CN206917640U - 海上油田水平井自动控水稳油系统 - Google Patents
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Abstract
本实用新型提供了一种海上油田水平井自动控水稳油系统,包括:完井管柱,包括直井段与水平段;中心管,包括连结管节及至少两个自动控水管节;悬挂封隔器;至少两个管内封隔器,至少两个所述管内封隔器将所述环形空间分隔成多个腔室;及多个自动控水阀,每个所述腔室通过所述自动控水阀连通所述中心管的内腔。这样,储层中的油水混合液经套管或筛管进入对应的腔室中,并通过自动控水阀进入中心管中,自动控水阀能够根据地层不同区段储层的含水率变化对油水混合液的流量连续实时调节,使得地层中不同区段的油水混合液进行分段控制,实现水平井井下地层各段含水多少进行自动实时控制,增强了控水有效性。
Description
技术领域
本实用新型涉及海上油田水平井完井或二次完井技术领域,特别是涉及一种海上油田水平井自动控水稳油系统。
背景技术
随着石油勘探开发技术的发展,采用水平井技术开发海上油气田,已经成为提高油田采收率和单井产量、开采剩余油、降低吨油成本的一项有效技术手段。水平井增大了井筒与油藏的接触面积,与常规直井相比,能更好地开发薄油层或垂向渗透率较大的油藏。随着水平井技术的不断进步,水平井的井数大幅度增加,水平井在开采油气资源中的作用日趋重要。水平井的产能取决于油藏情况、水平井段长度和完井方式。长期的研究和实践发现,对于存在渗透性差异的产层,或存在底、边水的储层,不恰当的完井方式和开采强度,易造成水平井筒过早的遭遇底、边水的锥进,导致水平井高含水,原油产量大幅度下降,影响最终采收率。而目前国内海上油田水平井多数已进入中高含水期,水平井生产见水后产量迅速下降。有些油田的大部分水平井开采不久甚至刚投产就见水,使水平井的采油效益受到严重影响。水平井由于井眼轨迹的特殊性,一旦出水很难控制。水平井高含水,原油产量递减快,找水、堵水困难,已成为影响水平井长期稳产的关键问题。因此,各油田都迫切需要一种有效控制水平井出水,增加原油产量,延长水平井寿命的控水技术。
目前,应用在海上油田的水平井控水技术主要有三种:一、分段变密度筛管控水技术:该技术根据油藏渗透率的变化,改变水平段每段筛管的孔密,利用不同的孔密来调节节流,调整井底压力剖面,对于均质油藏,减小跟端孔密,增大压差损失;增大趾端孔密,减小压差损失,以达到均衡生产压差,降低底水锥进速度的目的。但是,分段变密度筛管控水技术需事先根据油藏渗透率的变化,预先设计不同的水平段每段的筛管孔密。二、中心管控水技术:该技术的原理是在筛管、衬管或射孔完井的基础上,在水平段下挂一段小直径油管,伸入水平井段一定长度,并用封隔器封闭小油管和套管之间的环形空间,改变水平井跟端的液体流向,使压力剖面和井筒流入剖面变得平缓。三、ICD控水技术:ICD(Inflow ControlDevice)是一种均衡流动控制装置,平衡水平段沿程压力损失,获得油藏沿水平井井筒的近似均匀流入剖面。但是,ICD控水技术需事先根据油藏地质特性预先设设计ICD控水阀的数量,以达到产业剖面均衡的作用。
但是,目前水平井采用的这些控水技术都还停留在非智能状态,无法根据井下各段含水多少进行自动和实时调节,均是先期收集油藏地质数据,进行数据分析后设计产品或工具参数,期望下井后能达到产液剖面均衡,从而减少水的锥进。实质上,目前的水平井控水技术,只能定量限制井下混合流体的流入,并不控水,而且,实际应用中,井下状态是不停变化的,采用这些控水技术一旦管柱入井,参数无法调整或更改,根本达不到控水的效果,进而增加能耗,增加开采成本,降低油井寿命。
实用新型内容
基于此,有必要针对目前水平井无法根据井下各段含水多少进行自动和实时调节导致的控水效果差的问题,提供一种能够对水平井井下地层各段含水多少进行自动实时调节、增强控水效果的海上油田水平井自动控水稳油系统。
上述目的通过下述技术方案实现:
一种海上油田水平井自动控水稳油系统,包括:
完井管柱,包括直井段与所述直井段连接的水平段,所述水平段设置于地层中,并通过所述直井段与外界环境连通;
中心管,设置于所述完井管柱中,且所述中心管与所述完井管柱围设成环形空间;所述中心管包括连结管节及多个自动控水管节,部分所述连结管节位于所述直井段中,并伸入所述水平段中,多个所述自动控水管节顺次连接,并与所述连结管节连接位于所述水平段中;每个所述自动控水管节上均设置安装孔,所述安装孔连通所述环形空间与所述中心管的内腔;
悬挂封隔器,设置于所述连结管节位于所述直井段的一端,且所述悬挂封隔器还与所述完井管柱的内壁挂接;
至少两个管内封隔器,设置于所述环形空间中,并将所述环形空间分隔成多个腔室,多个所述自动控水管节分别位于所述悬挂封隔器与相邻的所述管内封隔器之间、相邻的所述管内封隔器之间及所述管内封隔器与所述完井管柱的末端之间;及
多个自动控水阀,分别安装于多个所述自动控水管节的所述安装孔中,每个所述腔室通过所述自动控水阀连通所述中心管的内腔。
在其中一个实施例中,所述完井管柱的外径尺寸为所述中心管的内径尺寸的1.5倍~2.2倍。
在其中一个实施例中,所述完井管柱的外径为139.7mm时,所述中心管的内径为62mm。
在其中一个实施例中,临近所述悬挂封隔器的所述管内封隔器位于所述水平段的中间点。
在其中一个实施例中,临近所述悬挂封隔器的所述自动控水阀与相邻的所述管内封隔器之间的距离小于等于10m。
在其中一个实施例中,所述完井管柱为套管,所述套管上设置多段射孔部,所述射孔部上有多个射孔,所述射孔连通所述完井管柱的外侧与内侧;
多个所述腔室对应多段所述射孔部分别设置。
在其中一个实施例中,所述完井管柱的水平段为筛管,所述筛管上的筛孔连通所述筛管的外侧与内侧。
在其中一个实施例中,所述海上油田水平井自动控水稳油系统还包括多个管外封隔器,多个所述管外封隔器设置于所述地层与所述完井管柱之间,并将所述地层分隔成多段储层,多个所述腔室分别对应多段所述储层。
在其中一个实施例中,多个所述管内封隔器的位置与多个所述管外封隔器的位置一一对应。
在其中一个实施例中,所述管外封隔器为液体封隔器,所述液体封隔器挤注于所述完井管柱与所述地层之间后,所述液体封隔器凝固后,以分隔所述地层。采用上述技术方案后,本实用新型的有益效果为:
本实用新型的海上油田水平井自动控水稳油系统,完井管柱安装于水平段地层中,完井管柱的外侧为储层,完井管柱的内腔能够与储层相连通,管内封隔器将完井管柱与中心管围设成的环形空间分割成多个腔室,每个腔室通过自动控水阀与中心管的内腔连通,每个腔室还分别与储层连通。这样,储层中的油水混合液经完井管柱进入对应的腔室中,并通过自动控水阀进入中心管中,自动控水阀能够根据流入的油水混合液的粘度调整开度进行自动控水,实现根据地层不同区段储层的含水率变化对油水混合液的流量连续实时调节,对地层中不同区段的油水混合液进行分段控制,使含水率低的油水混合液容易进入中心管,限制含水率高的油水混合液进入中心管的量,有效的解决目前水平井无法根据井下各段含水多少进行自动和实时调节导致的控水效果差的问题,实现水平井井下地层各段含水多少进行自动实时控制,进而实现油水混合液的流量连续实时调节,增强了控水有效性,延长控水有效期,进而在保证水平井原油产量稳定、延长油井寿命、提高采收率的同时,大幅减少油井的产水量,节省能耗,节约成本。
附图说明
图1为本实用新型一实施例的海上油田水平井自动控水稳油系统的结构示意图;
图2为本实用新型另一实施例的海上油田水平井自动控水稳油系统的结构示意图;
图3为本实用新型再一实施例的海上油田水平井自动控水稳油系统的结构示意图;
其中:
100-海上油田水平井自动控水稳油系统;
110-完井管柱;
120-中心管;
121-连结管节;
122-自动控水管节;
130-悬挂封隔器;
140-管内封隔器;
150-自动控水阀;
160-管外封隔器;
170-引鞋;
200-地层。
具体实施方式
为了使本实用新型的目的、技术方案及优点更加清楚明白,以下通过实施例,并结合附图,对本实用新型的海上油田水平井自动控水稳油系统进行进一步详细说明。应当理解,此处所描述的具体实施例仅用以解释本实用新型,并不用于限定本实用新型。
参见图1至图3,图1为本实用新型一实施例的海上油田水平井自动控水稳油系统100的结构示意图,图2为本实用新型另一实施例的海上油田水平井自动控水稳油系统100的结构示意图,图3为本实用新型再一实施例的海上油田水平井自动控水稳油系统100的结构示意图。本实用新型提供了一种海上油田水平井自动控水稳油系统100,该海上油田水平井自动控水稳油系统100用于水平井中,能够随着井下各段油水混合液含水率的多少进行自动实时调节,限制高含水率的油水混合液的进入,增强了控水有效性,延长控水有效期,进而在保证水平井原油产量稳定、延长油井寿命、提高采收率的同时,大幅减少油井的产水量,节省能耗,节约成本。
在本实用新型中,海上油田水平井自动控水稳油系统100包括完井管柱110、中心管120、悬挂封隔器130、至少两个管内封隔器140及多个自动控水阀150。完井管柱110安装于地层200中,并且,完井管柱110的周围为地层200的储层,储层中具有具有油水混合液。中心管120设置于完井管柱110中,且中心管120与完井管柱110围设成环形空间。而且,悬挂封隔器130设置于中心管120位于直井段的一端,且悬挂封隔器130还与完井管柱110的内壁挂接。中心管120通过悬挂封隔器130悬挂固定在完井管柱110的内壁上,悬挂封隔器130能够使得环形空间在悬挂封隔器130处密封。由于完井管柱110能够连通储层,油水混合液能够进入到环形空间中,悬挂封隔器130能够阻挡油水混合液流出,保证采油系统的正常工作。
完井管柱110包括直井段与直井段连接的水平段,水平段设置于地层200中,并通过直井段与外界环境连通。水平段能够伸入到水平井中,便于采油。中心管120包括连结管节121及多个自动控水管节122,部分连结管节121位于直井段中,并伸入水平段中,多个自动控水管节122顺次连接,并与连结管节121连接位于水平段中。而且,悬挂封隔器130设置于连结管节121位于直井段的一端。自动控水管节122的数量据水平井的长度、产液量等因素确定。至少两个管内封隔器140设置于环形空间中,并将环形空间分隔成多个腔室。多个自动控水关节112分别位于悬挂封隔器130与相邻的管内封隔器140之间、相邻的两个管内封隔器140之间以及管内封隔器130与完井管柱110的末端之间。也就是说,每个腔室中都具有自动控水管节122。而且,相邻的两个管内封隔器140之间设置至少一个自动控水管节122。每个自动控水管节122上均设置安装孔,安装孔连通环形空间与中心管120的内腔。多个自动控水阀150分别安装于自动控水管节122的安装孔中,每个腔室通过自动控水阀150连通中心管120的内腔。较佳地,中心管120的末端即自动控水管节122远离连结管节121的一端设置有引鞋170,引鞋170能够便于中心管120安装到完井管柱110中。
在本实施例中,管内封隔器140的数量为两个,两个管内封隔器140沿水平段依次设置,并将环形空间分隔成三个空间,其中一个空间为悬挂分割器130与邻近管内封隔器140与中心管120及完井管柱110围设成的空间,另一空间为相邻的两个管内封隔器140与中心管120及完井管柱110围设成的空间,再一空间为远离悬挂封隔器130的管内封隔器140与完井管柱110末端即水平段末端围设成的空间。每个空间的中心管120均存在具有自动控水阀150的自动控水管节122。较佳地,相邻的管内封隔器140之间存在至少两个自动控水管节122;当然,相邻的两个管内封隔器140之间的自动控水管节122的数量可以为一个,也可以为三个、四个甚至更多。当然,在本实用新型的其他实施方式中,管内封隔器140的数量还可为三个、四个甚至更多,管内封隔器140的数量据水平井的长度、产液量等因素确定,相应的,自动控水管节122的数量以及自动控水阀150的数量还应与管内封隔器140的数量相适配。
多个管内封隔器140能够将环形空间分割成彼此不连通的腔室,该腔室通过完井管柱110与地层200的储层连通,该腔室还通过安装孔与中心管120的内腔连通。而且,自动控水阀150能够起到控水的作用,自动控水阀150设置在安装孔中后,腔室通过自动控水阀150与中心管120的内腔连通。储层中的油水混合液经完井管柱110进入到腔室中,并经自动控水阀150进入到中心管120中。自动控水阀150能够根据流入油水混合液的粘度调整开度,当油水混合液的含水率高、粘度小时,自动控水阀150的开度变小,进入的油水混合液流量变小,当油水混合液的含水率低、粘度大时,自动控水阀150的开度变大,进入的油水混合液流量变大。由于油藏的面积较大,利用自动控水阀150的特性,可以实现对地层200的储层进行分段控制,使含水率低的储层的油水混合液容易进入中心管120,限制含水率高的储层的油水混合液进入中心管120的流量。
本实用新型的海上油田水平井自动控水稳油系统100采用对中心管120分段并通过管内封隔器140进行分隔,实现依据地层200不同区段的储层中油水混合液的含水率变化自动进行油水混合液的流量连续实时调节,有效的解决目前水平井无法根据井下各段含水多少进行自动和实时调节导致的控水效果差的问题,增强控水有效性,延长控水有效期,进而在保证水平井原油产量稳定、延长油井寿命、提高采收率的同时,大幅减少油井的产水量,节省能耗,节约成本。
在此需要说明的是:本实用新型中所涉及的自动控水阀150可采用PCT国际专利申请WO2008/004875A1公开的一种流动控制阀,该控制阀的控水原理:依据伯努利方程流体动态压力与局部压力损失之和恒定的理论,通过流经装置的不同流体粘度的变化控制装置内碟片的开度。当相对粘度较高的油水混合液流经阀体时,开度较大;当相对粘度较低的水或气流经阀体时,碟片因粘度变化引起的压降自动调小开度,从而到达控水、增油的目的。
作为一种可实施方式,完井管柱110的外径尺寸为中心管120的内径尺寸的1.5倍~2.2倍。这样能够增强控水的有效性,保证腔室中油水混合液的量,又能保证中心管120中的油量,提高采油效率。例如,完井管柱110的外径为139.7mm时,中心管120的内径可以优选62mm。中心管控水技术的原理为在筛管、衬管或射孔完井的基础上,在水平段下挂一个小直径中心油管,伸入水平完井段一定长度,并用封隔器封闭中心油管和套管之间的环形空间,改变水平井根端的液体流向,使压力剖面和井筒流入剖面,变得平缓。中心管控水技术事先根据油藏地质特性设计中心管直径和伸入水平段的长度,在实际应用中,中心管入液口在水平段中间位置时的累采油量高于其它位置,因此入液口设计位于水平段中间位置。当然,完井管柱110与中心管120还可为其他尺寸的结构,只要完井管柱110与中心管120之间满足上述关系即可。进一步地,临近悬挂封隔器130的管内封隔器140位于水平段的中间点。也就是说,至少两个管内封隔器140沿水平段顺次设置时,第一个管内封隔器位于水平段的中间点。这样能够保证环形空间分隔的有效性,保证各个腔室中油水混合液的量相差不大,保证各段的采油量。再进一步地,临近悬挂封隔器130的自动控水阀150与相邻的管内封隔器140之间的距离小于等于10m。也就是说,至少两个管内封隔器140沿水平段顺次设置时,第一个管内封隔器与第一管内封隔器前端的自动控水管节122上的自动控水阀150之间的距离小于等于10m。这样能够便于油水混合液经自动控水阀150进入到中心管120中。
参见图1,在本实用新型的一实施例中,完井管柱110为套管,套管上设置多段射孔部,射孔部上有多个射孔,射孔连通完井管柱110的外侧与内侧。多个腔室对应多段射孔部分别设置。悬挂封隔器130坐封于完井管柱110的直井段,多个管内封隔器140分别坐封于具有射孔部的套管的内壁与中心管120之间,分隔中心管120的连结管节121与自动控水管节122,起分段隔离作用。管内封隔器140之间连接多个自动控水阀150,发挥自动控水阀150的控水特性分段自动控水稳油。
较佳地,自动控水管节122的数量为四个,相应的,管内封隔器140的数量为两个,自动控水阀150的数量为四个。两个管内封隔器140沿水平段从左向右依次设置,两个自动控水管节122顺次连接并位于两个管内封隔器150之间,另一个自动控水管节122的一端与连结管节121连接,并位于悬挂封隔器130与管内封隔器140之间,再一自动控水管节122的一端安装引鞋170,并位于管内封隔器140与水平段的末端之间。也就是说,其中两个自动控水管节122位于两个管内封隔器140之间,另两个自动控水管节122分别位于两个管内封隔器140的两侧。每个自动控水管节122均开设安装孔,自动控水阀150分别安装到安装孔中。水平段自左向右采用中心管控水技术,当套管的外径为139.7mm,中心管120的内径为62mm,第一个管内封隔器140即临近悬挂封隔器130的管内封隔器140位于水平段的中间点,临近悬挂封隔器130的自动控水阀150须安装在靠近第一个管内封隔器140的位置,且距离不超过10m。
参见图2,在本实用新型的另一实施例中,完井管柱110的水平段为筛管,完井管柱110的直井段为套管,筛管上的筛孔连通筛管的外侧与内侧,套管与筛管连接。海上油田水平井自动控水稳油系统100还包括多个管外封隔器160,多个管外封隔器160设置于地层200与完井管柱110之间,并将地层200分隔成多段储层,多个腔室分别对应多段储层。对于筛管完成水平井,筛管与地层200之间存在间隙,为了实现水平段内外的分隔,将多个管外封隔器160设置在储层中,以将筛管与地层200之间分隔。多个管内封隔器140分别坐封于筛管的内壁与中心管120之间,分隔中心管120的连结管节121与自动控水管节122,起分段隔离作用。进一步地,多个管内封隔器140的位置与多个管外封隔器160的位置一一对应。这样能够保证筛管外侧的空间与筛管内部的腔室一一对应,便于水平井的分管控制、分段控水。管外封隔器160设置在与管内封隔器140对应的位置上,形成管内、管外组合封隔,实现全面的封隔。管内封隔器140之间连接多个自动控水阀150,发挥自动控水阀150的控水特性分段自动控水稳油。较佳地,管外封隔器160为液体封隔器,液体封隔器挤注于完井管柱110与地层200之间后,液体封隔器凝固,以分隔地层200。采用液体化学剂作为液体封隔器挤注到筛管与地层200之间,候凝后形成较高强度的液体封隔器,分隔水平段。
较佳地,自动控水管节122的数量为四个,相应的,管内封隔器140的数量为两个,管外封隔器160的数量也为两个,自动控水阀150的数量为四个。两个管内封隔器140沿水平段从左向右依次设置,并位于两个管内封隔器150之间,另一个自动控水管节122的一端与连结管节121连接,并位于悬挂封隔器130与管内封隔器140之间,再一自动控水管节122的一端安装引鞋170,并位于管内封隔器140与水平段的末端之间。也就是说,其中两个自动控水管节122位于两个管内封隔器140之间,另两个自动控水管节122分别位于两个管内封隔器140的两侧。每个自动控水管节122均开设安装孔,自动控水阀150分别安装到安装孔中。水平段自左向右采用中心管控水技术,当筛管的外径为139.7mm,中心管120的内径为62mm,第一个管内封隔器140即连结管节121与自动控水管节122之间的管内封隔器140位于水平段的中间位置,相应的,第一个管外封隔器160即临近悬挂封隔器130的管内封隔器140位于水平段的中间点,临近悬挂封隔器130的自动控水阀150须安装在靠近第一个管内封隔器140的位置,且距离不超过10m。
参见图3,在本实用新型的再一实施例中,对于生产时间较长的筛管完成水平井而言,其结构设置基本与本实用新型另一实施例中的设置结构相同,只是筛管与地层200之间的间隙已经被地层200岩砂填充,无需再在地层200与筛管之间设置管外封隔器160。
以上所述实施例仅表达了本实用新型的几种实施方式,其描述较为具体和详细,但并不能因此而理解为对本实用新型专利范围的限制。应当指出的是,对于本领域的普通技术人员来说,在不脱离本实用新型构思的前提下,还可以做出若干变形和改进,这些都属于本实用新型的保护范围。因此,本实用新型专利的保护范围应以所附权利要求为准。
Claims (10)
1.一种海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,包括:
完井管柱,包括直井段与所述直井段连接的水平段,所述水平段设置于地层中,并通过所述直井段与外界环境连通;
中心管,设置于所述完井管柱中,且所述中心管与所述完井管柱围设成环形空间;所述中心管包括连结管节及多个自动控水管节,部分所述连结管节位于所述直井段中,并伸入所述水平段中,多个所述自动控水管节顺次连接,并与所述连结管节连接位于所述水平段中;每个所述自动控水管节上均设置安装孔,所述安装孔连通所述环形空间与所述中心管的内腔;
悬挂封隔器,设置于所述连结管节位于所述直井段的一端,且所述悬挂封隔器还与所述完井管柱的内壁挂接;
至少两个管内封隔器,设置于所述环形空间中,并将所述环形空间分隔成多个腔室,多个所述自动控水管节分别位于所述悬挂封隔器与相邻的所述管内封隔器之间、相邻的所述管内封隔器之间及所述管内封隔器与所述完井管柱的末端之间;及
多个自动控水阀,分别安装于多个所述自动控水管节的所述安装孔中,每个所述腔室通过所述自动控水阀连通所述中心管的内腔。
2.根据权利要求1所述的海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,所述完井管柱的外径尺寸为所述中心管的内径尺寸的1.5倍~2.2倍。
3.根据权利要求1所述的海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,所述完井管柱的外径为139.7mm时,所述中心管的内径为62mm。
4.根据权利要求1所述的海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,临近所述悬挂封隔器的所述管内封隔器位于所述水平段的中间点。
5.根据权利要求1所述的海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,临近所述悬挂封隔器的所述自动控水阀与相邻的所述管内封隔器之间的距离小于等于10m。
6.根据权利要求1至5任一项所述的海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,所述完井管柱为套管,所述套管上设置多段射孔部,所述射孔部上有多个射孔,所述射孔连通所述完井管柱的外侧与内侧;
多个所述腔室对应多段所述射孔部分别设置。
7.根据权利要求1至5任一项所述的海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,所述完井管柱的水平段为筛管,所述筛管上的筛孔连通所述筛管的外侧与内侧。
8.根据权利要求7所述的海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,所述海上油田水平井自动控水稳油系统还包括多个管外封隔器,多个所述管外封隔器设置于所述地层与所述完井管柱之间,并将所述地层分隔成多段储层,多个所述腔室分别对应多段所述储层。
9.根据权利要求8所述的海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,多个所述管内封隔器的位置与多个所述管外封隔器的位置一一对应。
10.根据权利要求8所述的海上油田水平井自动控水稳油系统,其特征在于,所述管外封隔器为液体封隔器,所述液体封隔器挤注于所述完井管柱与所述地层之间后,所述液体封隔器凝固后,以分隔所述地层。
Priority Applications (1)
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