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石油天然气行业解决方案

1、气井动态监测
       气藏动态监测、分析和管理的核心问题,首先在于建立动态监测、分析和管理信息系统。掌握气藏中的各种变量,尤其是井下压力、温度变化是该信息系统的基础。实时、长期、稳定地对气田井下压力和温度进行监测,能够为动态生产管理人员提供真实和可靠的井下压力和温度数据。“压力是气田开发的灵魂”,掌握气井井下压力、温度变化,尤其是多层合采的气井,对于确定气井合理产量、减缓产量递减、判断水淹、延长气井寿命、提高最终采收率有着至关重要的意义。监测系统可应用于气田气、石油伴生气及凝析气田气。
解决方案
       采用PT系统对井下压力温度实时监测,根据产气层深度设施相应的压力温度监测点,同时可根据气井产水情况及边底水特点下入DTS系统监测气井井底液面。

应用价值

  •  实时地监测井下流体压力变化,确定气井生产制度,做出气藏动态预测;
  •  避免用井口压力换算井下压力中存在的误差,更精确地判断井下压力化;
  •  判断气液界面;
  •  判断气层纵向产气量分布;
  •  关井期内,实时获取静压、静温,进行压力恢复分析;
  •  确定气井储层伤害程度及水淹判断;
  •  确定合理的排水、增压、酸化等调整增产措施;
  •  尤其对于深层高温高压气藏,可满足高温高压条件下的长期监测;
  •  满足压裂过程中高压条件下的监测,评价压裂效果,优化压裂方案。

应用分析
       确定气井井筒气液界面及产层产气剖面:

 压力梯度计算液面:

深度(m)
压力(MPa)
压力梯度(MPa/100m)
液面位置(m)
2100
2.524
 
 
2300
2.560
0.018
 
2600
5.672
1.037
2310m

2 、地下储气库动态监测

       地下储气库(UGS)设施的天然气注采过程具有频繁、快速的特点,这种特点决定着注采井每年都要经历从上限运行压力到下限运行压力的快速变化,这种频繁的压力交互变化对井筒、储气地层的承载能力带来了极大的挑战,直接影响着储气设施的安全可靠性和储气层的吞吐能力。
       北京昊锐科技有限公司的地下储气库动态监测系统,该系统监测传感器永久性安装于注采井或观察井内,注采过程中及静态存储时可以及时获取压力和温度变化,对于监测气井和气藏的完整性,优化注采参数具有重要意义。
       监测系统可应用于枯竭油气田型、枯竭凝析气田型、含水型、盐穴型及废弃矿井型储气库。
解决方案
       采用PT+DTS系统对井下压力温度实时监测,根据储气库深度设置相应的压力监测点。
应用价值
 通过注入、采出过程中气库压力温度数据的监测,确定更合理的注入采出参数,确定气库最佳注入量;
 注入、采出过程,井底流压、流温的实时获取,可防止注入时天然气溢出;采出时,底水锥进,库容减少;
 停井期内,实时获取静压、静温,监测气库状态变化,计算气库动态储量;
 修井期间,可用来合理确认压井液密度;
 评价气库漏失程度,进行储气库优劣评价;
 确定套管破裂位置,判断管外窜槽、气窜、水侵,确定储气井伤害程度;
  提高天然气流通的自动化程度,系统实现了实时库存检查,在系统调峰、事故应急等情况下,对循环注采具有重要的指导意义。
应用分析
      基于焦耳-汤姆逊原理,采用DTS高分辨率测温可以检测到套管局部温度下降变化,监测套管漏点。
 

 3、稠油热采生产过程在线测井系统
       目前稠油热采开发领域的温度压力监测手段受井下长期高温条件的制约,同时受测试下井方法的限制,只能满足某一时间点的温压监测,无法实现井下长期在线稳定监测,无法直接了解到井下油层的热变化,远远落后于稠油热采开发的需要。
       北京昊锐科技有限公司设计生产的井下温度压力实时监测系统可长期安装在稠油热采井井下,满足井下长期高温状态下的监测,获取的生产动态信息通过光缆远程传输到地面系统,连续不断地将井下温度压力数据传送到地面。本系统可以满足SAGD、火烧油层、蒸汽驱、蒸汽吞吐等稠油热菜方式的生产动态监测需求。
1) 蒸汽辅助重力泄油(SAGD)井下动态监测

      SAGD开发,包括双水平井与直平组合方式,在预热过程中需要对通过井下温度压力监测(包括观察井)来判断注采井之间的热联通及上部泄油空间的建立,在生产过程中需要通过井下温压数据来判断汽液界面位置、优化注采参数。目前已有的井下温压监测方法存在井下易损坏、数值漂移大的缺陷,无法满足SAGD开发高温井下条件的长期监测需要。
解决方案
生产水平井采用PT+DTS系统组合,根据实际情况在水平段设置相应压力点;观察井采用DTS系统进行监测;同时可以考虑在注汽井中下入PT+DTS系统,监测注汽过程中井下温度压力变化。
应用价值
 确定注采井间的热联通程度;
 观测注汽井上方蒸汽腔发育及扩展;
 调整注汽点位置,增加泄油通道及泄油面积;
 调整最佳的汽液界面;
 调整Sub-cool值,优化注采参数,提高产量;
 避免井下闪蒸,提高泵效。
应用分析
      判断井筒闪蒸:根据连续稳定的压力监测数据计算井筒内的饱和温度值,通过注采参数调整最大限度避免井筒闪蒸,提高蒸汽热利用率及泵效。
 

 利用观察井监测蒸汽腔温度与高度:

2) 蒸汽驱井下动态监测

       蒸汽驱开发过程中由于层间及层内非均质性影响,常出现受效井有限、汽窜严重等情况,造成蒸汽热利用率低、生产时率低,实际生产无法达到方案设计要求。
解决方案
        注汽井与生产井同时下入PT系统,根据汽驱层位设置相应的温度压力监测点,或根据需要采用PT+DTS系统组合。
应用价值
   判断蒸汽驱动方向;
   判断注采井间的联通层位及连通程度;
   确定汽驱油层纵向动用分布;
   优化注采参数,确定合理的吞吐引效,调剖封堵等措施。
应用分析
      确定汽窜通道。
 

 3)火烧油层

      火烧油层包括直直组合与直平组合(THAI),是稠油开发中较为经济同时又最难控制的生产方式。火烧油层使井下原油燃烧产生热量,形成一个不断燃烧驱替的过程来进行稠油生产。成功点火和燃烧控制是火烧生产中较难操作和控制的因素。火烧油层井下温度压力实时监测可以了解油层从点火到燃烧、驱替的整个油层的动态变化,对指导火烧油层生产控制具有非常重要的意义。
解决方案
注气井与生产井同时下入DTS系统进行监测。
应用价值
 判断点火是否成功;
 判断井下油层燃烧程度及燃烧方向;
 优化生产井生产参数;
 优化注入空气或氧气排量;
 湿式燃烧过程中优化空气与水的配比。
 

 

 4) 蒸汽吞吐井下动态监测

       稠油蒸汽吞吐生产方式是目前国内最成熟最为普及的稠油开发方式,国内大部分蒸汽吞吐生产区块已经进入吞吐中后期,井网部署密集,产能建设新井减少,井间汽窜严重、油层动用不均、含水上升等矛盾突出,产量递减严重。采用永久式井下温度监测对于注采参数优化、剩余油挖潜开发、减缓区块递减有非常实际的应用意义。
解决方案
      直井与水平井均下入PT+DTS系统进行监测,其中直井根据射孔层位设置压力监测点,水平井根据水平段长度及实际需求设置压力监测点。可根据井网部署情况设置区域内监测点分布,监测区域内油层动用及变化情况。
应用价值
 监测注汽、焖井、生产过程中油层温度压力的变化情况,优化注汽量与注汽排量;
 判断井间汽窜及联通,划分注汽井组,优化注汽顺序,判断汽窜方向,防止井喷;
 确定油层纵向及平面动用程度,挖潜剩余储量;
 评价增压、降粘、调剖等措施效果,优选措施类型;
 定位油井边底水锥进位置,定位套变出水位置,判断管外窜槽;
 掌握地下温场变化及分布,为蒸汽吞吐转入蒸汽驱或SAGD生产提供必要基础资料。
应用分析
    判断底水锥进。
 

4、 页岩气与煤层气井下监测 

      在我国增加常规油气产量非常困难的情况下,开发页岩气与煤层气等非常规资源,就成为我国能源可持续发展的现实选择。
      页岩气与煤层气属于低孔低渗的储层,进行商业性生产必须对储层进行改造,储层改造措施是提高页岩气与煤层气产量的重要措施,压裂技术是储层改造的重要技术。页岩气煤层气井需要根据实际情况进行重复压裂以保证生产周期内的产能,压裂效果好坏直接决定了单井的产量,生产周期,压裂周期。
       目前国内页岩气及煤层气还处于开发初期阶段,压裂效果的评价及压裂效果与产能之间的关系,直接决定了开发区域优选、井位部署、钻井设计等后续开发方案的制定。压裂过程中的监测及压裂后生产过程中的监测对于页岩气煤层气开发具有重要的意义。
解决方案
       采用PT+DTS系统组合对压裂及生产过程进行温度压力监测。
应用价值
 判断压裂裂缝高度,裂缝间距;
 优化压裂参数,优选压裂井段,选择最佳压裂点;
 优化压裂液及支撑剂的选择;
 评价压裂效果与产量关系;
 生产过程中压降监测及井筒液面监测;
 判断水平段产气量分布;
 指导下一步新井部署、钻井设计与压裂设计。

应用分析
       判断地层真实破裂压力。

 5、智能完井在线监测系统
       智能完井( Intelligent Completion system)技术是一种能够采集、传输和分析井下生产状态、油藏状态和整体完井管柱生产数据等资料,并且能够根据油井生产情况,以远程控制的方式及时对油层进行监测控制的完井系统,这种系统在不起出油管的情况下,仅需地面调制解调器和个人专用计算机就能随时重新配置井身结构。
       智能完井技术需要流量、温度、压力、流体粘度、相对密度、位移等数据。昊锐光纤井下温度压力监测系统能够为智能完井系统提供温度、压力实时监测数据,是智能完井系统的关键组成部分。在满足井下实时监测要求的同时,可以克服井下高温高压的恶劣状况。
 

      智能完井系统适用于复杂储层和修井困难、修井费用较高的油气井,如超深井、高度非均质储层井、油气水分布复杂的多层合采井、多分支水平井、海上油井等。
解决方案
采用PT+DTS系统组合对油气井生产过程进行温度压力监测,根据产层分布设置压力监测点。
应用价值
       北京昊锐公司的PT及DTS系统作为智能完井中重要的组成部分,为智能完井系统实时传送准确的温度压力监测数据,可以协助智能完井系统实现以下目标:
 测试资料具有较强的连续性和实时动态性,可以及时判断分析井下的各种情况,同时可以避免大量的生产测试,在节省大量生产测试费用的同时避免对油气井正常生产的干扰。
 可以通过远程网络对油田进行远程管理,适用于海上、沙漠及滩海油田。
 控制水、气锥进,通过周期性调整层段流量来延迟水、气的锥进,实现加速生产的目的。


6、海上油气开采动态监测系统

     海洋油气勘探开发具有技术复杂、设计学科门类繁多、建设周期长、工程投资大、风险大、钻井修井难度大、人员现场造作困难等特点。为了解决这些问题,“智能完井”、“数字油田”等智能化海底生产系统等正日益应用于海洋油气的勘探开发中,以实现海上油田高效益开发。
井下动态监测作为石油开采中的一个重要环节,是智能完井中一个重要的组成部分。稳定的监测系统可以协助生产工程师和油藏分析师提高采收率、提高产量、实时优化生产、及时故障诊断、动态了解油藏变化趋势,是规划油藏、制定生产任务的重要决策依据。海上油气开采动态监测系统系统解决了海洋油气开采中的一系列监测难题,为实现海洋石油的安全生产、提高采收率提供了技术基础。
解决方案
      根据海上油气井不同开发方式,选择PT系统或DTS系统对油气井进行温度压力监测,或两个监测系统同时使用。

应用价值
       海上油气开采动态监测系统实时监视油气井的生产状况和开发动态,对估算油气井产能、评价油层特性、制定合理注采方案等提供可靠依据。适用于海上稀油自喷及注水开发、气田开发、稠油开发等多种开发方式的温度压力长期监测。

 作为海上油田智能完井的一个重要组成部分,实现油气井井下温度压力数据采集与传输工程。
 根据开发方式通过光纤监测分析油藏开发的动态变化,优化开发方案,提高油气井生产产量,增加储层动用程度。
 判断分析海上油气井边底水锥进,协助储层改造及增产措施效果分析。

      北京昊锐公司开发的永久井下温度压力监测系统同时可应用于普通稀油的注水开发监测、酸化调剖效果评价、化学驱开发监测、提高采收率新技术试验监测等方面。
7、提高采收率技术动态监测
     油气田开发的任务就是尽可能合理、经济地提高地下油气的采出程度,即提高油气田采收率(EOR)。纵观油气田生产的全过程,就是一个不断提高采收率的过程。有些油气田开发初期就直接进行二次或三次采油,所以三次采油的概念已经失去了一定的应用性,而提高采收率的概念更容易被人们所接受。
      永久式温压监测系统可用于提高采收率相关技术的现场实际应用中,对井下温压变化进行长期监测。对于评价措施效果、优化施工参数、优选措施类型、改进体系配方有一定的实际应用意义。
系统可应用于油田化学驱、气体混相驱、泡沫驱、微生物采油等领域,同时可应用于油气井酸化调剖措施监测及提高采收率重点实验项目评价。
解决方案
      根据实际监测需要采用PT、DTS或系统组合对注入气体、药剂与生产过程进行温度压力监测。
应用价值
 稀油酸化调剖、气井酸化、稠油驱油调剖措施的效果评价及措施参数优化。
 分析油层注入气体、化学药剂及产油过程中的变化,评价措施针对性及措施效果,优化措施方向及措施体系配方;
 提高采收率新技术的应用效果评价及问题分析,优化措施原理,改进研究方向。