎn)氣量沒有變化,但是許多井顯示出了 GOR穩(wěn)定的異常生產(chǎn)特征。

3.4 增油量

進行了常規(guī)遞減曲線分析后,估算了每口單井高壓注空氣的增油量。使用了5 bbl/d的經(jīng)濟極限。假定開始注空氣后鉆的井的采油量是增油量。像前面指出的那樣,假定了開始實施項目的情況(即油藏壓力低,含水高,建井費用高,油價沒有吸引力),在沒有實施 IOR方案的情況下沒有鉆新井。

直到 2007年 12月,BRRU、SBRRU和WBRRU分別采出了約 5.5×106、9.6×106和2.1×106bbl增油量,3個單元的總增油量為17.2×106bbl。

3.5 空氣用量

把空氣利用率定義為增采1 bbl原油注入的空氣量,也可表示為增加的空氣-油比 (AOR),一般用AOR測量注空氣項目動態(tài)。圖2說明了3個HPAI單元的年增加的總AOR以及累積AOR。

到目前為止,BRRU、SBRRU和WBRRU年增加的平均AOR分別為1.6×104ft3/bbl、1.4×104ft3/bbl和1.2×104ft3/bbl。29年后,BRRU、SBRRU和 WBRRU增加的累積AOR分別為1.69×104ft3/bbl、1.29×104ft3/bbl和1.16×104ft3/bbl。3個單元增加的累積 AOR為 1.4×104ft3/bbl(增加的原油)。

3.6 最終采收率

HPAI項目的最終采收率估算是復雜的,最好用熱油藏模擬方法進行估算。

HPAI單元的動態(tài)不像非混相氣驅(qū),以前用外推油田GOR確定最終采收率會低估儲量。如前所述,在過去3年期間,通過在老井中鉆水平側(cè)向井段能夠增加采油量并且降低氣油比,這延長了項目期限。雖然如此,根據(jù) GOR趨勢預測,該油田這3個單元的累積采油量至少為33×106bbl(約為OOIP的18%)。

圖2 總空氣用量 (1979—2007年)

4 項目設備和作業(yè)挑戰(zhàn)

4.1 壓縮和配氣系統(tǒng)

1979年1月開始向BRRU 2-16井注高壓空氣。用由600 hp(1 hp=0.746 kW)電動機驅(qū)動的6級往復式空氣壓縮機在4000 psi下以1.47×106ft3/d注空氣,最高排出溫度約為351℉。

1980年和1981年安裝了3臺6級往復式空氣壓縮機以便適應擴大的BRRU注入需要。每臺壓縮機由1000 hp電動機驅(qū)動并且在5000 psi下以23×106ft3/d注空氣,最高排出溫度約為351℉。

1982年增加了2臺7級往復式空氣壓縮機。在7級往復式空氣壓縮機的設計中把最后排出溫度降低到了約250℉。每臺壓縮機由2000 hp雙燃料發(fā)動機 (重新額定到1500 hp)驅(qū)動,用該壓縮機在5000 psi下以2.5×106ft3/d注空氣。雙燃料包括6%柴油和94%天然氣。從電動發(fā)動機換成雙燃燒氣體發(fā)動機的主要原因是試驗用原油代替柴油/氣體混合物。通過節(jié)省了天然氣和電的費用大大改善了項目經(jīng)濟情況,假定天然氣和電的費用的增長與原油價格上漲無關。此外,用于單元作業(yè)的原油免收稅金和礦區(qū)使用費。因為碳在活塞和閥門上的沉積造成維修費用高,所以這一試驗沒有成本效益。原油中的硫磨蝕性很強并且在短期內(nèi)損壞了柴油注入系統(tǒng)和汽缸套。

1984年,在新組建的SBBRU安裝了2臺7級往復式空氣壓縮機。每臺壓縮機在5500 psi下以5×106ft3/d注空氣并且由2650 hp天然氣發(fā)動機驅(qū)動?，F(xiàn)在,不再使用原來的600 hp壓縮機了,因為這種壓縮機沒有大功率壓縮機那么有效。2000年,把這2臺壓縮機從SBRRU壓縮機站運到了北達科他州另一個 HPAI項目。

1987年組建了 WBRRU。在BRRU和 SBRRU壓縮機站之間安裝了直徑4 in(1 in=25.4 mm)空氣配氣管線,用一條交叉管線把壓縮空氣輸送到WBRRU。在這3個單元之間通過談判達成了一個空氣銷售協(xié)議以便購買和銷售壓縮空氣。

1992年,通過談判簽了一個有利的供電合同以便以約＄0.026/kW·h的有效比率供電。在BRRU又安裝了一臺壓縮機,用該壓縮機在5500 psi下以13.3×106ft3/d注空氣。實際平均壓縮空氣量接近12×106ft3/d。這一壓縮機組包括2臺壓縮機。入口壓縮機是一臺3級3560 r/min離心式空氣壓縮機,由3000 hp電動機驅(qū)動,用于把空氣從大氣壓壓縮到240 psi。該壓縮機組中的第二臺壓縮機是一臺4級900 r/min離心式空氣壓縮機,由3000 hp電動機驅(qū)動,可把空氣壓力從240 psi提高到5500 psi。最后一級的排出溫度約為290℉。在1995年和1998年之間,把2臺2000 hp雙燃料BRRU壓縮機換成了電動機以便利用有利的電比率和降低空氣成本。1994年,在SBRRU安裝了一個相同的壓縮機組,由2臺壓縮機組成,注空氣量為13.3×106ft3/d。3個單元的總壓縮機能力為35.9×106ft3/d,電動機功率為1.9×104hp。

在所有壓縮機的設計中使用級間冷卻裝置和滌氣器以便清除水和過量潤滑油。最初評價了幾種潤滑油以便確定潤滑能力和閃點。根據(jù)壓縮機制造商的建議和另一個注空氣項目的結果選擇了合成潤滑油。最初使用了具有490℉閃點的合成潤滑油。20世紀80年代以后,使用了具有480℉閃點的較輕潤滑油。較輕潤滑油被驅(qū)掃出了管道,與較重的潤滑油相比,冷卻裝置運轉(zhuǎn)得更好。在80年代期間,發(fā)生了壓縮機裝置內(nèi)的幾起燃燒和爆炸事故。有2篇論文描述了在出現(xiàn)鐵銹和焦炭情況下的爆炸機理和降低潤滑油閃點。燃燒現(xiàn)象是潤滑油和空氣(氧)之間相對慢的放熱反應,空氣使滌氣器和管道變得“赤熱”。爆炸炸開了冷卻裝置段內(nèi)徑小的管線。爆炸導致潤滑油、空氣和熱的不同組合,熱產(chǎn)生了比初始壓力高2～6倍的壓力。燃燒和爆炸問題可能是由以下一個或多個原因造成的:鐵銹顆粒降低了潤滑油閃點;壓縮機氣缸過度潤滑;殘余潤滑油在低部位聚集;6級壓縮機的最后一級溫度高。通過以下方式緩解了這些問題:每季度用硝基溶液清洗設備和進行蒸汽清洗;將潤滑次數(shù)低于制造商建議的次數(shù);重新設計設備以便將低部位潤滑油量減少到最低程度;在將來壓縮機設計中增加級數(shù)以便降低最后一級溫度。最初每個壓縮機站24小時配備2個操作人員 (總共4個操作人員),12小時換班一次。在80年代末,把壓縮機站操作臺設計成具有監(jiān)測和報警幾種功能,這為減少人力創(chuàng)造了條件。在80年代和2000年初期間,總壓縮空氣生產(chǎn)成本 (能源、勞力、潤滑油和供應品)為＄0.26～0.57/1000 ft3。2007年,電力壓縮空氣生產(chǎn)成本平均為＄0.54/1000 ft3,天然氣發(fā)動機壓縮空氣的生產(chǎn)成本為＄0.90/1000 ft3。

最初從壓縮機站和單條管線到每口注入井,用管匯頭系統(tǒng)設計了配氣系統(tǒng)。90年代,用干線和井口監(jiān)視、控制和數(shù)據(jù)采集 (SCADA)系統(tǒng)重新設計配氣系統(tǒng)以便監(jiān)測產(chǎn)量、壓力和溫度。配氣系統(tǒng)包括直徑2～4 in焊接鋼管線,用于在5500 psi下輸氣。這些管線外表有涂層,用陰極犧牲陽極系統(tǒng)進行保護,埋在結冰深度 (7ft)以下。把地面排出管線和閥門放置在距壓縮機站第一個低海拔部位。SCADA系統(tǒng)監(jiān)測壓縮機和井口壓力并且每天進行記錄。定期在這些低部位聚集的濕度、潤滑油和鐵銹造成壓降增大。將管線向大氣中放空約10 min以便清除聚集物質(zhì)。對在壓縮機最后一級后面安裝空氣干燥器進行了研究,以便清除管線中濕度的聚集。因為不利的經(jīng)濟情況沒有采用空氣干燥器選擇方案。通過在低部位安裝腐蝕試片和定期切割一段配電線路進行檢查建立了腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)。到目前為止,沒有出現(xiàn)真正的配電線路腐蝕。

4.2 生產(chǎn)井和注入井

20世紀80年代鉆的生產(chǎn)井和注入井是用水基泥漿采用常規(guī)方法鉆至約8500 ft(1 ft=30.48 cm),用直徑41/2in的N-80生產(chǎn)套管完井,進行了射孔并且用土酸進行了酸化作業(yè)。因為鹽移動,幾口井在約6000 ft套管出現(xiàn)了問題。后來用油基泥漿鉆了幾口井,下了直徑41/2in的13.5 lb/ft(1 lb/ft=1.488 kg/m)P-110套管通過鹽層,分兩級固井。第一級固井使用輕量添加劑;第二級固井使用含有硅粉的 G級水泥作為高溫添加劑。90年代鉆的井用直徑51/2in(而不是41/2in)套管完井。較大直徑套管為生產(chǎn)井提供了較大的環(huán)形空間以便進行氣體分離,對注水井進行了較復雜的完井/修井作業(yè)。2000年初鉆了幾口水平井以便開發(fā)未波及到的油層。用油基泥漿將水平井垂直鉆至Red River“B”組以上300 ft,然后側(cè)鉆水平井段。這些井是用直徑7 in套管完井的,把重型套管下過鹽層,分兩級固井。用淡水鉆裸眼水平井段,其長度約為5000 ft。

與生產(chǎn)井有關的主要問題一直是氣體干擾、CO2腐蝕、乳化液和套筒損壞。生產(chǎn)井歷史一般分為3個階段:泵抽、氣體干擾和自噴。氣體干擾是產(chǎn)生的煙道氣量增加造成的。當氣油比約為3000～8000時出現(xiàn)氣體干擾。嘗試使用了幾種減小氣體干擾的氣錨,但是后來沒有繼續(xù)使用。把回壓施加到環(huán)形空間,但是降低了采油量。最佳解決辦法是把泵下在射孔孔眼以下“鼠洞”內(nèi)至少15 ft處,使環(huán)形空間壓力保持最低。通過擠注化學劑對環(huán)形空間定期進行化學處理以便減輕CO2腐蝕。流體分析表明,擠化學劑效果約持續(xù)3個月。沿著環(huán)形空間向下擠注CO2防腐化學劑并且嘗試給抽油桿和在油管內(nèi)涂層。在氣體干擾期間減少了因為腐蝕造成的油管和抽油桿損壞。但是,在自噴階段,CO2腐蝕造成了幾次油管損壞。通過用塑料涂層油管代替鋼油管消除了油管腐蝕。因為氣體分離的不徹底,在氣體干擾和自噴階段出現(xiàn)了乳化液問題。因為水礦化度 (可溶性固體總量為0.005～0.02),Buffalo油田采出油和水重度差別相對較小。通過在井口分離大部分氣體、在井口增加破乳劑量和在生產(chǎn)設備中心增大氣體分離器容量,減小了乳化液問題。在過去1年期間,與該項目以外井的＄0.15/bbl(原油)破乳劑費用相比,HPAI項目的破乳劑費用約為＄0.75/bbl。

沒有找到解決套筒損壞井的好辦法。擠扁套筒實際上是地層鹽移動產(chǎn)生的點載荷造成的,地層鹽移動使套筒變形,與擠扁的罐頭盒相似。在幾口井上進行了一些嘗試,但不成功?？紤]使用襯管,但是因為套筒尺寸 (41/2in)太小沒有采用這一方案。在一些情況下,把這些損壞的井用于監(jiān)測關閉的油藏壓力;在另外一些情況下,封堵和廢棄這些井。主要采用油基泥漿鉆井和下高擠毀強度套筒使之通過鹽層來消除套筒損壞問題。

壓縮機系統(tǒng)和注空氣井的持續(xù)運轉(zhuǎn)是Buffalo HPAI項目成功的關鍵。注空氣間斷會使燃燒前緣變得無效和采油量降低。與注水井有關的主要問題是近井地層堵塞和環(huán)形空間空氣滲漏。定期進行壓降試井和測 Hall曲線以監(jiān)測地層損害。確定損害的最佳方法是進行30 min的地面降壓試井并且與以前的試井結果進行比較。如果井受到損害,試井的前5 min示出壓力顯著下降。損害可能是由壓縮機潤滑油和/或氧化鐵堵塞井筒造成的。將受到損害井的注入空氣向大氣中放空15～30 min,一般能夠解決該問題。在一些情況下,對井進行酸化可消除損害。

環(huán)形空間空氣滲漏不那么容易消除。對第一口注空氣井進行了常規(guī)設計,使用了直徑23/8in外加厚油管、密封總成、永久封隔器和封隔流體。在井眼中下油管時進行了水試驗,下油管后對環(huán)形空間進行了壓力試驗。封隔流體包括緩蝕劑、除氧劑和殺蟲劑。用5000 psi的壓力表監(jiān)測環(huán)形空間壓力變化。通過小幅度提高環(huán)形空間壓力,隨后大幅度提高壓力,最后確定了所有早期注空氣井都存在環(huán)形空間滲漏問題。修井結果表明,大部分空氣滲漏出現(xiàn)在封隔器坐封部位或以上。起出油管示出了嚴重的外部氧化鐵腐蝕,在封隔器附近有像蟲一樣的金屬損失和洞。在一些情況下,發(fā)現(xiàn)油管外部腐蝕比油管柱內(nèi)嚴重。嘗試了以下幾種方法來消除或緩解空氣滲漏問題:

◇油管系統(tǒng)中采用優(yōu)質(zhì)接頭、O型接頭密封圈和防止少量空氣滲漏和腐蝕的塑料涂層;

◇給套筒內(nèi)的油管注水泥以便清除含水封隔流體;

◇更換油管絲扣的管子潤滑油 (絲扣膠)以使絲扣膠氧化降至最低程度;

◇用氫和氦檢驗油管接頭以更好地檢測可能的空氣滲漏;

◇用5000 psi壓力表替換1000 psi壓力表以便更快檢測出少量的空氣滲漏;

◇更換密封總成和封隔器彈性材料以使氧化降解降至最低程度,從封隔器上清除所有油漆,因為油漆有自然燃燒催化劑的作用。

最成功的注空氣井使用了帶有改進的O型接頭密封圈的不加涂層鋼油管。把高閃點潤滑油用于油管絲扣。用氮氣和氦示蹤劑檢驗每個油管接頭,壓力達到8000 psi。在每個接頭上安裝一個環(huán)繞“保護罩”,每個接頭與固定在質(zhì)譜儀的排出管線連接。用質(zhì)譜儀檢測少量氦示蹤劑。在永久性封隔器設計中使用了密封筒加長接頭和異型螺紋接箍。密封筒加長接頭是用抗蝕合金制成的并且能夠進行多種密封圈組合。封隔器下面異型螺紋接箍允許用異型絲堵壓井,而不使用高成本加重流體或有負面作用的泥漿。封隔器是用抗蝕合金制成的,用高閃點潤滑油進行潤滑并且不涂油漆。把帶有組合密封圈的密封總成中的鎖銷固定在油管底部。鎖銷式總成防止由油管膨脹和冷卻效應造成的從封隔器上脫離。組合密封圈是用全氟彈性材料 (Viton和Chemraz)模壓的。用3倍體積的淡水沖洗環(huán)形空間,循環(huán)含有涂層化學劑 (防止氧接觸金屬)的洗水并且循環(huán)含有殺蟲劑的封隔流體。用1000 psi的壓力表監(jiān)測環(huán)形空間壓力并且日檢小的壓力上升。進行了反應釜試驗以確定在不同壓力下浸入充氣水中鋼的腐蝕速度。結果顯示,在井下溫度215℉和壓力約5500 psi下的腐蝕速度為360 mill/a。計算確定直徑23/8in 4.7 lb/ft油管和直徑41/2in 12.6 lb/ft套筒的預計穿透速度。這些計算表明,在約6個月后會在油管上出現(xiàn)洞。對從已經(jīng)滲漏了約1個月的井中起出的油管進行的觀測表明,在底部接頭外面出現(xiàn)了嚴重腐蝕。因此,得出結論,檢測出空氣滲漏后的兩個星期內(nèi)停止向井內(nèi)注空氣,并且在封隔器以下異型螺紋接箍內(nèi)下絲堵,盡快安排修井作業(yè)。以上描述的井設計和運轉(zhuǎn)情況得到了改善,但是沒有完全消除注入井的問題。

4.3 生產(chǎn)設備

Buffalo油田的生產(chǎn)設施設計成了擁有多個衛(wèi)星設備的常規(guī)中央儲罐組。用把化學劑、加熱脫水器和氣體分離相結合的方法分離油、氣和水。由于采用HPAI開采技術,采出氣和采出液開始增加,這時出現(xiàn)了一些問題。需安裝較大的氣體分離器和加熱脫水器以便處理增加的產(chǎn)量;添加化學劑處理腐蝕,并且增加了化學劑數(shù)量來處理乳化液問題。2007年,安裝了4個熱氧化物燃燒塔以便在1800℉時點燃采出的氣體。對于不同的設備來說采出氣的熱量為90～170 BTU。表2示出了來自2007年一個衛(wèi)星設備的典型氣體分析。用可移動油氣井測試器每月或每季度對每口井進行測試,相加測試產(chǎn)量并且與中央儲罐組產(chǎn)量進行對比,確定分配系數(shù)以便校正單井測試結果。定期分析流體和氣體樣品以便獲得原油重度、原油蒸餾結果、礦化度、p H值、BTU、二氧化碳、氮和氧。原油分析顯示,一些井的原油重度增大,輕餾分減少。例如,lBRRU 14-17井的原油重度從API 31.9增大到API 34,然后減小到了API 30。一些井顯示水的礦化度稍微有所降低,但是p H值沒有很大變化。Buffalo項目中的所有井都顯示出氣體熱量降低了約150 BTU,燃燒氣體含量增加。在開始進行補償注入后的第一年到第四年內(nèi),采出氣中的氮含量一般增加到了約80%,二氧化碳含量增加到了約14%,氮泄漏延遲了6～12個月。在注空氣28年期間,僅2口生產(chǎn)井 (WBRRU 11-25和SBRRU 12-12井)顯示,氧含量增加到約8%,這可能是因為補償注水井附近的斷層或裂縫造成的。在關井前,這些井的開采情況顯示出了燃燒過的原油氣味和嚴重的乳化液問題。最近從第三口井 (SBRRU 12-11井)中采出了氮,隨后在原來的垂直井中鉆了2個側(cè)向井段。正在對這口井進行觀察以便找到解決這一問題的可能方法。

表2 來自WBRRU衛(wèi)星設備的氣體分析 (2007年)

5 結論

(1)1979年1月在Buffalo油田開始注空氣,連續(xù)注空氣28年。直到2007年12月向該油田注空氣約240×109ft3。在累積空氣-油比1.8×104ft3/bbl(增油量)的情況下,采出的總增油量為13.4×106bbl。

(2)項目的實施相對簡單。采用慎重的工程作法預防和解決了大部分問題。

(3)用常規(guī)油田設備處理了該油田的增加產(chǎn)量,需要較大的分離器和較大量的破乳劑處理采出液。

(4)空氣壓縮機系統(tǒng)使用高閃點潤滑油,將管道內(nèi)的潤滑油滯留量減少到最低程度和降低級間最高溫度。

(5)氣體干擾、二氧化碳腐蝕、乳化液和套筒損壞一直是生產(chǎn)井的主要問題。

(6)近井地層堵塞和環(huán)形空間空氣滲漏一直是注入井的主要問題。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.3.004

資料來源于美國《SPE 113254》

2009-03-28)