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省时经济的电潜泵测试技术
2011-06-24 10:06:30 cippe网上展览 点击量: 1261
电潜泵传感器实时测试技术是有效管理油藏的新方法。该方法可使油藏的经济寿命延长，提高油层采收率，并使泵性能达到最佳。本文从“油田背景、实时压力测试的井下监控技术、实时压力测试的矿场试验和测试结果分析与结论”四个方面进行了论述。
厄瓜多尔MDC油田背景
MDC油田位于厄瓜多尔的Orellana省（安第斯山脉的东斜坡），在基多以东的176km（110mi）处，见图1。该油田从“U”砂岩，“T”砂岩和Hollin Sup erior砂岩3个油层采油，由17口采油井和一口注水井（是将采出水回注）组成，总采油量为1960t(14000bopd)，由Enap-Sipec作业队管理。
MDC油田所有采油井均用电潜泵开采，并配装了菲尼克斯生产的井下传感器，与电潜泵监控系统联接。在油田作业管理方面，新型监控系统具有如下优点：实时监控井下压力和温度，使泵效达到最大的临界性能参数，还可以报警及时反映问题。
按照厄瓜多尔法律，无论何时钻新井或新区开发，其生产指标必须请示经营国立石油董事会的政府机构。通常来讲，整个过程涉及两方面：一是利用生产数据得到对应区块的井底流压与产量的关系(IPR)导数，二是利用生产测试得到井底流压和静态油藏压力。静态油藏压力通常由瞬时压力分析获得。
对于地质和采油工程师而言，压力瞬时分析包括在油藏中建立压力扰动，然后留意观察油藏恢复到稳定状态时的速度和性能。在井底压力和速度达到稳定不变时，井的一个生产周期结束，然后关井，压力恢复到静态油藏压力后被储存压力和温度的仪表记录。整个过程耗费时间，且问题多。通常，测试提前结束，会使数据尚未充分地积累，如果相反，测试延期结束，会错过建立静态油藏压力所需的数据点，浪费了有价值的时间。
实时压力测试的
井下监控技术
实时压力测试的井下监控是解决过早结束或延误测试期问题的好方法，即根据电潜泵性能解决油藏管理问题。测井技术人员可安装必需的井下传感器、阀和自动测量记录传导器来完成任务。除提取所需的井底流压与产量的关系曲线和静态油藏压力外，富有经验的地质工程师完成的瞬时压力分析会提供较多有价值的信息，包括压力和众所周知的井筒附近油层损坏的表皮效应。该方法尚存的不足是，在测试仪装配和数据提取期间，完成一口井的准确的测试需要临时关井。
针对MDC油田必须要关掉一口采油井方可测井以满足政府的要求的现状，Enap-Sipec作业队的工程师们找到了一个方法，即利用现有的电潜泵监控系统的测量方法提取所需数据。对于电泵井而言，每次关泵和启泵都是一个评价井的产能和提取油藏数据的良机。Schlumberger高级举升服务公司提供了一个用电潜泵监视器实时监控瞬时压力的方法，其测量数据的质量和数量均符合目标要求。测试井为“U”砂岩的钻开油层。
“U”砂岩呈一个连续的砂岩油藏状，约2896m(9500ft)深。油层的平均厚度为15.2m(50ft)，平均孔隙度和渗透率分别为17%和500mD。在油藏压力和温度条件下，油层饱和压力为5.86MPa(850psi)、石油粘度为9cP，石油重度为18°API，见图2。
排水装置为混合式，由岩石膨胀、流体膨胀和一个弱梯度电极系测井水驱动装置组成。在2896m(9,500ft)时油田的原始油层压力为24.13MPa (3,500psi) ，目前的实际油层压力为13.8MPa (2,000psi)，油田的累积产量为1,540,000t(11百万bbl)。油层压力是变化的，最高静态压力的井位于油田的东南部。遗憾的是，最高压力的井产水量很高，含水率超过60%。这就得出了横向压力支撑产生于位于油田东南部的含水层中的假设。
最初计划是关井30小时后提取所需数据。而实际目标应该是在最短时间内提取数据，以免耽误生产。应用已被安装在电潜泵上的井下传感器，工程师们希望完成压力恢复测试的实时监控。这将会缩短关井时间，测试目标必须在预定的试验持续30hr之前完成。相反，如果目标在规定的时间内未能达到，实时监控还将会延长测试时间。最后，由于用新型仪器替代了雇佣测井服务队用常规的生产测试方法来达到目标，在经济效益和节省时间2个方面均相当可观。
实时压力测试的矿场试验
实时压力测试于2008年2月11日开始，见图3。电潜泵传感器记录了由人造卫星传输到俄克拉荷马市的服务公司的生产中心的驱动频率、入口压力和温度数据。关泵后压力立刻开始上升，在几小时内变为渐近线。一旦（无限边界作用）径向流状态完成，测试工作结束，因而使关井时间达最小。模拟关井18h、24h和36h，在双对数诊断区（图4）、半对数的霍默区和压力记录区寻找最佳匹配，以确定何时达到修正的流动方式，确定压力瞬时现象处于最佳区域，以导出正确的结果。
测试结果显示，44h后井达到了（无限边界作用）径向流状态。如果在预定的30hr内测试结束，其结果肯定是非决定的，测试也必须重来，造成了成本加倍的损失。相反，如果为提取数据测试时间延长到60hr，有价值的时间也一定被浪费掉。因此，实时测试避免了测井中产生问题。
测试结果分析与结论
最初目标完成后，工程师检查确定油藏中油井性能指标的数据。在压力下降约7.6MPa (102psi)时，确定表皮堵塞超过25。这相当于实际油层压力的58%，表明该井的问题很大。
由数据得知，对数据进行系统节点分析，可得到对应趋肤效应下不同值的假设解，见图5。节点区表明，表皮效应减少到10，净原油产量将提高85%，如果表皮效应完全消除，净原油产量可提高330%。基于这一分析，服务公司选择实施侵蚀基质处理方法减少表皮效应。
用电潜泵传感器实时测量适用于井和油藏分析。虽然停泵时间可达到最短，但对测量的准确性无影响。该方法可更有效地管理油藏，使其经济寿命延长，并可提高油层采收率。泵性能可达最佳，阻止了窜槽，使油田适应性达最佳。用连续的井下数据监控所有的电潜泵井可改善整体油藏的工作性能。
来源: 《石油与装备》
厄瓜多尔MDC油田背景
MDC油田位于厄瓜多尔的Orellana省（安第斯山脉的东斜坡），在基多以东的176km（110mi）处，见图1。该油田从“U”砂岩，“T”砂岩和Hollin Sup erior砂岩3个油层采油，由17口采油井和一口注水井（是将采出水回注）组成，总采油量为1960t(14000bopd)，由Enap-Sipec作业队管理。
MDC油田所有采油井均用电潜泵开采，并配装了菲尼克斯生产的井下传感器，与电潜泵监控系统联接。在油田作业管理方面，新型监控系统具有如下优点：实时监控井下压力和温度，使泵效达到最大的临界性能参数，还可以报警及时反映问题。
按照厄瓜多尔法律，无论何时钻新井或新区开发，其生产指标必须请示经营国立石油董事会的政府机构。通常来讲，整个过程涉及两方面：一是利用生产数据得到对应区块的井底流压与产量的关系(IPR)导数，二是利用生产测试得到井底流压和静态油藏压力。静态油藏压力通常由瞬时压力分析获得。
对于地质和采油工程师而言，压力瞬时分析包括在油藏中建立压力扰动，然后留意观察油藏恢复到稳定状态时的速度和性能。在井底压力和速度达到稳定不变时，井的一个生产周期结束，然后关井，压力恢复到静态油藏压力后被储存压力和温度的仪表记录。整个过程耗费时间，且问题多。通常，测试提前结束，会使数据尚未充分地积累，如果相反，测试延期结束，会错过建立静态油藏压力所需的数据点，浪费了有价值的时间。
实时压力测试的
井下监控技术
实时压力测试的井下监控是解决过早结束或延误测试期问题的好方法，即根据电潜泵性能解决油藏管理问题。测井技术人员可安装必需的井下传感器、阀和自动测量记录传导器来完成任务。除提取所需的井底流压与产量的关系曲线和静态油藏压力外，富有经验的地质工程师完成的瞬时压力分析会提供较多有价值的信息，包括压力和众所周知的井筒附近油层损坏的表皮效应。该方法尚存的不足是，在测试仪装配和数据提取期间，完成一口井的准确的测试需要临时关井。
针对MDC油田必须要关掉一口采油井方可测井以满足政府的要求的现状，Enap-Sipec作业队的工程师们找到了一个方法，即利用现有的电潜泵监控系统的测量方法提取所需数据。对于电泵井而言，每次关泵和启泵都是一个评价井的产能和提取油藏数据的良机。Schlumberger高级举升服务公司提供了一个用电潜泵监视器实时监控瞬时压力的方法，其测量数据的质量和数量均符合目标要求。测试井为“U”砂岩的钻开油层。
“U”砂岩呈一个连续的砂岩油藏状，约2896m(9500ft)深。油层的平均厚度为15.2m(50ft)，平均孔隙度和渗透率分别为17%和500mD。在油藏压力和温度条件下，油层饱和压力为5.86MPa(850psi)、石油粘度为9cP，石油重度为18°API，见图2。
排水装置为混合式，由岩石膨胀、流体膨胀和一个弱梯度电极系测井水驱动装置组成。在2896m(9,500ft)时油田的原始油层压力为24.13MPa (3,500psi) ，目前的实际油层压力为13.8MPa (2,000psi)，油田的累积产量为1,540,000t(11百万bbl)。油层压力是变化的，最高静态压力的井位于油田的东南部。遗憾的是，最高压力的井产水量很高，含水率超过60%。这就得出了横向压力支撑产生于位于油田东南部的含水层中的假设。
最初计划是关井30小时后提取所需数据。而实际目标应该是在最短时间内提取数据，以免耽误生产。应用已被安装在电潜泵上的井下传感器，工程师们希望完成压力恢复测试的实时监控。这将会缩短关井时间，测试目标必须在预定的试验持续30hr之前完成。相反，如果目标在规定的时间内未能达到，实时监控还将会延长测试时间。最后，由于用新型仪器替代了雇佣测井服务队用常规的生产测试方法来达到目标，在经济效益和节省时间2个方面均相当可观。
实时压力测试的矿场试验
实时压力测试于2008年2月11日开始，见图3。电潜泵传感器记录了由人造卫星传输到俄克拉荷马市的服务公司的生产中心的驱动频率、入口压力和温度数据。关泵后压力立刻开始上升，在几小时内变为渐近线。一旦（无限边界作用）径向流状态完成，测试工作结束，因而使关井时间达最小。模拟关井18h、24h和36h，在双对数诊断区（图4）、半对数的霍默区和压力记录区寻找最佳匹配，以确定何时达到修正的流动方式，确定压力瞬时现象处于最佳区域，以导出正确的结果。
测试结果显示，44h后井达到了（无限边界作用）径向流状态。如果在预定的30hr内测试结束，其结果肯定是非决定的，测试也必须重来，造成了成本加倍的损失。相反，如果为提取数据测试时间延长到60hr，有价值的时间也一定被浪费掉。因此，实时测试避免了测井中产生问题。
测试结果分析与结论
最初目标完成后，工程师检查确定油藏中油井性能指标的数据。在压力下降约7.6MPa (102psi)时，确定表皮堵塞超过25。这相当于实际油层压力的58%，表明该井的问题很大。
由数据得知，对数据进行系统节点分析，可得到对应趋肤效应下不同值的假设解，见图5。节点区表明，表皮效应减少到10，净原油产量将提高85%，如果表皮效应完全消除，净原油产量可提高330%。基于这一分析，服务公司选择实施侵蚀基质处理方法减少表皮效应。
用电潜泵传感器实时测量适用于井和油藏分析。虽然停泵时间可达到最短，但对测量的准确性无影响。该方法可更有效地管理油藏，使其经济寿命延长，并可提高油层采收率。泵性能可达最佳，阻止了窜槽，使油田适应性达最佳。用连续的井下数据监控所有的电潜泵井可改善整体油藏的工作性能。
来源: 《石油与装备》
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