1. Plan de inyección de gas
(1) Estudio de simulación numérica
Con base en los resultados de la investigación geológica, se construyó un modelo geológico tridimensional del área experimental. establecido. La cuadrícula de simulación numérica se divide longitudinalmente en cuatro cuadrículas, formando un sistema de cuadrícula de profundidad variable. La dirección de la cuadrícula en el plano es básicamente consistente con el eje largo de la estructura, y el número total de cuadrículas es 40 × 42 = 1680. Sobre la base de modelos geológicos tridimensionales se ajustaron los datos experimentales de inundación por inyección de gas.
Ajuste del experimento de fase PVT: utilice el software de simulación de fase Winprop para ajustar los datos experimentales PVT de alta presión del petróleo crudo en el área del pozo Fang 48, que incluye principalmente caracterización, fusión de componentes, cálculo de presión de saturación y Simulación de experimento de flash único, ajuste experimental de expansión de componentes iguales, ajuste experimental de desgasificación de múltiples etapas, ajuste experimental de expansión de inyección de CO2 y cálculo del diagrama de fases. Finalmente, se obtiene un campo de parámetros PVT del fluido que puede reflejar los cambios reales de las propiedades del fluido de formación.
División de pseudocomponentes: El petróleo crudo del área del pozo Fang 48 se combina en seis pseudocomponentes: CO2, N2-C1, C2-C6, C7-C16, C17-C30 y C31. Durante el proceso de optimización de parámetros, se consideró principalmente el efecto de ajuste de la expansión de los componentes y la viscosidad del fluido, como la presión de saturación, la relación gas-petróleo, la densidad, etc., que tienen un gran impacto en las propiedades y propiedades de flujo del petróleo crudo.
Investigación sobre inundaciones miscibles por inyección de gas y accesorios experimentales de tubo delgado: a través de un accesorio experimental de tubo delgado, se determinó la presión mínima miscible de inyección de CO2 en el fluido del yacimiento en el área del pozo Fang 48 y el P-X del gas. Se simuló y calculó el proceso de inyección. Diagramas de fase y diagramas de fase cuasi ternarios para contactos multinivel. Se analizó la miscibilidad y características del fluido del yacimiento durante la inyección de CO2 en el área del pozo Fang 48.
Ajuste del experimento de desplazamiento del núcleo largo: el propósito del ajuste del experimento de desplazamiento del núcleo largo es realizar las correcciones apropiadas a la curva de permeabilidad relativa, la curva de presión capilar y otros parámetros haciendo coincidir el método de inyección de gas con los resultados experimentales. Datos prácticos básicos de características de filtración para la investigación de simulación numérica de yacimientos tridimensionales. Se realizaron tres largos experimentos de desplazamiento del núcleo mediante inyección de gas CO2 a diferentes presiones (Tabla 6-28).
Tabla 6-28 Resultados de ajuste del experimento de desplazamiento de núcleo largo de gas CO2
Basado en el modelado geológico y el ajuste de datos experimentales, se predijeron 6 tasas de inyección de gas diferentes. Indicadores de simulación numérica del esquema ( Tabla 6-29). Se puede ver en la tabla que a medida que aumenta la tasa de inyección de gas, aumenta la tasa de producción de petróleo. Principalmente porque la tasa de inyección de gas aumenta, la presión de formación sigue aumentando, lo que favorece más la mejora de la eficiencia del desplazamiento de petróleo. Sin embargo, a medida que aumenta aún más la tasa de inyección de gas, el tipo de cambio del petróleo disminuye.
Tabla 6-29 Resultados de predicción de los principales indicadores de simulación numérica a diferentes tasas de inyección de gas
A partir de la relación entre la tasa de inyección de gas y el aumento acumulado de petróleo (Figura 6-20), como A medida que aumenta la tasa de inyección de gas, el aumento acumulado de petróleo no cambia significativamente, lo que indica que aumentar la tasa de inyección de gas no tiene un impacto significativo en el efecto de desarrollo.
Figura 6-20 6-20 Relación entre la tasa de inyección de CO2 y el aumento acumulado de combustible
(2) Resultados del diseño del esquema
Basado en experimentos en interiores y simulaciones numéricas Los resultados de la investigación muestran que cuando se inyecta el CO215t diario promedio, el índice de predicción del programa es mejor. A medida que aumenta la tasa de inyección de gas, aumenta la tasa de recuperación. Al final de la simulación, la producción acumulada de petróleo fue de 6,14×104t y el factor de recuperación fue de 24,02. Teniendo en cuenta que existen ciertos errores entre los experimentos en interiores y las simulaciones numéricas y las condiciones reales de la mina, para facilitar las operaciones reales en el sitio, el proceso de prueba debe acelerarse tanto como sea posible y la conclusión de la prueba de desplazamiento de aceite de CO2 debe ser dibujado lo antes posible. En la etapa inicial del diseño del proyecto, inyectaremos 20 toneladas de gas todos los días y realizaremos un seguimiento y ajuste en función de los cambios dinámicos del pozo de inyección de gas y el pozo de conexión.
2. Tecnología de producción de petróleo
(1) Proceso de implantación
Tuberías: Comparación de tuberías de fibra de vidrio, tuberías permeables a NiP y tuberías de acero aleado resistentes a la corrosión Después del análisis , Se seleccionaron tuberías permeables NiP de grado de acero J55 y planas.
Sarta de inyección: sarta de inyección integral del empacador Y341-114, que consta de válvula de circulación de fondo de pozo, empacador Y341-165438, asiento de bola y boca de campana.
Las herramientas de fondo de pozo están hechas de acero aleado que es resistente a la corrosión por CO2, y la sarta de tuberías puede ser resistente a la corrosión por CO2.
Cabezal del pozo de inyección de agua: La resistencia a la corrosión por CO2 del cabezal del pozo de inyección de agua se puede dividir en tres niveles: DD, EE y FF. El material del cabezal de pozo DD es de grado 35CrMoEE. Las piezas clave en contacto con el medio corrosivo, como el núcleo de la válvula, el espaciador, el casquillo, etc., están hechas de acero de aleación resistente a la corrosión del CO2. el material del cabezal del pozo está hecho de acero de aleación resistente a la corrosión de CO2. De acuerdo con los datos de presión, seleccione el cabezal de pozo KQ65-35-FF del pozo de inyección de agua con alta presión y buen rendimiento de sellado, instale una válvula unidireccional en el cabezal del pozo.
Proceso auxiliar anticorrosión: mientras se utilizan tuberías y carcasas de aceite anticorrosión, las tuberías de aceite utilizan diésel como fluido aislante y se tratan previamente con inhibidores de corrosión que se agregan a las carcasas de aceite para equilibrar la presión; y protección contra la corrosión para proteger el aceite y la carcasa. En la actualidad, los mejores inhibidores de la corrosión en el país y en el extranjero incluyen principalmente alcohol propargílico, aminas orgánicas, imidazolinas y aminas cuaternarias. Se realizaron pruebas de inhibidores de corrosión de imidazolina de diferentes concentraciones y diferentes presiones parciales en el campo petrolífero de Zhongyuan, y la tasa de inhibición de la corrosión alcanzó 86,7 ~ 96,0, lo que indica que los inhibidores de corrosión de imidazolina pueden prevenir la corrosión por CO2. Después de bajar la sarta de tubería al pozo, el conservante se reemplaza en circulación inversa para llenar el aceite y el espacio anular del revestimiento, y el conservante se repone de forma intermitente durante el proceso de inyección posterior. Al realizar una apuesta, primero se introduce el tubo de aceite en el aceite diesel de aislamiento y luego se introduce el conservante en el tubo de aceite para su pretratamiento.
(2) Tecnología de bombeo y elevación
Tuberías de petróleo y varillas de bombeo: la tecnología de tratamiento NiP se basa principalmente en la capa NiP (espesor 20 ~ 40 μm) para aislar el contacto entre el cuerpo de acero. y el medio corrosivo para lograr el propósito de anticorrosión. Las ventajas de esta tecnología son un proceso simple y de bajo costo. Teniendo en cuenta la compatibilidad con el proceso de prueba, el pozo de petróleo utiliza una tubería de petróleo combinada plana engrosada con un acoplamiento pequeño, es decir, los 800 m superiores utilizan un acoplamiento pequeño con una tubería de petróleo engrosada con penetración de níquel y fósforo en el exterior, y la sección restante del pozo Utiliza un tubo de aceite plano con penetración de níquel y fósforo.
La varilla de bombeo adopta una varilla de bombeo coinfiltrada con superficie de níquel-fósforo de ф25×ф22×ф19 MMH; la bomba de aceite utiliza una bomba cilíndrica de 32 mm; la unidad de bombeo de aceite es un aceite que ahorra energía; unidad de bombeo para cumplir con los requisitos dinámicos. Debido a los requisitos de monitoreo y la consideración de la prevención de la corrosión por CO2, se seleccionó el cabezal de pozo excéntrico 250-EE.
(3) Tecnología de soporte de recuperación mecánica de aceite
Tecnología a prueba de gas: para mejorar la eficiencia de la bomba y evitar la acumulación de aire, se instala un anclaje de aire debajo de la bomba de aceite.
Proceso de depilación y depilación con cera: Se utiliza un agente decapante y depilación con cera soluble en aceite.
Tecnología anticorrosión: una vez que el pozo de producción entre en vigor, la mezcla de gas, agua y petróleo será corrosiva hasta cierto punto. Durante el proceso de producción, se utilizan inhibidores de corrosión para prevenir la corrosión y el sistema de dosificación se determina en función del volumen de monitoreo de CO2 del fluido producido.
Tecnología antiincrustaciones: según las pruebas del campo petrolífero de Jiangsu, las incrustaciones se producen en los pozos de producción que inundan con CO2. La medida adoptada es agregar agente antiincrustaciones gota a gota en el anillo de la carcasa de petróleo. En 2000, la planta de producción de petróleo número 8 del campo petrolífero de Daqing estudió la tecnología antiincrustaciones sólida subterránea. Los agentes principales fueron el ácido aminotrimetileno fosfónico y el poliacrilato de sodio. Los resultados experimentales en interiores muestran que cuando la concentración del inhibidor de incrustaciones está en el rango de 2,0 ~ 6,0 mg/L, la tasa de inhibición de incrustaciones puede alcanzar 90,2 ~ 98,4. El agente antical se solidifica, se instala en la parte inferior de la bomba de petróleo y luego se ingresa al pozo junto con la sarta de producción. Los resultados de las pruebas de campo muestran que la concentración del inhibidor de incrustaciones en el fluido producido en el pozo de prueba se puede controlar dentro del rango de concentración efectiva, con un período de validez de un año, y tiene un buen efecto antical. Por lo tanto, en los pozos de producción, se colocan antiincrustantes sólidos y antiincrustantes en la carcasa de petróleo subterránea para evitar la incrustación.
Tecnología de medición: de acuerdo con el caudal de superficie, determine la tecnología de medición de pozo único correspondiente y utilice el método de recuperación del nivel de líquido y la medición del tanque de petróleo en boca de pozo o el método de medición del cubo basculante para medir simultáneamente.
3. Tecnología terrestre
Proyecto de inyección: Construir una estación de inyección en el área experimental, congelar y almacenar CO2 líquido, para luego inyectarlo bajo presión. Hay una estación de inyección de agua en el lado suroeste del pozo de inyección de agua. Después de transportar el CO2 desde el camión cisterna en la estación de CO2 a la estación de inyección, la bomba de descarga lo bombea al tanque de almacenamiento de 30 m3. Configure un dispositivo de refrigeración para mantener la temperatura del tanque de almacenamiento entre 0 y 10 °C, y el CO2 del tanque de almacenamiento se inyecta en la boca del pozo a través de una bomba de jeringa. Dado que la bomba de suministro de líquido no se consideró en el proceso, no pudo funcionar normalmente durante la prueba. Posteriormente se ajustó a un dispositivo de inyección de gas montado sobre patines, que cumplía con los requisitos de inyección de gas del área de prueba.
Proyecto de recolección y transporte de petróleo crudo: los cinco nuevos pozos de petróleo en el sistema de recolección y transporte de petróleo crudo adoptan una solución centralizada de extracción de petróleo. La medición de un solo pozo utiliza un volquete fijo; el oleoducto de recolección de petróleo utiliza una capa anticorrosión de polvo epoxi fundido con un espesor de 350 μm o más y está prefabricado en fábrica. Las uniones son uniones de tuberías tipo manguito y se sueldan en obra. La estructura de la capa anticorrosión en el tanque de almacenamiento es: 2 manos de imprimación epoxi rica en zinc con un espesor de película seca de 80 μm, y 2 capas de acabado antiestático epoxi con un espesor de película seca de 120 μm.
4. Implementación del plan
El pozo de inyección de gas (cuadrado 188-138) inició la inyección de prueba en marzo de 2003. Este pozo solo encontró la capa Fⅰ7, con un espesor de arenisca de 10,3 my un espesor efectivo de 6,0 m. Se inyectó directamente sin fracturarse. La presión inicial en la boca del pozo es de 14 ~ 15 MPa y se inyecta CO25t líquido todos los días. A finales de junio de 2004, la presión del petróleo era de 13,0 MPa y se inyectaban unas 3 toneladas de CO2 líquido cada día. Debido a las condiciones de inyección y otros factores, sólo se acumulan 96t de CO2 líquido inyectado. Desde julio de 2004, según el plan, se inyectan cada día una media de unas 20 toneladas de gas. 65438 A finales de febrero de 2004, la presión de inyección era de aproximadamente 12,5 MPa y se inyectó un total de 5396 t (0,1079 PV) de CO2 líquido.
En 2005, la inyección de gas continuó según lo planeado (aproximadamente 20 t días), durante el cual se llevó a cabo una prueba completa en el grupo de pozos de inyección de gas de mayo a julio. A finales de 2005, la presión de inyección era de 12,5 ~ 13,0 MPa y se había inyectado un total de 15.000 toneladas (0,3 PV) de CO2 líquido.
De acuerdo con el efecto del pozo de petróleo y la situación de canalización de gas del grupo de pozos, la inyección de gas pulsado se cambió a inyección de gas pulsado el 5-4-38 de junio de 2005 y se utilizó tecnología de simulación numérica para realizar los parámetros. como el ciclo de inyección de gas por pulsos y la optimización de la tasa de inyección de gas. Según el plan de optimización, la inyección de CO25239t líquido se realiza en tres etapas. A finales de 2006 se habían inyectado un total de 20.373 toneladas de gas, con un total de 0,407 PV en el fondo del pozo. En 2007, la inyección se detuvo desde junio hasta febrero de acuerdo con los requisitos del plan y se reanudó la inyección de gas el 11 de abril. , con * * * co inyectado 2,301t; afectado por perforación y otros factores, 5-9 El pozo de inyección de gas dejó de explotar todos los meses en junio y octubre de 2018, se realizó una prueba de campo de control de perfil bidireccional en la inyección de gas; pozo y se inyectaron 480m3 y CO2533t de agente de control de perfiles. A finales de 2007, se había inyectado un total de 220.674 toneladas (0,413 pv).
El espesor promedio de arenisca encontrado por los cuatro antiguos pozos de petróleo en el área de prueba es de 12,9 m, y el espesor efectivo es de 10,9 m. Desde octubre de 1999 hasta el 110 de octubre de 1999, se utilizó el cañón de perforación YD-89 para perforar y luego realizar la fractura. El espesor promedio de la arenisca fracturada en un solo pozo fue de 12,2 m y el espesor efectivo fue de 65438 m. la producción media diaria de petróleo de un solo pozo fue de 3,5 toneladas y la intensidad de producción de petróleo fue de 0,34 toneladas por día. En agosto de 2004, para acelerar el progreso de las pruebas, se construyó el pozo no fracturado Fang 188-137. A 80 m del pozo de inyección de gas, se puso en producción. En las primeras etapas de producción, casi no hay productividad natural. En marzo de 2005, el pozo se sometió a una prueba de resoplido y resoplido. Después del resoplido, comenzó a surtir efecto, con una producción máxima diaria de petróleo de 1,5 toneladas. En julio de 2004, el área de prueba comenzó a surtir efecto y la inyección de gas. comenzó en marzo de 2005. Después de medidas de ajuste como la inyección de gas pulsado y la apertura entre pozos, la producción diaria promedio de petróleo de un solo pozo fue de 0,8 t después de 5 años de producción, y la intensidad de producción de petróleo fue de 0,08 t/d·m.