海洋石油开采工程课程设计

海洋石油开采工程课程设计目录一、设计概要.............................................................................................1二、基础数据.............................................................................................1三、采油参数计算....................................................................................5四、注入水水源选择与水质要求............................................................7五、注入系统压力分析..........................................................................10六、注水井投（转）注措施及要求......................................................15七、注水井增注及调剖措施..................................................................16八、注水井的日常管理要求..................................................................16九、注水工艺方案总结及实施建议......................................................17十、参考文献...........................................................................................171一、设计概要注水在我国的大多数油田开发中是一项十分重要的开采方式，对于补充地层能量，维持油田较长期高产稳产，是一种有效、易行的方法，对我国原油生产具有举足轻重的作用。在多油层、小断块、低渗透和稠油油藏注水开发方面，形成了适合油藏特点的配套技术。如何实现有效注水，确保注水水质合格，减少注水过程中的油层损害，减少注水系统的腐蚀及降低注水能耗，是衡量注水技术水平的尺度。油田注水在注水开发方案确定之后，首先要依据油层物理性质和注水来确定注水水质标准，根据注水水质选定足量的水源、水处理技术、预测注水系统压力、进行注水水管柱优化设计、注水井投（转）注措施要求以及增效将耗措施和系统的生产管理要求等。本设计针对MD碎屑岩油藏低孔低渗等储层特性，采用注水开发，并着重对注水水质，注水系统压力分析和注水管柱进行设计。通过这次课程设计，了解开采工程基本设计思路、设计内容，掌握设计的基本方法、步骤以及设计中所涉及的基本计算，加强系统的工程训练，培养分析和解决实际工程问题的能力。二、基础数据1、井深：2670m油层静压：26.7MPa套管内径：0.124m油层温度：90℃恒温层温度：16℃地面脱气油粘度：30mPa.s油相对密度：0.84气相对密度：0.76水相对密度：1.0油饱和压力：10MPa含水率：0.4套压：0.5MPa油压：1MPa生产气油比：50m3/m3原产液量(测试点)：30t/d原井底流压(测试点)：15.35MPa抽油机型号：CYJ10353HB电机额定功率：37KW配产量：50t/d泵径：44mm冲程：3m冲次；6rpm2沉没压力：3MPa抽油杆：D级杆，使用系数SF=0.8，杆径19mm，抽油杆质量2.3kg/m2、注水设计参数：油田储层属低孔、低渗岩屑砂岩储层，其平均孔隙度只有15.08%，平均渗透率仅有25.95×10-3μm2。其主要流动喉道半径平均为4～5μm。由于储层孔隙喉道不规则，喉道半径小，极易受到入井液中固相颗粒造成的堵塞伤害。目前该油田对注水中悬浮固相颗粒直径处理采用的精细过滤设备精度为≤2μm。试验结果表明，该油田J2s层注入水中悬浮物大于0.75mg/L时，驱替1000倍孔隙体积的水后，岩芯损害程度平均为39.7%，而当悬浮物含量小于0.5mg/L时，注入水中悬浮物对岩芯的损害程度很小，平均仅为2%。3、储层粘土含量较高(主要含高岭石、绿泥石等敏感性较强的粘土矿物，见表1)；因此具有中等～中等偏强的水敏性，但速敏较弱，无酸敏。表1某油田储层粘土矿物统计泥质含量%粘土矿物相对含量%KCI/SI7.24139.39.7104、该油田的原油物性较好，表现为低密、低粘(50℃时1.91mP.s)、低凝的“三低”特性(见表2)。表2某油田原油物性密度g/cm3粘度mP.s凝固点℃含蜡量%胶质沥青%含硫%初馏点℃蜡熔点℃地面地下总蜡量高碳蜡一般蜡高碳蜡相对绝对0.81380.87-23.365.8272.6973.82.454.31.628.40.0370828935、该油田油层压力系数偏低(0.995～1.002)，油气比高，地饱压差小(见表3、表4)。表3某油田基础数据表油层中深m地层压力MPa饱和压力MPa地饱压差MPa原油密度g/cm3气体相对密度g/cm3原油体积系数水密度g/cm3油层温度℃266726.318.18.20.81381.0291.7321.00281.1表4某油田油井生产情况方式单井日产(m3/d)气油比(m3/t)生产压差(MPa)自喷2027156、配产、配注根据开发方案的要求，该油田各个开发阶段的配产预测情况见表5。该油田开发历程中，不存在后期的大幅度提液强采情况，气产能和注水的高峰期为开发的初期，此时，采油井平均单井日产20t，日产油平均499t，注水井平均单井日注41.7m3。采油速度3.2%，允许最低流压20.5MPa，允许最大生产压差为6.26MPa。7、由于该油田未搞试注，无实测的吸水指数资料，因此，依据地质开发方案所提供的吸水指数与采液指数的关系进行预测计算。其预测结果见表6。8、地层破裂压力梯度据M1、M3、M139井压裂资料测算，该油田的破裂压力梯度在0.0189～0.0207MPa/m范围，平均0.0198MPa/m。油层中部深度H＝2675m，考虑管柱摩阻。9、注水管柱强度设计基础数据27/8平式油管：D＝7.3cm；d＝6.2cm；t1＝0.1412cmδ＝0.551cm；m(壁厚系数)＝0.875两种管材：材质为J55时，σs＝3870Kgf材质为N80时，σs＝5620Kgf腐蚀量为直径方向的腐蚀量，年腐蚀量为0.076×2＝0.152mm。4表5某油田开发指标预测开采时间(a)井数(口)平均单井日产油量(t)日产油(t)年产油(t)累积产油(104t)日产气(m3)累积产气(104m3)日产水(m3)累积产水(104m3)日注水(m3)采油速度(%)采出程度(%)含水率(%)采油井注水井1252520.049916.4716.4713522944634010433.23.20.82252519.849616.4332.9013441689168010243.26.51.63252519.548716.2549.151319771332015110183.19.73.04252518.045015.5464.69121950175312619592.912.85.45252516.340614.1078.79110026213524329112.615.69.66252514.536212.7091.4998102247946848642.318.115.77252512.230610.98102.4782926277699777472.020.323.48252510.32579.29111.766964730287120106451.622.231.9925258.52127.72119.485745232379144155931.323.740.41025257.01766.36125.844769634103161205291.125.047.9表6某油田吸水指数预测结果含水率(%)01020304050吸水指数(Jw)(m3/d·MPa)2.3551.9921.9761.9841.9881.984总日注水(m3)10429117476455935295三、采油参数计算3.1采液指数计算已知测试点数据：MPapwftest35.15,dtqtxst30,饱和压力MPapb10,油藏压力MPap7.26。因为错误!未找到引用源。，所以错误!未找到引用源。3.2计算某一产量错误!未找到引用源。下的井底流压错误!未找到引用源。错误!未找到引用源。错误!未找到引用源。根据1)当错误!未找到引用源。时，2）当错误!未找到引用源。时，按流压加权平均进行推导3）当错误!未找到引用源。时，综合IPR曲线的斜率可近似常数得到不同产量下的井底流压，如表所示不同井底流压下的流量01020304044.14505558.8259.630626.722.919.1315.3511.5610.007.625．112.530根据上表绘制井底IPR曲线：051015202530010203040506070IPR曲线产量t/d井底流压MPaIPR曲线3.3利用IPR曲线，由给定的配产量计算对应的井底流压。产量为50t/d，对应的井底流压为7.62Mpa。四、注入水水源选择与水质要求（一）目前国内各油田主要有以下几种供水水源：1．地下水；2．地面水；3．含油污水（指油层采出水）；74．海水；5．混合水（二）水源选择应根据油田实际条件、环境条件、设备条件进行选择。选择油田注水供水水源的原则：1．有充足的水量，且供水量稳定；2．有良好的水质，水处理工艺简单或水处理经济技术可行；3．含油污水优先，以减少环境污染；4．考虑水的二次或多次利用，减少资源浪费。（三）水质的基本要求：1．控制悬浮固体浓度与颗粒；2．控制腐蚀性介质（溶解氧、CO2、H2S）；3．控制含油量；4．控制细菌含量；5．控制水垢的形成。（四）水质标准根据石油天然气总公司制定的碎屑岩油藏注水水质推荐标准SY/T5329-94（表A）表A推荐水质主要控制标准（SY/T5329-94）注入层平均空气渗透率,2m＜0.100.1~0.6＞0.6标准分级A1A2A3B1B2B3C1C2C3控悬浮固体含量,mg/L≤1.0≤2.0≤3.0≤3.0≤4.0≤5.0≤5.0≤7.0≤108制指标悬浮物颗粒直径中值,m≤1.0≤1.5≤2.0≤2.0≤2.5≤3.0≤3.0≤3.5≤4.0含油量,mg/L≤5.0≤6.0≤8.0≤8.0≤10≤15≤15≤20≤30平均腐蚀率,mm/a0.076点腐蚀A1，B1，C1级：试片各面都无点腐蚀；A2，B2，B3级：试片有轻微点蚀：A3，B3，C3级：试片有明显点蚀。SRB菌,个/mL0＜10＜250＜10＜250＜10＜25铁细菌,个/mL210n310n410n腐生菌,个/mL210n310n410n注：①1≤n≤10。②清水水质指标中去掉含油量。并结合本油田的实际情况，制定适合于该油田的注水水质指标（表B）表B油田注入水水质指标水质项目水质指标悬浮物固体含量,mg/L＜2.0颗粒直径,m＜2.0膜滤系数(MF)≥20细菌含量腐生菌含量(TGB),个/Ml2103硫酸盐还原菌含量(SGB),个/mL＜102总含铁量(mg/L)＜０.5含油量(mg/L)≤5.0溶解氧含量(mg/L)0.05~0.1硫化物含量(mg/L)＜10游离二氧化碳含量(mg/L)＜10腐蚀率(mm/a)≤0.076总矿化度(mg/L)75000PH7±0.59注：膜滤系数是在特定（指滤膜的直径、孔径、过滤是时的压力和过滤水的体积）下，水通过滤膜所需时间的系数。可按表C选取。