Tecnología de análisis dinámico y monitoreo de campos de petróleo y gas

Los "Requisitos técnicos para el monitoreo dinámico de pozos de desarrollo de campos de petróleo y gas en alta mar" formulados por la Corporación Nacional de Petróleo Offshore de China estipulan los requisitos para los datos de monitoreo dinámico de petróleo, gas y agua. Pozos de inyección y pozos de observación en los campos de petróleo y gas de la compañía. Sus contenidos y requisitos incluyen: monitoreo de la productividad de un solo pozo; requisitos de muestreo de pozos de petróleo y monitoreo del contenido de agua; requisitos de monitoreo de la presión de la formación de pozos de petróleo y requisitos de monitoreo de los pozos de inyección de agua;

2. Tecnología de monitoreo de campos de petróleo y gas

En la actualidad, los pozos de petróleo de extracción artificial en el mar representan una gran proporción. Debido a las limitaciones de las condiciones de la plataforma de producción marina, los métodos de extracción artificial son principalmente bombas eléctricas sumergibles y producción de petróleo mediante extracción de gas. Algunos pozos utilizan bombas de tornillo, bombas de chorro, bombas de refuerzo y otros métodos de producción de petróleo. Por tanto, las técnicas de seguimiento utilizadas también son diferentes.

(1) Tecnología de monitoreo de registro de tubería de cable de pozo de autoinyección

Huizhou 21-1, Huizhou 26-1 Oilfield y Xijiang 30-2 Oilfield adoptan sistemas de monitoreo de operaciones de fondo de pozo internacionalmente avanzados. utilizando tecnología de operación de tubería con cable y una serie de instrumentos y herramientas para realizar registros de producción (PLT) para obtener datos como la temperatura del pozo, el contenido de agua en capas, la producción y la presión del fondo del pozo.

El registro de producción convencional puede determinar la ubicación de producción de líquido, el tipo y la proporción de fluido, la temperatura del fondo del pozo, la presión del fondo del pozo y el flujo de fluido del pozo de petróleo, monitorear el proceso de consumo del yacimiento y descubrir la ubicación de la invasión de agua y la invasión de gas. cambios de ubicación y de interfaz petróleo-agua, lo que proporciona una base importante para la asignación de producción de pozos de petróleo.

A través del análisis sistemático de los datos de registro de producción, podemos captar los cambios en el yacimiento y tomar las medidas correspondientes para mantener el estado de producción óptimo del pozo petrolero (o campo petrolero) y resolver los problemas de alta producción. y una mayor recuperación en el campo petrolero.

Según los datos de registro de producción del campo petrolífero Xijiang 30-2, se encontró que la razón principal que afecta la producción de petróleo era el reflujo de agua desde la capa del acuífero hacia la capa de petróleo. Por lo tanto, se tomaron las medidas correspondientes. para garantizar la producción de alta velocidad del campo petrolero.

Actualmente se han establecido varios modelos de pozos inclinados y horizontales trifásicos y se ha compilado un software de interpretación basado en fórmulas empíricas. Puede explicar cualitativamente todas las condiciones subterráneas y cuantitativamente explicar más del 90% de las condiciones de los pozos.

(2) Tecnología de monitoreo de pozos con bomba eléctrica sumergible

A través de la práctica minera en yacimientos petrolíferos marinos, se ha creado un conjunto de tecnologías adecuadas para diferentes características del yacimiento y diferentes métodos de producción (producción separada y producción combinada). se ha formado gradualmente, serie de tecnología de monitoreo de pozos de bombas sumergibles eléctricas con diferentes estructuras de cadena: tecnología de prueba de válvulas de medición de presión tipo "Y": tecnología de prueba de ondas de radio de dispositivos de medición de presión de fondo de pozo; tecnología de prueba de transmisión; tecnología de detección de nivel de líquido, etc.

1. Tecnología de prueba de sartas de tuberías tipo "Y"

La sarta de tuberías en forma de Y es una sarta especial para la producción y prueba de petróleo en pozos de bombas eléctricas sumergibles. Pozos petroleros con carcasas de petróleo. Como sugiere el nombre, la sarta de tuberías en forma de Y se refiere a una junta en forma de Y instalada en el extremo superior de la sarta de tuberías de producción del pozo de petróleo. En un lado se cuelga una unidad de bomba sumergible eléctrica y una sarta de tuberías de prueba que puede alcanzar. la capa de aceite se cuelga del otro lado. Hay un barril de trabajo en este lado de la sarta de prueba y se coloca un tapón dentro del barril. Durante la prueba, primero se extrae el tapón de producción mediante la operación del cable, y luego la sarta de herramientas de prueba combinada y el tapón de prueba se bajan al pozo. El tapón de prueba se fija en el barril de trabajo y la sarta de herramientas de prueba continúa. bajado a la posición de prueba predeterminada para realizar la prueba. Este método puede probar la temperatura, la presión y el perfil de producción de líquido de los pozos de petróleo en cualquier ubicación. Puede usarse para pruebas en capas, producción de una sola capa o pozos de producción separados de múltiples capas. Resuelve el problema que pueden producir los pozos con bombas eléctricas sumergibles. Productos en capas sin bombear aceite Preguntas que se pueden probar en cualquier momento. Esta tecnología es uno de los principales métodos para probar pozos con bombas eléctricas en la Bahía de Bohai.

2. Tecnología de prueba de válvula medidora de presión

Es un dispositivo mecánico de medición de presión y no puede medir la presión por sí solo. No puede monitorear continuamente, pero puede medir con precisión la presión y la temperatura en la salida y entrada de la bomba. Es adecuado para pozos de producción combinados de una o varias capas con capacidad de autodesbordamiento. Tiene las características de fácil operación durante las pruebas, fácil manejo cuando ocurren accidentes durante la operación y bajo costo. Esta tecnología se ha aplicado en algunos pozos de petróleo con bombas eléctricas sumergibles en la bahía de Bohai y el golfo de Beibu en el oeste del Mar de China Meridional.

3. Tecnología de prueba del dispositivo de medición de presión de fondo de pozo (PSI y PHD)

Pertenece a un sistema electrónico de medición de presión y es un dispositivo de medición de presión que se baja junto con la sarta de terminación. Puede monitorear y leer continuamente la presión y la temperatura en el soporte de la bomba en cualquier momento en la plataforma. El sistema de prueba PSI también puede probar el rendimiento del aislamiento térmico del sistema de la unidad de fondo de pozo después del apagado. Adecuado para pozos de producción monocapa o combinados multicapa. Esta tecnología se ha aplicado en algunos pozos de petróleo con bombas eléctricas sumergibles en la bahía de Bohai y el golfo de Beibu en el oeste del Mar de China Meridional.

4. Tecnología de detección de tuberías de acero capilar

La presión se transmite a través de tuberías de acero capilares, que pueden funcionar y monitorearse continuamente. La parte del fondo del pozo transmite la presión del fondo del pozo a la plataforma (superficie) a través de tubos capilares de acero llenos de nitrógeno industrial o helio. Los instrumentos en la plataforma consisten en transmisores de presión y sistemas de adquisición de datos. Su característica es que los datos de presión de fondo y recuperación de presión se pueden leer directamente en la plataforma en cualquier momento y tiene una función de almacenamiento de datos. Esta tecnología se utiliza generalmente para el monitoreo de la producción a largo plazo, pruebas de recuperación de presión, pruebas de caída de presión y pruebas de pozos de interferencia de pozos de bombas eléctricas sumergibles. Además, el dispositivo de medición de presión de tubo de acero capilar se puede bajar a la capa de aceite para medir los datos de presión de la sección de la capa de aceite. Dado que no hay componentes eléctricos bajo tierra, los equipos de prueba son generalmente duraderos, reutilizables y tienen una alta precisión de prueba. La tecnología de prueba capilar es adecuada para pozos de producción de una sola capa o pozos de producción de múltiples capas. Por ejemplo, Suizhong 36-1 Oilfield J Area es una plataforma no tripulada y los pozos de monitoreo que utilizan esta tecnología representan la mitad del número total de pozos de desarrollo en la plataforma. La aplicación de campo muestra que es más duradero que los equipos de medición de presión como PSI y PHD.

5. Tecnología de prueba de transmisión de ondas de radio

Este es un nuevo tipo de sistema de monitoreo de pozos con bomba sumergible eléctrica desarrollado a mediados y finales de la década de 1990. La parte subterránea se baja junto con la sarta de tuberías de terminación, y en la parte inferior de la sarta de tuberías se instalan componentes resistentes a altas temperaturas y a la corrosión con funciones de prueba de inducción como temperatura, presión, flujo, densidad, etc. Los parámetros medidos se modulan en señales de ondas de radio y los parámetros medidos se modulan en señales de ondas de radio en forma de ondas de radio transmitidas al suelo (plataforma). El suelo (plataforma) está equipado con un monitor de recepción y demodulación de señal, que puede demodular y restaurar la señal recibida, y tiene funciones de visualización, almacenamiento y transmisión remota. Esta tecnología se ha utilizado para el monitoreo de pozos con bombas eléctricas sumergibles en los campos petrolíferos Huizhou 32-2 y Huizhou 32-3, y ha logrado buenos resultados.

6. Tecnología de prueba de nivel de líquido

La tecnología de prueba de nivel de líquido se utiliza para monitorear la profundidad dinámica del nivel de líquido de los pozos con bombas eléctricas sumergibles y analizar la situación del suministro de líquido de los pozos de petróleo. Los métodos de prueba se pueden dividir en pruebas de nivel de líquido por eco (prueba integral por computadora CJ-2 de doble canal con pistola de aire y WSC-1) y pruebas de nivel de líquido por balance de materiales. El nivel de líquido dinámico del pozo de la bomba eléctrica sumergible se puede probar en cualquier momento sin afectar la producción y se puede analizar la situación del suministro. Cuando se prueba con el probador integral por computadora WSC-1, la computadora muestra los datos en forma de curva. Esta tecnología es fácil de operar y se ha utilizado ampliamente en pozos con bombas eléctricas sumergibles en el área de la Bahía de Bohai. En campos petroleros como Suizhong 36-1 Oilfield y Chengbei Oilfield, que utilizan principalmente bombas eléctricas sumergibles para la producción de petróleo, el número de pozos de monitoreo dinámico del nivel de líquido cada año es no menos de docenas.

(3) Monitoreo de pozos de gas

El sistema de monitoreo de pozos de gas utiliza principalmente monitoreo de presión estática para observar la pérdida de energía de la formación.

El campo de gas Yacheng 13-1 está ubicado en las aguas del sur de la isla de Hainan. Se puso en producción desde junio de 1996 hasta el 1 de octubre y las pruebas de presión del sistema se realizan dos veces al año en promedio. En mayo de 1997, aprovechando la oportunidad de mantenimiento y renovación del equipo del campo de gas, se probaron los pozos de gas, se midieron la presión y el gradiente de presión 5 días después de que se cerró todo el yacimiento de gas. La obtención de la presión de formación del yacimiento de gas y la estimación de la utilización de las reservas del yacimiento de gas en el área de desarrollo obtuvieron información extremadamente valiosa, que proporcionó una base confiable para medidas posteriores de aumento de la producción y aseguró el suministro estable de gas del yacimiento de gas.

Tres. Análisis dinámico de campos de petróleo y gas (1) Descubra las razones de la baja producción de petróleo e implemente medidas efectivas para aumentar la producción.

Hay 16 pozos de desarrollo en el área J del campo petrolífero 36-1 del artículo. Se predice que la producción diaria promedio de petróleo de un solo pozo en la etapa inicial de producción es de 94 m3, la producción diaria de petróleo de toda el área es de aproximadamente 1500 m3 y la producción anual de petróleo es de 50 × 1,04 t. Todos los pozos de petróleo están minados. utilizando bombas eléctricas sumergibles, como se muestra en la Figura 10-31.

Figura 10-31 Mapa de pozos del área desarrollada del campo petrolífero Suizhong 36-l

En 1997, 65438+2 meses, el área se puso en producción, con un promedio diario producción de petróleo de 47 m3 para un solo pozo y una producción diaria promedio de toda el área. El volumen de petróleo es de 751 m3, muy por debajo de lo previsto por el plan. Algunos pozos también han dejado de bombear debido al bajo suministro de líquido. A través del análisis dinámico, se identificaron las principales razones de la baja producción de los pozos petroleros. El trabajo de investigación comenzó desde dos aspectos: primero, analizar y comparar las similitudes y diferencias estáticas de los datos entre el Pozo 16 y las áreas adyacentes A y B; segundo, analizar las operaciones de perforación y terminación para descubrir posibles factores de influencia;

1. Análisis de datos estáticos

Espesor efectivo del yacimiento (m): área J 56,8, área A ⅰ 73,2, área A ⅱ 65,8, área B 62,4.

Porosidad del yacimiento (%): zona J 32,6, A ⅰ zona 31,5, A ⅱ zona 32,2.

Densidad media del petróleo crudo molido (g/cm3): área J 0,962, área AI 0,974, área A ⅱ 0,957.

Varios datos que pueden afectar la productividad de los pozos petroleros no provocarán que la producción del área J sea tan baja.

2. Comparación de pozos petroleros

Seleccione el pozo A2 a 350 m del pozo J13 para comparar. Los resultados se muestran en la Tabla 10-26.

La comparación de los pozos adyacentes demuestra que la baja producción en el área J no se debe a factores del yacimiento.

Tabla 10-26j 13 y Tabla Comparativa A2

3. Operaciones de Perforación y Terminación

Por primera vez, se aplica tecnología de taponamiento temporal con blindaje en la zona J. A su alrededor se forma una fuerte capa protectora. Sin embargo, debido a la falta de experiencia, el tamaño de partícula seleccionado para el taponamiento del puente de "protección temporal" fue inapropiado e insuficiente, lo que provocó que algunas partículas sólidas en el lodo invadieran la zona cercana al pozo durante la operación, bloqueando los poros y dañando gravemente el petróleo. capa. Además, el Área A adyacente al Área J ha estado en producción durante muchos años, lo que resulta en una reducción en la presión de formación en el Área J, lo que fácilmente puede causar que el fluido de perforación y terminación se filtre en capas profundas de petróleo y contamine las capas de petróleo durante las operaciones.

En respuesta a los resultados del análisis anterior, se tomaron medidas como la eliminación de obstrucciones después de la acidificación y el reemplazo de bombas de gran cilindrada.

El efecto de acidificación en la zona J es evidente. Consulte la tabla estadística del efecto de acidificación del campo petrolífero Suizhong 36-1 10-27 y la figura comparativa 10-32. La producción de cada pozo ha mejorado enormemente y la producción de un solo pozo de la mitad de los pozos superó los 100 m3d. En 1998, sólo la acidificación del área J aumentó la producción de petróleo crudo en 22×104t.

Tabla 10-27 Tabla estadística del efecto de la acidificación del campo petrolero 36-1 en el artículo

Además, el hecho de que la acidificación aumente la producción en el área J está relacionado con la IA ​área adyacente a esta área. Aunque la producción del área AI cumplió con los requisitos de asignación de producción en la etapa inicial de producción, su intensidad de producción de petróleo después de la acidificación es aún menor que la del área J (2,47 m3/d.m). Por lo tanto, en febrero de 1998 se acidificaron cuatro pozos en el área de Ai y la producción diaria promedio de petróleo crudo aumentó en 34 m3.

(2) Estudiar medidas de ajuste y optimizar el plan de inyección de agua.

De 65438 a 0993, el campo petrolífero de Chengbei entró en una etapa de producción con alto contenido de agua, y el contenido de agua de los pozos petroleros marginales alcanzó más del 90%, especialmente el tratamiento de aguas residuales de la plataforma B está lleno. Con el fin de mejorar el efecto de desarrollo y la tasa de recuperación de los campos petroleros, se utilizaron métodos de simulación numérica para estudiar el taponamiento y el cierre de pozos petroleros marginales con alto corte de agua. La conclusión del estudio de simulación numérica es que cerrar pozos o bloquear acuíferos altos puede aumentar el petróleo y reducir el agua, reduciendo así la capacidad de tratamiento de aguas residuales de la plataforma y los costos de desarrollo de campos petroleros.

Figura 10-32 Comparación de la intensidad de la producción de petróleo antes y después de la acidificación en el área J del campo petrolífero Suizhong 36-1

Resultados ideales de la historia de la producción del campo petrolero en 1994 ( ver figura adjunta 10-33) Con base en esto, llevamos a cabo un estudio integral sobre la inyección puntual de agua en el campo petrolero, optimizamos el plan de inyección de agua y diseñamos 4 pozos de inyección de agua. Durante 1995, el campo petrolero llevó a cabo ajustes en la estructura de producción de líquidos e inyección de agua para estabilizar el petróleo y controlar el agua, y el efecto de desarrollo del campo petrolero mejoró significativamente. La presión del pozo de petróleo alrededor del pozo de inyección de agua aumenta, el área de baja presión en el campo petrolero desaparece y se controla la canalización de gas en el área de baja presión. Los pozos de canalización de gas en el área oriental del casquete de gas también han reanudado su producción, y la producción de los pozos de petróleo alrededor de los pozos de inyección de agua ha aumentado, mientras que la disminución de la producción de petróleo se ha desacelerado.

Figura 10-33 Curva de ajuste del historial de producción simulada del yacimiento del campo petrolífero de Chengbei

(3) Implementar la excavación del yacimiento de gas para aumentar las reservas del campo de gas.

El campo de gas Yacheng 13-1 está situado en la parte sur de la isla de Hainan. Las reservas del campo de gas son de 907,9×108m3. Es el campo de gas más grande descubierto en alta mar en China hasta el momento. La primera fase del desarrollo del bloque norte del campo de gas tiene reservas de 602×108m3, se han diseñado 6 pozos de gas y la producción diaria de gas es de 981×104 ~ 990×104 m3. Transporta 29×108m3 de gas a Hong Kong y 5,2×108m3 de gas a la provincia de Hainan cada año.

El yacimiento de gas se puso oficialmente en producción el día de Año Nuevo de 1996. Sus características dinámicas de producción son: producción estable, relación gas-petróleo y producción de agua estables, y caída regular de presión en el campo de gas. En mayo de 1997, cuando se inspeccionó y modificó el equipo del campo de gas durante 5 días, se midió la presión estática del pozo de producción de gas y se midió el gradiente de presión del pozo A5. Los pozos A1 y A3 estaban cerrados y los valores de presión medidos no eran consistentes.

A través del análisis de la presión estática y los datos dinámicos del campo de gas Yacheng 13-1, se cree que la razón del fenómeno anterior es que la principal arenisca portadora de gas de Yacheng 1~3m-1 El campo se divide verticalmente en cuatro cojinetes. El grupo de gas tiene una capa delgada (1 ~ 3 m) de capa intermedia de lutita y limolita, que desempeña un cierto papel en la dirección vertical. La solución fue llenar los agujeros con pozos que no penetraran completamente los dos yacimientos de gas subyacentes.

Desde junio de 1998 al 11 de junio se realizaron operaciones de relleno de pozos en los pozos a1, A4 y A5, obteniendo buenos resultados. Al llenar los agujeros, la presión del pozo de gas aumenta significativamente y se ralentiza la caída de presión en el campo de gas.

La reposición de pozos no sólo puede aprovechar al máximo las reservas en la capa de producción inferior, sino también extender el período de producción estable del campo de gas Yacheng 13-1.

(D) Comprender las características dinámicas de los yacimientos petrolíferos y mejorar los resultados de desarrollo.

El campo petrolífero Weizhou 10-3 Norte está situado en la cuenca del Golfo de Beibu en el Mar de China Meridional. Es un pequeño depósito de petróleo de agua en el fondo de una colina enterrado en roca carbonatada con una reserva geológica de petróleo de solo 500×104t. Se puso en producción en agosto de 1991, con 5 pozos de petróleo que producían entre 500 y 1100 m3 de petróleo por día. A medida que el pozo de petróleo atraviesa el agua prematuramente, el contenido de agua aumenta rápidamente y la producción disminuye rápidamente. Durante 1993 se realizó un análisis sistemático de las características dinámicas del campo petrolero. Los contenidos incluyen: volumen de agua, actividad del agua del fondo, tipo de conducción, la relación entre la altura final del cono de agua y el espesor de la capa de petróleo y el grado de perforación, la relación entre la tasa de producción de petróleo y la disminución de la producción y la tasa de aumento del contenido de agua, etc. La conclusión es que el campo petrolero tiene una gran cantidad de agua (se estima que la cantidad de agua es 100 veces la cantidad de petróleo), suficiente energía y es impulsado por una presión elástica del agua. Al aprovechar al máximo la energía natural, los campos petroleros se pueden desarrollar sin inyección de agua, pero cabe señalar que la producción de conos de agua es un fenómeno común. Durante el proceso de producción, la producción del pozo de petróleo y la diferencia de presión de producción no exceden la producción límite y la diferencia de presión, la producción se controla entre el 30,0% y el 50% de la producción límite, la tasa de producción de petróleo es del 2% y el grado de perforación de la capa de aceite se controla al 10%.

Durante 1993 ~ 1995, la tasa de producción de petróleo fue demasiado alta, superior al 3,0%, y el contenido total de agua aumentó bruscamente del 5,1% al 34,6%. A finales de 1997, el campo petrolero fue abandonado debido al alto contenido de agua (alrededor del 80%) y la baja producción de petróleo, lo que dificultaba mantener los costos operativos de la plataforma. A través de la práctica de la producción de yacimientos petrolíferos, nos hemos dado cuenta más claramente de que sólo comprendiendo plenamente las características dinámicas de los yacimientos de petróleo y llevando a cabo una gestión científica podemos lograr los mejores resultados de desarrollo de este tipo de yacimientos de petróleo.