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1 斯 伦 贝 谢 油田新 技术 2007 年冬季刊 智能完井 一体化资产模拟 人工举升 资产优化

2 08-OR-001-C

3 沙特阿美石油公司的智能油田项目 : 从概念到实施 信息技术在当今所有新技术中占据着关键地位 同样, 信息技术对于解决油气行业所面临的问题也至关重要 作为油气行业的一家大公司和技术先驱, 沙特阿美石油公司在推进高新技术的开发和应用方面有一套既定战略, 由其智能油田 (I-Field) 项目便可见一斑 该项目的主要目标是通过及时掌握生产状况 提早进行高效井下作业 全油田优化 降低作业成本, 以及通过远程监控与报警强化安全措施等来提高油气采收率 为了实现以上目标, 沙特阿美石油公司采取的第一个步骤是将 智能油田 概念推广至其所有作业中 到 2012 年, 所有新老油田都将部署永久性井下和地面传感器, 以便实时监测油藏动态 这样可以及早发现可能影响采收率的任何油藏动态变化, 及时高效地采取相应的补救措施 沙特阿美的智能油田开发框架主要有四个层面 : 监控 一体化 优化和创新 监控层面连续监测与生产和注入相关的信息, 并应用数据管理工具和处理程序来保证数据的有效性 一体化层面不间断地对实时数据进行查询, 以检测储层动态趋势以及异常情况 优化层面对全油田优化动态进行系统管理并提出油田管理方面的建议 创新层面是一个知识管理流程, 存储整个油田寿命周期中优化进程的事件及相应措施相关的信息 实时数据与油田动态历史数据相结合, 用于优化油井动态 进行实时决策, 同时确保最大限度提高采收率 当今, 油气井结构都比较复杂 ( 多分支井 ), 安装地面控制的井下安全阀的频率不断增加, 因此, 监控来自各分支井的流体对井的动态及长期开采来说至关重要 油气井的复杂程度及对油气产量的大量需求决定了必须对油气井进行密切监测并能快速做出反应 Qatif Haradh-III 和 Abu Hadriya-Fadhili-Khursaniyah 等新油田便是一些最好的范例, 从早期开发阶段起, 这些油田便是智能油田项目的一部分 通过及早采取 措施来优化生产和延迟水淹时间,Qatif Hawtah 及 Haradh-III 油田已经从智能油田项目获益匪浅 在 Haradh-III 项目中,32 口井采用了最大油藏接触面积 (MRC) 技术, 采用井下控制安全阀进行智能完井以防 止过早水淹, 智能油田概念则允许实时获得关键的地下和地面数据 ( 请参见 智能完井 - 一种油气井自动管理形式, 第 4 页 ) 这些因素使得油田管理可以达到更高的优化水平, 从而提高扫油效率和采收率, 使采收率大大超过以前的水平 智能油田项目及所有相关智能技术其效益的核心就是对资本和作业成本的积极影响 就资本投入而言, 通过提早进行高效井下作业来提高油气井的长期动态, 可减少为维持油田高产稳产所需钻井的数量, 从而降低钻井成本 实时数据也可减少不必要的井下作业次数, 从而降低作业成本, 提高安全性 通过其智能油田战略项目, 沙特阿美石油公司正在充分利用新技术来提高采收率及其油气藏的扫油效率 公司正在为到 2012 年全面实现智能油田的远大目标而努力! Khaled O. Al-Subai 沙特阿美石油公司北部地区油藏管理部经理沙特阿拉伯宰赫兰 Khaled O. Al-Subai 在沙特阿美石油公司工作了 22 年, 在石油工程领域有着丰富的工作经验, 既担任过技术职务也担任过管理职务 2007 年, 他在沙特阿拉伯宰赫兰担任北部地区油藏管理部经理 此前, 他负责沙特阿美年末储量数据的发布工作, 同时还负责 ( 主要为上游部门 ) 制定长期规划, 以及公司的石油和天然气项目发布等 Khaled 在宰赫兰的法赫德国王石油矿业大学获得石油工程学士和硕士学位 1

4 斯伦贝谢 油田 新 技术 油田新技术 中文版 执行总编 杨春胜 油田服务 斯伦贝谢中国公司 翻译 北京创思商务服务有限公司 设计制作 / 印刷 世纪卓英图文设计制作中心 顾问委员会委员 曾维忠 油田服务 斯伦贝谢中国公司 金树茂 油田服务 斯伦贝谢中国公司 吴洪波 油田服务 斯伦贝谢中国公司 Tee Chew Poh 信息解决方案 斯伦贝谢中国公司 Gwenola Boyault 电缆测井 斯伦贝谢中国公司 李春龙 人工举升 斯伦贝谢中国公司 Tri Utomo 钻井与测量 斯伦贝谢中国公司 4 智能完井 一种油气井自动管理形式 在过去的十年里 油气井远程监测和控制技术 的可靠性得到了显著提高 曾被作业公司视为难度 较大的钻机修井作业措施的一种替代方案的智能完 井技术 如今已经发展成为一种成熟的 功能强大 的油藏管理工具 本文通过墨西哥湾 北海 中东 以及非洲等地区的一些实例 说明了如何利用智能 井技术实现提高采收率 加速生产和降低产水量等 目的 本文还介绍了智能井技术的发展过程 并解 释了智能完井的数目预计在未来五年里实现五倍增 长的原因 18 从储层到加工厂的生产优化 新的工作流技术能够通过一体化资产模拟完成 整个系统范围内的工作任务 从而改变了油气田资 产的优化管理方式 新的工作流不仅能够带来更好 的经济效益 而且还正在使应用该技术的组织结构 发生着变化 本文通过一些具体实例对该项新技术 的成功应用进行了介绍 包括使墨西哥和印度的一 些处于产量递减阶段的老油田重新恢复活力 以及 提高北海地区一些新油气田开发效率的实例 周 玮 油井服务 斯伦贝谢中国公司 Brett Rimmer 油田服务 斯伦贝谢中国公司 Robert Kroener 数据解释与咨询服务 斯伦贝谢中国公司 Lee Guan Ling 西方奇科地震服务 斯伦贝谢中国公司 油田新 技术 是斯伦贝谢公司 出版的季刊 该刊向油田专业人 员介绍石油勘探与开发中的技术 进步 斯伦贝谢公司将该刊分发 给其雇员和客户 只列有地址的作者是斯伦贝谢公 司或分公司的雇员 Schlumberger 版 权所有 未经事先书面 许可 本出版物的任何 部分都不得以任何的形 式或手段 如电子 机 械 照相 录制等进行复 制 资料检索或传送 英文版编辑部 Oilfield Review 5599 San Felipe Houston, Texas USA 电话: (1) 传真: (1) 电子邮件: editoroilfieldreview@slb.com

5 2007 年冬季刊 19 卷 第4期 油田新技术 英文版 执行总编 Mark A. Andersen 30 电潜泵在智能人工举升中的应用 由于安装有电潜泵的油井已经安装了井下电缆 和保护器 这些井非常适合采用智能完井技术 目 前 越来越多的作业者开始在采用人工举升的新老 油气田中应用实时远程监控技术 本文就这一发展 趋势以及实时监控技术在这些油气田中的应用方式 进行了介绍 顾问编辑 Lisa Stewart 编辑 Matt Varhaug Rick von Flatern Vladislav Glyanchenko Tony Smithson 特约编辑 Rana Rottenberg Judy Jones David Allan 设计 / 制作 Herring Design Steve Freeman 插图 Tom McNeff Mike Messinger George Stewart 34 一体化资产管理系统方法 amps 在引入先进的新型管理系统 本文阐述了资产管理 小组是如何利用这些系统来更加快速 准确地进行 决策 进而实现公司目标的 C 井下与地面传感器以及其它仪器仪表设备在改 善油藏动态方面起着重要的作用 为了促进公司内 部生产数据和动态信息的快速交换 上游作业者正 顾问委员会委员 Abdulla I. AI-Kubaisy 沙特国家石油公司 沙特阿拉伯 Ras Tanura Dilip M. Kale ONGC 能源中心 印度新德里 Roland Hamp Woodside 能源有限公司 澳大利亚珀斯 George King Rimrock 能源公司 美国科罗拉多州丹佛 49 本期作者简介 52 油田新技术 第 19 卷索引 Eteng A. Salam 印尼国家石油公司 印度尼西亚雅加达 封三 油田新技术 下期内容介绍 Richard Woodhouse 独立咨询专家 英格兰萨里 油田新技术 英文版 可从下列地址征订 Oilfield Review Services Barbour Square, High Street Tattenhall, Chester CH3 9RF England 电话: (44) 传真: (44) 电子邮件: orservices@t-e-s.co.uk 中文版 油田新技术 译自斯伦贝谢的英文季刊 Oilfield Review 客户可从 斯伦贝谢中国公司得到 地址 北京市机场路丽都广场商务楼 6 层 邮编 电话 (86) 传真 (86) 电子邮件 yangcs@beijing.oilfield.slb.com 3

6 智能完井 - 一种油气井自动管理形式 能够实现远程监测和控制的智能完井技术最初只是作为那些要求投入较高或技术上有难度的修井作业的替代方案, 如今这一技术已经发展成为一种功能强大的油藏管理工具 今天, 无论是智能井还是进行自动化管理的油田, 其目的都是为了提高可采储量和产量 尽管初期智能井技术在整个行业内的推广进程比较缓慢, 但随着该技术可靠性的不断增强, 智能井的数量在未来五年里有望实现五倍的增长 Stephen Dyer 沙特阿拉伯宰赫兰 Yasser El-Khazindar Angel Reyes 美国得克萨斯州 Rosharon Michael Huber 奥地利 Baden Ian Raw 挪威斯塔万格 David Reed 苏格兰阿伯丁 在编写本文过程中得到以下人员的帮助, 谨表谢意 : 尼日利亚拉各斯的 Marco Pellicer 和 Michael Steelman; 美国马萨诸塞州坎布里奇的 T.S. Ramakrishnan;Rosharon 的 Emmanuel Rioufol 和 Adam Vasper, 以及斯塔万格的 Mikhail Zakharov DECIDE!,ECLIPSE 100,FloWatcher,Intellitite,InterACT, MultiPort,PhaseTester,PIPESIM,PressureWatch, QUANTUM,USI( 超声波成像仪 ) 和 WellNet 等是斯伦贝谢公司的商标 1. Gao C,Rajeswaran T 和 Nakagawa E: A Literature Review on Smart Well Technology,SPE , 发表在 SPE 生产与作业研讨会上, 美国俄克拉何马州俄克拉何马城,2007 年 3 月 31 日 -4 月 3 日 随着石油工业上游领域不断成功实现对已开采储量的接替, 关于全球石油产量即将开始下降的种种预测被一次次地证明是不准确的 在这些新增储量中, 很大一部分来自于技术创新 一些专家认为, 在近期实现突破的 能够增加可采储量的技术中, 智能完井 ( 可以在不实施修井作业的情况下在井底对产层进行监测和控制 ) 可能是最重要的一项技术 正如那些认为全球石油资源正在逐步耗尽的人士所指出的那样, 除了在深水和超深水以及其他偏远地区还可能发现一些相当规模的油气储量之外, 与过去相比, 新发现油藏的规模往往较小, 而且更难以开采 因此, 石油工业的原油采收率 ( 指的是在原始地质储量中, 在经济上和技术上可行, 能够被开采到地面的那部分储量 ) 总是徘徊在 [1] 35% 左右 最新的钻井和完井技术实现了储层接触面积的最大化和井眼的精确布置, 而智能井技术通过将上述两项技术相结合以及通过对油藏进行实时监测和控制, 能够显著地提高储层采收率和原油产量 本文对智能完井的增效实例进行了探讨, 重点叙述了智能井从当初作为钻机修井作业的一项替代技术, 发展成为目前包括油藏优化管理在内的成熟技术的演变过程 通过墨西哥湾 北海 沙特阿拉伯及非洲地区的一些实例研究, 说明了如何利用智能井技术来以更低的成本提高采收率, 探寻获得新油气发现的潜力及大幅降低产水量 另外, 由于实时监测和控制技术在效益更高的注水井和气举井中得到了应用, 本文还对智能完井技术在这一扩展领域的应用进行了分析 从无钻机修井作业到油藏管理智能井的核心是地面驱动的井底阀 ( 能够对来自各个储层或分支井的流量进行控制 ) 以及永置式井底温度和压力传感器 从概念上来讲, 这些井底阀是从传统的由电缆和连续油管驱动的流动控制阀演化而来, 利用工作筒实施作业, 工作筒的内轮廓与转位工具的外轮廓相匹配 4 油田新技术

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8 在井筒内各个系列的阀中 每个阀 都有其独特的形状 这样转位工具就 可以通过其他阀而只着陆于某一特定 的阀 电缆作业人员可以通过改变转 位工具的形状来选择打开或关闭某个 特定的阀门 左图 在井口易于进入的情况下 利用滑 套从单个井筒进入多个产层实施作业是 一个相对简单 低风险 低成本的方法 但是在 20 世纪 90 年代 随着水下完井 及大位移完井数量的激增 传统的电缆 方法在经济和技术层面上都出现了问 题 要在深水环境中实施常规的修井作 业需要有动态定位的深水辅助船作为工 作平台 但这些船只的成本过高 而且 将电缆或连续油管从位于海底的井口 ጎᆶഛ ڦ ༫ཤ ᅂუ๕ றဦ 可能位于海面以下数千英尺处 下入 井筒的程序也太过复杂 其风险要远远 高于常规的从干式采油树顶部进入的方 法 同样 利用连续油管或钢丝沿着一 个大斜度井筒去操作一个距井口数千米 的控制阀也面临着很大的风险 以在地面驱动的液压或电力控制作 业取代机械修井作业可以有效地解决上 述难题 但是为了使这一方案能够实现 其目标 即通过预先采取措施避免实施 修井作业 控制阀应具有很高的可靠 性及很长的预期使用寿命 其维护频率 应以年计 遗憾的是 1998年的首个远程驱动 阀雏形在应用四个月后发生了故障 但 该项目却向水下开采界证明了建立远程 驱动阀系统的可行性及其所具有的巨大 潜在价值[2] 受此成果的鼓舞 制造商 们开始生产出越来越可靠的设备 例 如 斯伦贝谢公司的第二代远程驱动阀 的可靠率已经达到了 97% 今天 从仅 具备简单的开关功能的驱动阀到由液压 驱动 电动控制 可无限设置变量的节 流阀 井底流动驱动阀已形成多个种类 下图 利用上述革新技术 工程人员 能够设计出在一定的流动截面范围内 ۉ ऐ ཚრ ۉ ጱ ୟ უ ऐ ۯدۉ ጎዃ ༫ > 由电缆和连续油管驱动的流动控制阀 这些装 置在平衡封隔地层与油管柱之间的压力 实施现 场酸化处理和在选择性完井中引导流体从套管流 入油管等应用中 使用装有汽门的内套筒 内套 筒的坐放短节可以配置成独特的形状 以便可以 利用标准电缆和连续油管传送的转位工具来选择 性地打开或关闭各个套筒 滑套是油管柱的一部 分 ۉ ᇸࠃᆌ ব ԍ ༫ ਏ ۉ મཀྵ ব ມՅ د ໃ ڑ ཀྵ > 可用油管或电缆回收的流动控制阀 与以前的智能流动控制阀不同 这些控制阀并不需要利用电缆 或连续油管作业来关闭 打开或不断调整流动面积 而是通过一个液压式毛细管 左 对其进行远程 驱动 或在电气系统中通过向机电驱动器发送一个电信号来实施控制 右 图中的两种控制阀都可 以用油管回收 6 油田新技术

9 > 改进后的接头 以前 大多数的监测系统故障都是由于流体通过电缆接头 通常通过压力计电缆头 进入组件引起的 图中显示的斯伦贝谢 Intellitite 干 式电偶连接器可以降低此类事故发生的可能性 该连接器采用标准的连接器 内联电缆接头 压力计电缆头 单压力计 Y 及 Y 和 W 双压力计连 接器 设计和配置技术 设计上分焊接式和非焊接式两种 非焊接式连接器配 备有独立的备用金属-金属密封圈 而在井场这两种连接器都要利用一种声波 探测设备进行测试 这样 作业者可以不必单纯依赖直观的压力计读数来确定 密封圈的压力密封性 种油藏管理工具 能够在恶劣环境下长 期工作 性能卓越的井下永久性压力和 温度传感器的出现大大地推动了智能井 从作为一种规避修井作业措施到油藏管 理工具的变化 左上图 随着电连接可 > 永久型实时油藏和生产监测系统 这个包含了 靠性的增强 这在过去曾是井下电子设 六个压力计的WellNet油气井地面-井下通讯系统 备中的一个薄弱环节 智能井的寿命 是专门为西非海上一个超深水项目而设计的 为 了增加可靠性 压力计对储层的底部和顶部以及 得到了延长 而这也进一步强化了智能 油管内部的压力都进行测量 斯伦贝谢永久型石 井作为油藏管理工具的这一新角色 今 英压力计包含有焊接式电缆头接头选件 用于预 防腐蚀性流体 冲击 振动和拉伸作用等对其造 天 丰富多样的可独立测试 机械式 全 成破坏 从而延长其使用寿命 非焊接式的电缆 焊接的连接器和接头使智能井技术的可 头提供有三个独立的金属 - 金属密封圈 上述两 种压力计的额定使用寿命均为 10 年 靠性实现了质的飞跃 右上图 随着这些新技术的应用 今天人们 所能监测到的数据远远不只是压力和温 度数据 人们还利用永久型井底多相流 与产层的生产剖面相匹配 可远程控 量计 地震检波器和电极技术来获取井 制的阀门来 筒外的地层图像 这些设备都通过控制 尽管智能井技术应用的最初目标 中心进行衔接 而这些控制中心能够帮 即延长油井寿命 已经实现 但那并不 助人们对各种变化情况做出近乎瞬时的 是该技术最具潜力的应用领域 今天 响应 同时人们也可以利用智能完井数 业界已经逐渐认识到 只有将智能井技 据不断优化和更新生产模型和模拟 对 术作为一种提高储层采收率的工具才能 各个产层和分支井眼实施生产测试和测 够最大限度地发挥其潜力 智能井概念 试解释 预测出砂和水侵以及测试流量 的这种变化趋势 从取代修井转变为一 和含水率等 2007 年冬季刊 智能完井的选择 储层监测和控制的优点非常明显 例如 由于井很少只穿过单个含油气 层 因此 完井工程人员经常需要在多 层合采和按次序开采各个油层之间作出 选择 以前 只有在各个产层之间的压 力和流体组分配伍时才可能会选择多层 合采 而且也不存在开采管理方面的问 题 通过完井技术也可以同时开采两个 或三个 有时甚至可以是四个 射孔段 各个产层之间都经过机械隔离 并通过 单独的生产管柱流往地面 按次序开采产层的方法通常需要在 一个产层的产油量达到经济极限后对其 实施封堵和报废 以沿着井眼对上一个 产层实施完井 在所有产层开采完毕之 前将一直重复这一过程 但几乎在所有 开采实例中 利用这一开采策略都会导 致大量的储量被遗留在油层中而未得到 开采 而且各产层衰竭开采期的延长也 将导致生产剖面不理想 2. Konopczynski M 和 Nielsen VJ Intelligent Completions A Decade of Innovation Revolutionizes the Industry World Oil 228 卷 第 5 期 2007 年 5 月 1 日

10 ᆳଉ, % ئ C, B A 75 ئ A 50 ئ B 25 ئ C क़Ljሆ > 多层合采与按次序开采之间的比较 墨西哥湾某作业公司生产曲线表明多 层合采 红色 比按次序开采 蓝色 具有更大的产量优势 作业人员在该 井中下入了两个流动控制阀分别用于控制上下产层 在该实例中 当一个产 层的含水率威胁到净产量时 作业人员就将该产层关闭 结果显示多层合采 的产量比按次序开采的预测产量提高了 28% 相反 利用智能完井技术按次序开 采产层 这需要从地面远程打开和关闭 各个产层 则不但可以节省修井费用 还能够避免出现不理想的生产剖面 从 而提高产量 上图 另外 可以通过 利用设置可变的控制阀控制高压层的流 体流动 防止层间窜流来中止按次序开 采 以进行合采 例如 壳牌公司位于 墨西哥湾 Na Kika 开发区的 Fourier 3 号 井三个产层合采后的预测采收率比按次 序完井方案的预测采收率提高 28%[3] 上述结果并不能说明在任何应用条 件下智能完井技术都会带来增值 经验 表明 利用智能完井技术可以提高的产 量幅度取决于储层中诸如孔隙度和渗透 率分布之类的因素 应用智能井技术并 不要求智能油田中的每口井都要实施智 能完井 只有在确定特定油田的储层类 型适合智能井技术后 作业者才能够决 定是否对油田中规划的各油井实施智能 完井技术 候选井筛选程序有时只是一个简单 的分析方法 有时则要靠复杂的油藏模 拟模型来实现 由于诸如储层特征 产 液组分 油井动态和采收率之类的固有 不确定性因素的存在 在筛选过程中使 用随机 而不是确定性的 方法非常重 要[4] 经过长时间的经验积累 人们总结 出了用于选择智能井策略的通用指南 例如 渗透率均匀的储层中的远程驱动 阀乍看上去像是一种用来有效控制注水 并进而可以延长油井寿命及提高最终采 收率的工具 但是 如果要在该储层内 一个相对较短的层段内实施完井 那么 可能因为无法形成一个良好的不均匀流 体前缘而导致智能完井在经济上得不偿 失[5] 换句话说 由于油流和水流不那么 容易区分 作业人员可能很难在不影响 一种液流的情况下去控制另一种液流 这时采用智能完井将会是一种浪费 在成层油藏中实施智能完井技术可 能能够获得不错的效果 而当分隔砂岩 的泥岩层呈连续分布同时盖层不具渗透 3. Glandt CA Reservoir Aspects of Smart Wells SPE 发表在 SPE 拉美和加勒比地区石油 工程会议上 特立尼达和多巴哥西班牙港 2003 年 4 月 日 Screening of Reservoir Types for Optimisation of Intelligent Well Design SPE 发表在 SPE Europec/EAGE 年会上 西班牙马德里 2005 年 6 月 日 4. Arashi A Konopczynski M Nielson VJ 和 Giuliani C Defining and Implementing Functional Requirements of an Intelligent-Well Completion System SPE 发表在 SPE 拉美和加勒 比地区石油工程会议上 布宜诺斯艾利斯 2007 年 4 月 日 6. Sharma AK Chorn LG Han J 和 Rajagopalan S Quantifying Value Creation from Intelligent Completion Technology Implementation SPE 发表在 SPE 欧洲石油大会上 阿伯丁 2002 年 10 月 日 7. Ebadi 等人 参考文献 5 5. Ebadi F Davies DR Reynolds M 和 Corbett PWM 8. Holland J Oberwinkler C Huber M 和 Zangl G 8 性时 智能完井技术的效果要好得多 这里的原因很明显 因此 在同一成 层油藏中 智能完井技术能对那些穿过 几个严密分隔的储集层的油井发挥良好 的作用 研究人员为筛选智能完井候选井而 开发出来的一套数学模型利用油藏模拟 和油井模拟技术可生成一个智能完井优 势比较模型 针对那些能够对需要进行 修井 油藏监测或油藏管理的事件的发 生时间产生影响的油藏动态变化 制订 出各种情形来对其进行模拟 而这些模 拟情形常常要受地质不确定性和油藏非 均质性的影响[6] 在非均质河道沉积储层中 智能 完井技术所能带来的好处取决于油井 动态 而油井动态又取决于与地层渗 透率和河道连通性有关的钻井地质导 向 这是因为流动控制阀的有效性取 决于节流阀 而节流阀的设置又与产 能密切相关 [7] 但是 从本质上来讲 大多数非均质性油藏都能从智能完井 技术中受益 因为非均质油藏中渗透 率和孔隙度的变化容易产生那种最适 于可变设置式控制阀工作的流体前缘 数据利用 一旦决定实施智能井技术后 油藏 工程师必须对其使用大量新数据的方法 进行优化以最大限度地实现智能井技术 的价值 今天 在由先进的永久型井下 和地面传感器所提供的数据中 事实上 仅有一部分为那些旨在减少修井次数的 生产策略及旨在避免水锥和气窜出现的 基本流动控制管理策略所采用 事实 上 现代仪器生成数据的速度之快使工 程人员一般不得不依靠专门设计的报警 Utilizing the Value of Continuously Measured Data SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 休斯敦 2004 年 9 月 日 9. Oberwinkler C和Stundner M From Real-time Data to Production Optimization SPE 发表在 SPE 亚太地区资产管理综合建模会议上 2004 年 3 月 神经网络从收集到的数据中获取信息 进而 找出数据之间的内在关系 因此数据越多其 成功率越高 一旦建立起数据之间的关系 就可以利用神经网络预测具体的事件 使 工程人员及时采取主动的防范措施 油田新技术

11 系统来检测他们无法检测到的井下环境 变化 当需要处理的数据过多时 如果概 念太过宽泛 如生产优化 过去的软 件便难以适应 结果人们只能针对油田 的各个要素分别进行决策 而缺乏一致 的总体策略 要解决上述难题 可以利用自动化 油藏监测系统 ARS 将大量数据转化 成有用的数据形式 [8] 为了便于工程人 员在台式电脑上使用数据 ARS系统通 过数据筛选 汇总和检测等功能来对储 存在数据中心的数据进行预处理 数据筛选是指利用上下限原则清除 部分不现实的数据 多数情况下利用该 原则可以清除数据集中 80% 的异常数 据 数据汇总是指将以秒或分钟为间隔 的高频率数据转化成易于处理的 以15 分钟为一个间隔单位的数据集 数据检 测是指将数据与工程人员设定的 或按 模拟值设定的 阈值相比较 如果该数 值大于或小于设定的阈值 那么ARS系 统就会发出警报 除了高频率数据之外 也可以将日 数据和月数据整合进数据中心 再在数 据中心内开展同样的筛选和检测工作 由于此时的时间间隔较长 无需进行数 据汇总 此类低频率数据可能包含诸如 油气销售量 试井和配产之类的变量 将全部数据采集到一个易于访问的数据 中心中有助于为不同的软件确定合适的 时间增量 这里所说的 自动化 不应与无人 工介入的油藏管理系统相混淆 此处所 指的自动化的功能是处理那些会占用工 程人员大量时间却不会为资产管理程序 带来多少增值的低级别程序 一旦数据 筛选 汇总和检测的参数确定下来 程 序将在无人工介入的情况下 在规定的 时间将数据传输到相应的软件中 请参 见 从储层到加工厂的生产优化 第 18 页 自动化程序的第二个部分涉及到趋 势 模型或阈值实测数据与计算数据之 间的比较 如递减曲线趋势 油井模型 油藏数值模型或注采比阈值数据等 最 近 ARS 方案被应用在了位于密西西比 峡谷 538 区块和 582 区块的墨西哥湾 Medusa 油田中 该油田位于水深 2200 英尺 671 米 海域 由 Murphy 勘探与 生产公司负责作业 该油田设计了 6 口 生产井 采出的油气输往一个立柱式平 台 为了将平台上的高频率数据自动传 输到陆上作业人员办公室 斯伦贝谢的 工程人员采用了ARS系统 工程人员对 数据的质量进行了控制 并将数据汇总 成以15分钟为一个间隔单位的数据集 以便将其传输到其他应用软件中 此 外 为了生成预警参数 以便在出现偏 差时及时提醒工程人员 ARS系统还对 趋势 模型或阈值实测数据和计算数据 进行了自动比较 建立在DECIDE! 数据挖掘技术基础 之上的生产优化软件是 ARS 系统的核 心 下图 数据中心通过不受时间增 量影响的存储链接将海上高频率数据库 和工程人员电脑中的数据库相连接 在 对数据进行筛选和汇总的同时 系统在 后台自动评估含水率 累计产量 油气 比及其他参数 然后再将这些参数存储 到数据中心 同时 ARS 系统利用能够 连续计算油 气 水产量的神经网络自 动地将总产量回配到各油井中 根据输 入的结构参数 可以对输出参数 在本 例中是产量 进行模拟[9] 还可以利用 神经网络对油井测试产量数据和回配的 产量数据进行比较 速度和准确度是该 技术的优势所在[10] ఇ ഗ ຕ ᇱ๔ߛ ୲ຕ ฉ ຕ ࡗג 3000 tag ฉ ຕ 15 ݴ ዓā DECIDE! ຕ ዐ႐ 600 tag DECIDE! ॲ ຕ Medusa ૬ዹ๕ ײ ටᇵ ۉڦ స > 丰富的数据 工程人员迫切需要对墨西哥湾 Medusa 油田的一个立柱式深水平台所连接的六口复杂海底油井进行监控 然而 由于大量高频率离散数 据的存在 如果没有自动化的油藏监测系统 ARS 将无法对油井进行监控 在将斯伦贝谢 ECLIPSE 油藏模拟软件中的 DECIDE!模块作为 ARS 的核心单 元之后 工程人员建立起一个数据中心 通过不受时间增量影响的存储链接将各个数据库 DB 连接起来 2007 年冬季刊 9

12 1 4-in. ੦ 1 4-in. ۯۉ უ ۉ મ ARS 系统的最大好处在于可以帮 助工程人员简化工作流程 节省时间 和人力 Medusa 油田的 ARS 系统应用 效果就非常具有代表性 它能更好更 快地实现数据可视化 减少石油工程 人员的数据管理工作量 由于使用同 一数据库使工作人员相互间的协作更 紧密 使汇报速度加快 使员工的流程 意识得以改善 缩短响应时间以及为工 程人员的分析和优化工作提供更多的时 间 是数据过多而是数据太少 数据质量欠 佳或数据不足 尤其是在地质条件复杂 的地区 会导致油田的初期产量过低 尤其是那些主要依赖地震数据和少数几 口探井的新油田情况更是如此 有时 增加可采储量 期望产量和现实产量之间的差异过大 有时候 导致问题出现的原因并非 工程人员不得不降低他们最初对可采储 量的预测结果 然而 事实证明通过综 合运用储层接触面扩大技术和智能完井 技术 可以彻底改变 或至少极大地改 善 这一状况 in. ༫ 例如 工程人员对位于北海挪威海 域的 Gullfaks South 油田进行评估后认 为该油田的原始地质储量为 3500 万米 3 7-in. ᆳ 2.203亿桶 其中可采储量大约为 万米 7930万桶 但油田投产后不久 可采储量被调整为 240 万米 万 桶 这个数值比原先预测的 36% 左右 in. ᆳ 的采收率要小得多 工程人员在发现该 in. x in. XMPᆫዊMultiPort 目标层是一个构造复杂 具有多个断 ๕ ހ ഗ in.ມუ ႐ዡ 块 且其油水界面有局部变化的断层 in. ༫ 后 只好下调了他们的预测结果[11] 同时 负责该油田作业的 Statoil 公 司 即现在的StatoilHydro公司 也通过 油井动态数据认识到 厚度为 300 米 英尺 的 Statfjord 组并不像工程人 3 2-in. TRFC-HN-AP ଉ੦ 员原先预计的那样具有良好的连通性 相反 却是一个非均质性储层 容易引 起气窜 为此 公司实施了一项提高原 in. TRFC-HN-LP ଉ੦ 油采收率 IOR 项目 在利用 ECLIPSE in. ڇ უ ႐ዡ 100油藏模拟软件进行模拟之后 Statoil 的工程人员完钻了三口海底智能水平井 7-in. ת G-01 井 F-02 井和 D-03 井 斯伦贝谢 的工程人员在这三口井中都下入了井底 仪器和调节阀系统 左图 通过增加井下实时压力和温度传感 器 Statoil 公司 IOR 项目的扫油效率得 到显著提高 产生了更好的油藏驱替效 果 并减少了修井成本 截至 2006 年 由于上述三井方案的采用 该项目的可 采储量比 2001 年预测的 240 万米 3 增加 了一倍多 达到 540 万米 万桶 > 提高产量 为了提高最终采收率 Statoil 公司的工程人员对三口海底智能水平 井实施了完井 图中所示的 Gullfaks F-02 多分支井利用斯伦贝谢 TRFC-HN 油管可 回收流量控制阀来控制两个井眼 TRFC-HN-AP 环形生产阀用于控制来自分支井 眼的流量 而 TRFC-HN-LP 侧线生产阀则用于控制来自主井眼的流量 生产阀具 有 11 个工作位置 即关闭 完全打开以及另外九个介于两者之间的位置 以便 最大限度地提高生产灵活性 从而最大限度提高采收率 Haugen V Fagerbakke A-K Samsonsen B 和 Krogh PK Subsea Smart Multilateral Wells Increase Reserves at Gullfaks South Statfjord SPE 发表在 SPE/DOE 提高采收率研讨会上 塔尔 萨 2006 年 4 月 日 油田新技术

13 位于 Haradh 油田 Haradh 油田是沙特 阿拉伯 Ghawar 大型油田西南部的一个 子油田 Haradh 地区的生产在 1996 年 5 月到2006年1月的近10年间经历了三个 递增阶段 第一个开发阶段采用的是常 规的完井方法 而随着经验的积累 沙 特阿美石油公司的工程人员在第二和第 三个阶段引进了MRC 多分支井和智能 完井技术 右图 Haradh 油田的 A12 井最初是利用一 个水平设置的7英寸衬管完井的 工程人 员接着在衬管底部钻了一个61/8英寸的水 平裸眼段 然后在一段主井眼钻进期间 出现了严重的井液漏失的井段下入了一 个41/2 英寸的衬管 接着 工程人员又从 7 英寸衬管钻了另外两个 61/8 英寸的分支 井眼 并进行了裸眼完井 下图 采用这一标准的多分支井完井技术 后 起初并没有产出水 但不到一年 含水率就达到23%左右 结果导致有效 沙特阿拉伯的团队合作实例 压降和总产量下降 处理和处置成本增 2004 年 在一个理论论证项目中 加 使作业者不得不紧急寻找控制产水 沙特阿美石油公司的工程人员完钻了 的措施 一口最大储层接触面 MRC 井 该井 斯伦贝谢公司的工程人员针对上述 问题设计并实施了一个智能完井系统 该系统利用多位置井下流动控制阀和地 面流量测量技术来选择性地对三个产层 的产水量进行分别控制 在对井下流动 控制阀进行优化之后 含水率从23%几 乎降到了零 项目的成功实施也为作业公司提供 了大量的复杂储层资料 从而为该油田 其他智能井的建设提供了技术依据 多分支井和智能完井技术 如为 Gullfaks South油田所设计的技术 是一 对自然匹配的技术 智能完井技术使 作业者能够以处理单个井筒中单个产 层一样的方式轻而易举地对各个分支 井眼进行隔离 测试和调整 通过这种 灵活的方式 工程人员可以确定每个 分支井的流动剖面 继而利用油藏模 型和多相流量仪确定各井眼的最佳产 量及对总产量的贡献率 同时能够防 止水锥和气窜现象的出现 通过在油 井整个寿命周期内对各分支井持续进 行监测 作业者能够对每个分支井眼 实时地进行调整 从而实现维持油井 最高产量 延长油井经济寿命或加速 生产的目的 6915ᆈ ศ ڦت ༫ 6943ᆈ ศ ڦت 3 QUANTUM MultiPort ހ ഗ 6943ᆈ ศ ت ڦ 3 TFRC-H 10ࠅ 6 ᆈ > Haradh地区的构造 Haradh油田是沙特阿拉伯 Ghawar 大型油田西南部的一个子油田 1996 年 5 月 2003 年 4 月和 2006 年 1 月 Haradh 油田的储 量连续三次实现递增 每次增量相当 目前该油 田总产能为 90 万桶 / 日 14.3 万米 3/ 日 Haradh 油田长 75 公里 46 英里 最宽的部分为 26 公里 16 英里 在第二次储量增加阶段 工程人员采 用了水平井 最大储层接触及智能井等技术 这 些技术为储层总体管理带来的积极影响促使作业 公司采用多分支井和智能完井技术实现了储量的 第三次增长 ጺศ 13588ᆈ ศ ڦت 1 ݴ ኧ ጺศ 13000ᆈ ศ ڦت 1.1 ݴ ኧ 7501ᆈ ศ ڦت 2 QUANTUM MultiPort ހ ഗ 11008ᆈ ศ ت ڦ 7ᆈ ת 6880ᆈ ศ ڦت PressureWatch႐ዡ 7512ᆈ ศ ت ڦ 2 TFRC-H 6975ᆈ ศ ڦت 9 5 8ᆈ ༫ ၸ ጺศ ᆈ ศ ڦت 2 ݴ ኧ 9234ᆈ ศ ڦ 1 TFRC-H 9233ᆈ ศ ڦت 1 QUANTUM MultiPort ހ ഗ 11622ᆈ ศ ت ڦ 4 1 2ᆈ ת > 智能多分支井 Haradh A12 油井包括一个水平设置的 7 英寸衬管 一个水平裸眼段和一个 41/2 英寸的衬管 工程人员在 7 英寸衬管上又钻了两个分支井 并进行了裸眼完井 采用井下流量控制和测量技术并结合多分支井的储层接触面大的优势 工程人员大大地降低了 Haradh 油田的产水量 2007 年冬季刊 11

14 油井流动测试中 每个阀都要经过10轮 以上的驱动测试 包括110种位置变化 相当于几年的典型作业工作量 工程 人员在对油井实施了全面的流动测试之 后将其投产 产水量降至最低 沙特阿 美石油公司的工程人员总结后认为 如 果没有智能完井技术 该油井将被水 淹 无法继续进行生产[12] 无储量遗留 与多分支井相同 叠层油藏多层合 采作业常常可以为作业者减少开采不同 地层所需的油井数量 从而降低投资成 本和投资风险 近几年 日益先进的导 向式钻具组合的应用推动了该生产技术 的发展 这种钻具组合能够帮助作业公 司钻长距离 大斜度的探井 在此类复 杂油井中实施智能完井技术有助于促进 > 实时优化 在将能够从地面对流量进行测量的 PhaseTester 便携式多相油井 生产优化 即使在生产过程中出现动态 生产监测设备 井下压力和温度测量技术和InterACT实时监测和数据传输系统 变化 相结合后 沙特阿美石油公司的工程人员得以对井下流量控制阀的设置进行实 时调整 实时优化技术帮助该公司最大限度地增加了产油量 降低了含水率 实时传送信息的传感器使工程师能 够通过远程驱动流量控制阀来检测和应 如 现场工作组由一个完井施工队 一 对地层内的变化 针对流动状态变化 Haradh 油田智能井应用的成功是 将项目管理方法引入设计 规划和施工 个储层评价电缆作业队 一个连续油管 一个产层中出现的次相流动突破 进行 程序的结果 斯伦贝谢的五个部门与沙 施工队和一个由斯伦贝谢先进完井项目 调整适应的能力是十分重要的 因为此 特阿美石油公司的设施 生产 钻井和 经理领导的多相流动测试队组成 结合 时是调整油井生产策略 以提高原油产 [13] 修井 油藏管理和油藏描述部门开展了 该井以往的修井作业史 同时考虑到该 量和降低气产量或水产量的最佳时机 也正是利用智能完井技术的这些性 合作 斯伦贝谢与沙特阿美石油公司的 井可能存在的会影响智能完井施工的套 油藏管理和油藏描述部门在PIPESIM生 管变形问题 储层评价电缆作业队和油 能 某作业公司得以确定一个远离现有 产系统分析软件中建立了一个多分支井 井服务部门通过连续油管下入了USI超 基础设施的新油气发现具备经济可开发 模型 用来评估各种含水率条件下各分 声波成像腐蚀测井仪 USI 超声波成像 性 埃克森美孚旗下的 Mobil Producing 支井的压力 通过模拟 研究人员对多 腐 蚀 测 井 仪 证 实 了 套 管 的 完 整 性 和 Nigeria Unlimited MPN 公司在位于尼 种压力和流量条件下分支井通过阀门的 QUANTUM 砾石充填及多孔 MultiPort 旁 日利亚浅海水域的 Usari 油田从一个现 动态进行了评估 通封隔器的适用性 现场工作组利用 有的海上平台上钻了一口大位移井 在实施项目之前 来自斯伦贝谢和 PhaseTester 便携式多相油井生产监测 Usari 油田位于水深 72 英尺 22 米 处 当时 沙特阿美石油公司的 30 多名多学科小 系统和InterACT实时监测和数据传输系 离海岸大约有 16 英里 25 公里 组成员召开了一个为期两天的研讨会 统对智能完井作业进行了优化 上图 的油田开发方案是将两个卫星平台上的 对项目规划 完井方案 设计标准和实 使沙特阿美石油公司的工程人员可以在 25 口井的产量汇集到一个主平台上 在该油田中已经发现了35个储层 施程序以及各方的职责进行了明确 与 他们位于市区的办公室内对井下流量控 会者共同制定了一份包含 28 项作业细 制阀进行实时调整 从而最大限度地提 根据流体性质 压力范围和地质特征将 这35个储层分成了三类 称为浅层 中 节的列表 以确保在作业过程中不会出 高产量 降低含水率 现任何问题 在设备测试和安装以及随后进行的 层和深层 分别包含 18 个 15 个和 2 个 12. Mubarak SM Pham TR Shamrani SS 和 Shafiq M Using Down-Hole Control Valves to Sustain Oil Production from the First Maximum Reservoir Contact Multilateral and Smart Well in Ghawar Field Case Study IPTC 发表在国际石油技术会议 上 阿联酋迪拜 2007 年 12 月 4-6 日 Graf T Graf SP Evbomoen P 和 Umadia C A Rigorous Well Model to Optimize Production from Intelligent Wells and Establish the Back-Allocation Algorithm SPE 发表在 SPE Europec/EAGE 年会暨展览会上 奥地利维也纳 2006 年 6 月 日 14. 异径井眼封隔器利用整个油管内径提供一个 密封孔 密封组件与大井眼封隔器结合后可 以封堵整个油管内径 该配置特别适合多个 射孔段或多层完井方案 单层完井配置同样 会受益于封隔器的大内径设计 这种设计对 于大流量生产来说尤为重要 油田新技术

15 12,000 11,000 Ք ኵ 10,000 50ར0psi.නDŽए ݛإ ӄDž PI GOR 770 ᆈ 30ར ਸ ڦ ᆳ უ 700 psi ᆳ 173 F (7-US1G) ᆳ უ 2,660 psi ᆦ ႙ ᆈუ in. TRFC ᅂଉLjར0න 9, in. MultiPort ಖཚ ހ ഗ 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1, in. x in. x 6-in. ᅴ০ ག ހ ഗ ཚࡗ ڦ ཞዡ ހ ፇॲ ئ in. x in. x 6-in. ᅴ০ ག ހ ഗ ཚࡗ ڦ ཞዡ ހ ፇॲ ᆦ ႙ ᆈუ ੦ ڦ ዃ > 了解控制过程 要进行多层合采 工程人员需要精确地设计井下流量控制 阀并对各产层对其他产层的影响有清楚的了解 图中米黄色区域代表的是在 对 31/2 英寸流量控制阀预先设定的 11 种节流位置进行逐步调试时来自 7-US1G 层的预期产量 这是在另外两个产层 紫色代表 8-US1G 层 粉色代表 9-US1G 层 的控制阀处于完全打开状态并根据图中图例所列的生产条件进行生产时 所做的模拟结果 上图显示当中部储层和下部储层的节流阀完全打开 同时 当7-US1G 层节流阀的相位在完全关闭和完全打开之间逐步转换时 油井的总 产液量在大约从 9800 桶 / 日 1557 米 3/ 日 到 桶 / 日 1700 米 3/ 日 的 范围内变化 根据控制潜在水 气产量的精度要求 每转换一个节流阀的位 置 7-US1G 层的产量变化在 500 桶 / 日 79 米 3/ 日 左右 本次模拟中大部分 的产量来自 8-US1G 层 这是因为 8-US1G 层的油藏压力高 而且估算的生产 指数 PI 为 50 桶 / psi- 日 1.15 米 3/kPa- 日 in. TRFC 井在Usari 油田的地堑地区发现了7个新 的储层 由于浅层气影响了该地区的地 震勘探效果 作业人员对其掌握的井控 区以外地区的构造信息缺乏信心 因此 in. x in. x 6-in. 在采用新平台开发该发现之前 有必要 ᅴ০ ག ހ ഗ 尽可能减少诸如储层断块 储层展布范 ཚࡗ ڦ ཞዡ ހ ፇॲ 围和储层产能等可能存在的不确定因素 ᆦ ႙ ᆈუ 为此 斯伦贝谢公司和 MPN 公司 的工程人员利用现有平台钻了一口井眼 in. TRFC 长 英尺 4572 米 的大位移井 ئ 1 Usari 32B 井 扩边井眼长 8620 英尺 2672 米 斜度为 75 度 为了解答作业 人员关心的储层产能和生产特性问题 该井钻穿了 7 个储层中的 3 个 沿井筒 in. ༫ ၸ 所做的储层隔离由一组 95/8 英寸 71/8 > 设计方案 工程人员对Usari 32B井的三个砾石 英寸 6 英寸的异径砾石充填封隔器 充填 GP 层段实施了多层合采作业 作业过程 中 工程人员利用井下可回收式油管流量控制 和一套置于6英寸封隔器孔眼内的同轴 TRFC 阀和传感器对各个产层分别实施了监控 密封组件来完成[14] 工程人员还计划在 不同的储层中实施两次类似的完井以解 油层 当前正在开采的储层包括浅层中 决储层断块和展布范围方面的地质不确 的 4 个油层 中层中的 10 个油层及深层 定性问题 左上图 在对三个砾石充填层段分别进行监 中的 2 个油层 2001 年 勘探人员通过一口近场探 控的同时对其进行合采 这一生产方式 ئ 年冬季刊 的另外一个优点是每钻三口井便相当于 多钻了一口井 这是因为 利用这样的 一口井可以开采三个产层 而常规完井 技术只能开采两个产层 尼日利亚政府规定禁止使用多层合 采 但工程人员向尼日利亚石油资源部 DPR 证明了通过井下压力和温度数 据解释而获得的间接流量测量数据在与 常规产层测试数据结合后可以为人们提 供产量回配数据 这一结果让石油资源 部很满意 另外 数据通过 InterACT 系 统可以被直接传输到工程人员的电脑 中 这进一步使尼日利亚有关部门对该 方案的效果深信不疑 最后 MPN 公司得到了尼政府的 特批 获权利用 95/8 英寸的砾石充填完 井技术对三个储层实施合采 每个产层 中都配备了设置可变更的节流阀和压力 与温度传感器 位于下方的两个节流阀 可以有 9 种位置变化 其中包括完全打 开和完全关闭 其最大当量流动面积 为 27/8 英寸 右上图 13

16 න ଉࠚ໙ኵLjར0න 15,000 14,000 9-US1G 13,000 12,000 11,000 10,000 8-US1G 7-US1G 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 12/28/05 12/14/05 11/30/05 11/16/05 11/02/05 10/19/05 10/05/05 09/21/05 09/07/05 08/24/05 08/10/05 07/27/05 07/13/05 06/29/05 06/15/05 06/01/05 1,000 0 න!! > Usari 32B 井前 6 个月产量图 在生产过程中所有流量控制阀都是完全打开的 研究人员利用通过试井 获得的向井流动动态 油井产量与井底流动压力关系图 曲线对各个产层的流量进行了评估 上图显示 该地区 9-US1G 层 绿色 和 8-US1G 层 蓝色 的生产指数为 桶 /psi- 日 米 3/kPa- 日 来自该区域上部 生产指数大约为 50 桶 /psi- 日的 7-US1G 层的产量占主导地位 对顶部高产油层实施控制的第三个 阀有11种位置变化 其当量流动面积为 31/2 英寸 可以容纳来自所有层段的混 合油流[15] 在油井投产时以及在油井投产三个 月后 作业人员对该井实施了测试 井 下压力数据表明 油层的产能随着生产 过程中洗井作业的进一步展开而得到了 不断提高 上图 为了预测各油层产 量 作业人员将压力和产量数据输入到 了模型中 智能完井技术在 Usari 32B 井中的 成功应用使 MPN 公司对其现有基础设 施无法触及的储量有了更好的认识 为 了弄清楚断块 储层展布范围和产能等 其他几个未解决的问题 MPN 公司规 划了两口井 利用智能方法提高采收率实例 专家们预计未来将有最多达 40% 的智能完井技术应用于注水井中 促成 这两种技术相结合的原因很明显 结 束注水的时间点历来与生产井可接受的 最大含水率水平有关 这一标准很容易 导致大量的原油无法被驱替出来而遗漏 在地下 长期以来 人们主要靠固井完井 下封隔器 使用化学调配剂和选择性射 孔等方法改变沿井筒的流量分配来降低 产水量 而通过井下控制阀控制注水量 同样可以达到这一目标 而且效果更 好 成本更低 当今 在储层与井筒接 触面较大的大斜度井中的注水前缘对井 筒中各产层流量分配的调整尤为敏感 这一情况能够平衡流体优先流往高渗透 率层段这一自然趋势 [16] 井底注水量要么是根据压力 要么 是根据流量控制参数而设计的 在向一 些被不渗透阻挡层隔离的产层中注水 时 智能阀的作用相当于节流阀 能够 使各个注入点保持合理的压力 从而使 用一个泵就能达到作业目的 如果不采 用这一作业方式 则需要在每个产层中 各下入一个独立的泵 或者使所有产层 保持相同的压力 前者成本较高 而后 者效果不是很理想 当流动层段中没有 不渗透阻挡层时 可以利用流动控制的 方法来控制注水前缘的形状 需要再次 进行说明的是 上述方案要么为各个产 层单独设置固定流量泵 要么仅采用一 个由井下控制阀将流量控制在预设水平 的单个的泵 远程驱动井底阀注水系统尤其适合 水下完井 因为它可以在无钻机修井的 情况下改变注水层段 这一优势使其具 有很大的吸引力 与其他上游领域一 样 水下修井除了在成本和技术方面的 问题之外 还在油藏管理方面面临着更 大的挑战 深水储层一般都是层状的 且厚度可以达到数千英尺 这类储层主 15. Brock WR Oleh EO Linscott JP 和 Agara S Application of Intelligent-Completion Technology in a Triple-Zone Gravel Packed Commingled Producer SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 得克萨斯州圣安东尼奥 2006年9月24 27日 17. Bussear T和Barrilleaux M Design and Qualification of Remotely-Operated Downhole Flow Control System for High-Rate Water Injection in Deepwater SPE 发表在 SPE 亚太油气大会暨展览会上 澳大利亚珀斯 2004 年 10 月 日 16. Ramakrishnan TS On Reservoir Fluid-Flow Control with Smart Completions SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 丹佛 2003 年 10 月 5-8 日 18. 干扰试井用来对由生产井的产量变化或注水 井注入量变化而引起的 记录在观测井中的 各个时间段内出现的压力变化进行记录 在 经济可行的油气藏中 一口井要生产相当长 的一段时间才能对邻井的压力产生一定的影 响 由于干扰试井的成本高 同时要在较长 时间内维持固定流量有较大的难度 因此 这类作业开展的并不多 随着永久型压力计 应用的增加 干扰试井作业将来可能会越来 越普及 14 油田新技术

17 ଉ ጀ ں ௬ णဣཥ Flow rate Intelligent Water Injector क़ Oil Producer Flow rate Time Time ଉ ᆳ ૬ Ҿጎ Ⴊ ੦ ဣཥ મ क़ ጀ ᆳ უ հ უ FloWatcher ഗ > 水下注水作业 此海上油田的注水井配备有一个 FloWatcher 一体化永久型生产监测器 该监测器位于流量控制阀的下方 以便可以对下部层段的注入 量进行实时测量 右上插图 同时 工程人员还测量了生产井中的井下压力和温度 并绘制了流量图 右下插图 另外 通过结合压降试井测试资料 以及应用褶积技术 在注水过程中还能进行不稳定试井测试 FloWatcher 监测器所测得的注入量比测试过程中在浮式采油 储油和卸油装置 FPSO 的 泵出口处测得的注入量要大 在位于得克萨斯州Rosharon的斯伦贝谢实验室完成了校准试验后 作业人员得出结论 在确定井组配注量时来自FloWatcher 监测器的测试数据比在泵口测得的数据更准确 要采用注水的方式进行开发 其目的通 注水井在与智能井技术结合后还可 常是为了保持压力 以用来确定某些油藏特征 在一个海上 在这种环境下 远程驱动的井底阀 油田项目中 作业人员利用两口注水井 的作用相当于一个有效的注水分配控制 其中一口是一个双管智能完井 而另 工具 它能够在提高扫油效率和采收率 一口是单一的注水井 实施了一项干扰 的同时防止过早出现水淹 [17] 测试来确定两口油井之间隔有一个断层 2007 年冬季刊 的某个产层的连通性[18] 在干扰测试过 程中 作业人员利用一个临时性的浮铅 连接生产井和注水井 以便能够同时获 取每口井的压力和温度数据 上图 15

18 ! ᅃ ০ 1 8ᆈ ڦ! ፊ ሰ ڦ!! ᅃ ০ 3 32ᆈ ڦ!! ፊ ሰ ڦ > 冲蚀损害 注水速率较高 即使是通过一个相对较小的喷嘴 会快速地冲蚀 对面的套管 在相同的一段时间内 喷嘴越小造成的损害越轻 但同时会大大 限制每口井单位时间内的注入量 在海上油田中 不能靠钻更多的井来缓解上 述难题 因为在海上每钻一口井就意味着大量的成本支出 ൡၽ ڦ ፊ (TRFC-HM-AI) ༫ ০ ᆩᇀક ٷ क़ဤ ڦ ༫ ༫ ش ੨ พ ႐ ፊ ת ༫ (TRFC-HD-AI) > 缓解冲蚀 在使用节流阀时 如果压差过大 喷射流就会对套管内壁造成很 大的影响 通常情况下节流阀和套管壁之间的距离并不会很大 因此必须充分 了解喷射流的冲蚀特性 确保套管不受到冲蚀 注水作业的另一项挑战是水流 反弹冲蚀问题 即喷射流从套管 或阀套 上反弹回来后 冲蚀节流阀 斯伦 贝谢公司设计的注水阀能够在长达 20 年的油井寿命周期中 在持续的大压差 注水条件下 防止套管受到冲蚀 为了确保套管内壁上的流体流速最小 该阀 门配备有一个固定的 面积更小的喷嘴 这样能够缩短喷射距并保持喷射距不 变 TRFC-HD-AI 偏心 和 TRFC-HM-AI 倾斜 流量控制阀体及节流阀孔使 喷嘴最大限度地远离了套管壁 扩大了阀与套管壁之间的距离 喷嘴入口和出 口的独特设计降低了喷射流对套管内壁的影响 16 但是 由于深水水域钻井成本很 高 这就要求作业人员应尽可能减少注 水井的数量 这意味着需要利用少数几 口注水井来控制相当大的地层面积 所 需的注水量和注入压力分别在40000桶/ 日 6360 米 3 /日 和18000 psi 124 MPa 以上 远远高于常规注采井网所需的注 入量和压力 当使用节流阀时 如果压 差较大 从而导致流速快 那么注入流 将会对套管内径 ID 造成影响 通常 情况下 阀外径 OD 和套管内径之间 的距离并不会太大 因此 阀对面的套 管壁的冲蚀现象就成为作业人员所关心 的一个重要问题 左图 流体通过注入阀及在注入阀周围 的流动路径不同于通过生产阀的流动 路径 这使冲蚀问题变得复杂起来 不 易解决 在生产过程中 多个喷射油流 在通过流动孔时所产生的能量在控制 阀中相互冲击并消失 相反 如果流体 直接从油管流入环形空间 喷射流将 会毫无阻拦地冲击套管内壁 通常位 于控制阀出口附近 有一种方法会令注水阀不容易引 起冲蚀 即遮住生产流动控制阀 造成 喷射流改变方向 从而达到保护套管 的目的 但该方法具有三大缺陷 首 先 由于注射孔本身并没有为降低冲 蚀而进行优化 缩短喷射距及降低出 孔速度 护罩很快会被销蚀 其次 阀比护罩要昂贵得多 因此阀体材料 必须更优质 最后 阀外径变大后需要 相应地增加套管尺寸 斯伦贝谢公司通过采用一个带有 偏心或倾斜节流口的注水阀来确保阀 外径和套管内径之间能够保持最大的 距离 从而解决了上述难题 同时 TRFC-HD-AI 离心 和 TRFC-HM-AI 倾 斜 流量控制阀还包含了一项独特的 喷嘴尺寸设计 能够降低喷嘴对套管 壁的冲蚀作用 左图 超越高端技术 智能完井技术在刚刚引入时被人 们看作是一种高成本 高风险的技术 油田新技术

19 ᇱᆳ ጀ ഘ ᅂუ ᆳ ഘ > 自然气举 自然气举 有时也被称为就地气举 系统 利用井下传感器和流量控制阀来确保有足 够量的天然气通过套管环空进入油管液柱并将液 柱提升到地面 在此过程中 需要避免天然气进 入液柱过量 从而引起层间窜流 与常规系统相 比 自然气举系统成本更低 因为自然气举不需 要利用地面设施将天然气沿着环空向下输送至目 标层 自然气举还具有一项优势 即可以通过一 条来自地面的液压管线远程控制注水量 在常规 气举作业中 当提升地层流体所需的天然气的体 积因流体性质的变化而发生变化时 需起出电缆 回收气举阀以进行调整 保护气举阀的气举阀套 蓝色 是油管柱的一部分 这是由当时较低的原油价格及该技术的 初始目的 替代钻机修井作业 所决定 的 结果 智能井曾被 而且在某些领 域至今仍被 人们视为是一种只适合复 杂或高成本油井和油田的解决方案 然而今天 实时油藏监控技术在 老油田中的应用越来越普及 人们利 用远程监测及驱动传感器和节流阀来 提高气举系统 电潜泵和杆式泵采油 井的效率 在那些来自一个产层中的天然气可 能与来自另一个产层的油相混合 即所 谓的自然气举 的地层中 智能完井技 术所能发挥的作用具有特殊的意义 该 方法的原理与常规气举方法相同 从套 管环空进入生产油管的天然气将油柱的 静水压头降低到能够使油藏压力将产出 流体提升到地面的水平 左图 在常规系统中 来自远处气源或油 田其他井的天然气是通过环空向下泵入 的 该系统需要大量的基础设施 在海 上 由于这项作业要求利用更大的工作 平台来支撑诸如压缩机和立管连接之类 的重型地面设备 因而很难展开 自然气举 有时也称就地气举系 统 却不需要此类的资本支出 它只需 要利用井下流量控制阀来确保有足够量 的天然气进入并举升液柱 同时避免因 天然气进入过量而严重影响原油产量 或在最糟糕的情况下在各个层段之间出 现层间窜流[19] 常规气举系统也是利用流量控制阀 来调节环空和油管之间的气流 然而 与 智能阀不同 常规气举阀节流孔的尺寸 是固定的 因此在油藏环境或流体条件 发生变化时 需要利用钢丝或连续油管 作业起出气举阀 改变其尺寸后再重新 将其下入井中 和其他智能完井一样 也 可以对流入井筒的天然气进行监控 前文曾经提到 智能井技术的最新 成果包括先进的石英压力 温度传感器 及可远程控制的可变设置的节流阀 然 而 由于简单的应变计和只配有打开和 关闭两种位置的远程操纵流量控制阀的 成本极低 因此这两种工具仍然还被用 在老油田人工举升井的智能完井作业中 例如 此类工具在与电潜泵 ESP 技术结合后可以用来在可能出现水淹的 地方选择性地封堵层段 在泵关闭时 防止流体损失 或者为实现泵增压或 备用而对 ESP 进行串列配置 请参见 电潜泵在智能人工举升中的应用 第 30 页 智能油田 建设智能油田的目的是使尽可能多 的工作任务实现自动化处理 以通过增 加产量和减少成本来提高资产的净现 值 因此 对很多作业公司来说 智能 油田的最终目标是 除了某些基本维护 作业和除了出现一些很少出现或不可预 测的事件时 在生产过程中完全免去人 工干预 在这种情况下 系统从各井和 各地面设施中为数众多的节点中采集和 处理大量数据 然后再对这些数据进行 合理化处理和逻辑决策 以优化油田生 产 并通过远程控制实施这些策略 在 智能油田的最终蓝图中 监测及监测到 情况后相应采取的行动都将是在一个连 续周期内实时开展的 请参见 一体化 资产管理系统方法 第 34 页 总体而言 此类自动化系统是否可 行以及是否合乎需求还有待确定 同 时 智能完井技术的最大价值在于它能 够将实时数据和实时控制引入到诸如递 减曲线分析 物质平衡计算 向井流动 动态关系曲线和油藏模拟之类的常规油 气藏工程工具中 从而帮助人们改善油 藏管理 然而 智能井最主要的价值还 在于作业人员可以利用智能完井技术对 油气藏进行主动控制 最大限度地提高 采收率和优化生产 RvF 19. 有关气举技术更多的信息 请参见 Bin Jahid M Lyngholm A Opsal M Vasper A 和 White T 气举方法的技术创新 油田新技术 18 卷 第 4 期 2006/2007 年冬季刊 年冬季刊 17

20 从储层到加工厂的生产优化 Alvin Barber Mack E. Shippen 美国得克萨斯州休斯敦 Santanu Barua 印度孟买 当今的油气田正在经历一场数字革命 更多的数据 快速进行评价及更好的控制已经改变了原有的油田管理模式 目前, 油田管理正经历着另一场变革 人们正利用新的工作流软件对从储层到加工厂的整个资产链进行整合模拟, 以此来实现更好的经济效益 Juan Cruz Velázquez 墨西哥塔瓦斯科 Villahermosa Aaron Marino Garrido Hernández 墨西哥石油公司墨西哥恰帕斯 Reforma Hans Eric Klumpen 奥地利 Baden Sanjay Kumar Moitra ONGC 印度孟买 Fernando L. Morales 墨西哥韦拉克鲁斯 Poza Rica Scott Raphael Bob Sauvé 加拿大艾伯塔省卡尔加里 Jan Richard Sagli StatoilHydro 挪威特隆赫姆 Mike Weber BP 公司得克萨斯州休斯敦 在编写本文过程中得到以下人员的帮助, 谨表谢意 : 卡尔加里的 Andrew Howell 以及美国马萨诸塞州坎布里奇的 Josephine P. Mawutor Ndinyah Avocet,ECLIPSE,ECLIPSE Blackoil, Merak Economics Module,Merak Peep,NODAL,Petrel 和 PIPESIM 等是斯伦贝谢公司的商标 Aspen HYSYS 是 AspenTech 公司的商标 Intel 386,Intel Dual Core Itanium 2 和 Intel Pentium 等是英特尔公司的商标 18 油田新技术

21 1010 ມ Intel Itanium ጲ ۯ ፕ ײ ժ ت (SPE ) ᅃ ጨ ॺఇఇ ኝ ဣཥ ڦ ݔ ඪခ ܠ ᇺ ײ ዃ (SPE , OTC 18678) ට ۉ స ڦ ᄇՎ 8 10 ए ت Ljຕଉ (SPE ) ੦ (SPE 78278) 7 10 ሗ ڦ ඪခ ڇ ᅃ ዃ ૧ᆩ แ ܠ ଉ (SPE 77655) ጲ ۯ ഘਉ(SPE 69404) Intel Pentium 106 ሗ ڦ ඪခ ڇ ᅃ ዃ ᆳགྷຕጴरຍ ڦ ᄇՎ Intel ጆ ဣཥ (SPE 24997) ० ڇ ໙ ጲ ۯ ဣཥ (SPE 10005) ٷ ႙ຕ ण ݴ ဆ (SPE 56419) ᇺ ײ ഘTDBEB ဣཥ (SPE 20644) ଉĂ ଉ ݴ ဆ ጲ ۯ ጎዃ (SPE 54599) !! ݻ > 数字技术的演变过程 在过去的 25 年里 计算技术和油田数字技术经历了类似的演变过程 最初的台式电脑注重简单的计算和绘图 而数字技术在油 气田中的早期应用则促进了自动化 数据采集系统和计量技术的进步 20 世纪 90 年代的计算机已经能够进行日益复杂的图形处理和计算 2000 年 油气 田的数字技术能力得到了很大的提高 能够针对单一位置完成更加复杂的计量和自动化处理 此后 计算能力的发展和向油气田中引入数字技术的步伐 都得到了加快 现在的台式电脑已经拥有了双核和四核的处理器及快速的无线联网能力 无线联网能力使现场作业者能够执行可能涉及多个不同位置的 整个系统范围内的任务 [ 年 10 月 26 日浏览 ] 请参见参考文献 1 和 2 中的 SPE 和 OTC 论文 目前的油气生产作业难度大 而且 成本也很高 不管是在偏远的陆上环境 还是在深水环境下 生产成本都很高 在资源不断减少 成本不断提高的今 天 作业公司正试图从现有资源中尽可 能多地获得产量并对新设备的设计进行 优化 而要实现这一增效目标 应用越 来越多的智能数字技术 即所谓的 智 能 技术 将发挥关键作用 数字技术正不断地走向成熟 目前 已经渗透到了大多数的油气田作业中 对在产油气田的主要参数进行远程测量 和图基可视化处理等技术已经为油田生 产所普遍采用[1] 此类技术始于 20 世纪 80年代 在过去的15年里 得到了越来 越广泛的应用 上图 [2] 尽管数字技术 与油田结合后人们给它赋予了多个名 称 但 智能油田 一词更能体现该技 术的本质 2007 年冬季刊 1. McConnell JD: Remote Gas Measurement for Production Allocation:Douglas Creek Arch Region SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 新奥尔良 1990 年 9 月 日 Weber MJ Vergari AB和Shippen M Online Integrated Asset Models with Map-Based Visualization SPE 发表在SPE数字能源大会暨展览会上 休斯敦 2007 年 4 月 日 2. Hardy IJ 和 Wetzel GP Automated Production Systems SPE 发表在 SPE国际石油展览 会暨技术研讨会上 北京 1982年3月17-24日 发表在SPE拉美和加勒比地区石油工程 会议上 布宜诺斯艾利斯 2001年3月25-28日 Kragas TK Bostick FX III Mayeu C Gysling DL 和 van der Spek A Downhole Fiber-Optic Multiphase Flowmeter Design Operating Principle and Testing SPE 发表在SPE技术年会暨展览会上 得 克萨斯州圣安东尼奥 2002年9月29日-10月2日 Brouwer DR 和Jansen JD Dynamic Optimization of Waterflooding with Smart Wells Using Optimal Control Theory SPE 发表在 SPE 欧洲石油会议 上 阿伯丁 2002 年 10 月 日 McConnell 参考文献 1 Weber 等人 参考文献 1 Cosenza G Tambini M 和 Paccaloni G A Knowledge-Based Approach to Problem Identification in Producing Wells SPE 发表在 SPE 欧 洲石油大会上 法国戛纳 1992年11月16-18日 Morales FL Velázquez JC和Garrido AG Integration of Production and Process Facility Models in a Single Simulation Tool SPE 发表在 SPE 技术 年会暨展览会上 美国加利福尼亚州Anaheim 2007 年 11 月 日 Carnahan BD Clanton RW Koehler KD Harkins GO 和 Williams GR Fiber Optic Temperature Monitoring Technology SPE 发表在 SPE 西部地区会议上 安克雷奇 1999年5月26-28日 Athichanagorn S Horne RN 和 Kikani J Processing and Interpretation of Long-Term Data from Permanent Downhole Pressure Gauges SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 休 斯敦 1999 年 10 月 3-6 日 Correa JF Santos OG 和 Inazumi PCM Intelligent Automation for Intermittent-Gas-Lift Oil Wells SPE Moitra SK Subhash C Barua S Adenusi D 和 Agrawal V A Field-Wide Integrated Production Model and Asset Management System for the Mumbai High Field OTC 发表在海洋技术大会上 休 斯敦 2007 年 4 月 30 日 -5 月 3 日 Sagli JR Klumpen HE Nunez G 和 Nielsen F Improved Production and Process Optimization Through People Technology and Process SPE 发 表在 SPE 技术年会暨展览会上 加利福尼亚州 Anaheim 2007 年 11 月 日 19

22 ! ڢ ஏ ঢ়षೠ PD WC% W Pres GOR years Ti, yea Time Time, y 4 5 ᆳ > 常规生产模拟 在一般情况下 油藏工程人员通过油藏模拟来分析流体流经孔隙介质时的流动状态 并将存在的任何天然驱动机制和人工驱动机制考 虑在内 左下 针对目标井所做的模拟 其中一个输出结果是作为时间函数的生产剖面 采油工程师根据这些数据建立各油井的模型并对管道网络进行 模拟 左上 工程人员利用该软件来分析流体流经管道时的情况 并获得流动保障问题的相关信息 随后 地面设备工程人员利用生产剖面和组分数据 建立起加工厂模型 对各种可能存在的压缩 分离和化学流程进行模拟 右上 最后 来自油藏 管道和加工模拟过程的数据被输送到经济评价软件中 右下 油气生产者并不是最近才开始使 用数字技术的 而将各种技术相结合 来完成一项系统任务才是数字技术的 新亮点 同时也是智能油田技术的一 部分重要内容 请参见 一体化资产 管理系统方法 第 34 页 智能油田技术具有很高的回报率 预计在未来的5 10年中 该技术可以 为全球增加 200 亿米 亿桶 的原 油产量[3] 尽管智能油田技术中的某些 组成部分还需要经历一段时间后才能 完全成熟 但其他一些组成部分现已 投入使用 一体化的资产建模模拟便 是其中一项可以为人们带来实际效益 的 智 能 油 田 新 技 术 该 技 术 将 诸 如 ELIPSE 油藏模拟软件之类的常规工具 与人们所熟知的其他生产系统模型相 结合来提供一种端对端的解决方案 一体化的资产建模模拟能够帮助在产 油田改进生产及帮助新油田优化前期 设计 本文重点介绍的是一体化资产建 20 模模拟的应用 即该技术的工作流程及 如何利用该技术解决生产难题 本文通 过墨西哥 印度沿海 北海及美国等地 的实例研究 对智能油田技术应用所涉 及的各个方面进行了分析说明 在具体 讨论一体化资产建模模拟之前 我们先 来了解一下常规的油田规划方法 生一些问题 各个资产和各学科之间的 数据传递通常以电子表格的形式进行 [5] 其中缺少相互沟通 上图 任何一个 油田的组成部分出现变化都会对其上游 和下游的绩效造成梯级效应 要想完全 反应这一情况需要在模拟过程中实施大 量的人为干预 然而 在某些情况下 此类干预可能是不现实的 甚至是完全 常规方法 无法实现的 2006 年 油气行业将总收益的 3% 应用常规方法进行油田规划存在 投入到了信息技术中 在硬件 软件 两个重大问题 首先 油藏模型下游的 和信息服务方面的投入达 20 亿美元[4] 所有模拟都是静态的 它们在资产的 此类信息技术包由油藏 管道网络 处 整个生命周期中只能代表一个时间点 理设施和经济评价模拟器组成 过去 要想分析任何其他的时间点 都必须 几年中这些模拟器的精度和可靠性得 重新建立模型 其次 常规方法未能将 到了显著提高 利用这些模拟器可以 油田开发规划工作的动态性考虑在内 更方便地对复杂储层和多相流动动态 例如 在某区域钻几口新井可能会对 进行模拟 并对压缩机之类的重要设 该区域现有井的产量造成影响 从而 备的性能进行优化 与原计划的初衷不符 另外 更换压缩 尽管将这些模拟器应用在油田的单 机或随后实施各种二次采油作业等情 个领域能够取得不错的效果 但当将它 况将有可能使模型之间最初进行的数 们成套地应用于整个油田分析时便会产 据交换失去意义 油田新技术

23 这些不利因素可能导致常规全油 田分析过程中出现一系列问题 包括 实施了不必要的钻井作业及设施尺寸 过大或过小等 针对全油田模拟缺陷而制定的解 决方案正在成为智能油田技术的一部 分 智能油田已经实现了从原先的系 列工作流向可以全面考虑前馈和反馈 效应的实时动态流程的转变 智能油 田的一个重要特征是可以在整个油田 范围内将某一学科的边界条件扩展到 另一学科中[6] 利用实时动态处理技术 来对相关事件的影响 包括历史影响 及预计影响 进行模拟 为预测油田动 态以使之更适合不断变化的作业环境 创造了条件 这一概念是一体化资产 建模模拟的核心内容 悄然发生的革命 一体化资产建模模拟技术是在人们 所熟知的 NODAL 生产系统分析技术基 础之上演化发展而来的 人们利用这一 技术来研究诸如管道网络 电路和石油 生产系统之类的复杂且相互关联的系 统 该工艺要求选择一个基准点 或节 点 来划分系统 在原油或天然气生产 系统中 节点可能位于几个位置当中的 一个位置上 比较常见的节点为井底和 井口 位于节点上游的部分被称为内流 段 而节点下游的部分则被称为外流 段 例如 位于井口节点上游的射孔段 是内流段的一部分 而通往加工厂的管 道则是外流段的一部分 不管节点的位置位于何处 它必 须满足两个边界条件 1 流入节点的 流体量必须等于流出节点的流体量 2 一个节点上只能有一个压力 作业 人员由此绘制出流入节点和流出节点 的压力和流量曲线 两条曲线交点的 流量和压力可以同时满足流入和流出 3. Snieckus D Switching on to Doff Offshore Engineer 29 卷 第 1 期 2004 年 1 月 Howell A Szatny M 和 Torrens R From Reservoir Through Process From Today to Tomorrow-The Integrated Asset Model SPE 发表在 SPE 智能能源大会暨展览会上 阿姆斯特丹 2006 年 4 月 日 5. 针对实际电子表格的审核研究表明存在大量 的错误 请参见 Pankow RR What We Know 2007 年冬季刊 的约束条件 从而解决了上述难题[7] 将NODAL分析从单井扩展到更复杂 的系统中这一想法并不是最近才提出来 的 1971 年就曾有人提出了一个具有开 拓性的方案 它向人们展示了如何将油 藏模型和地面模型相结合来为气田采集 系统提供解决方案 而在该方案之后又 出现了其他的一些方案[8] 而能够综合各 种油藏 管道 处理设施和生产经济学 模型来提供一种优化解决方案的商业软 件的出现才真正是一种全新的新生事物 这些新技术并不是简单地将多个模拟器 包括在一个软件包中 而是一个能够将 各种资产 计算环境和位置条件下的模 拟器联系在一起的计算框架体系 Avocet 一体化资产模拟器生产软 件能够帮助人们对资产建模的联系框架 方法有全面的了解 这一综合性的软件 能够提供一种端对端的资产解决方案 能够将油藏 ECLPSE 油藏模拟软件 油井和地面基础设施 PIPESIM 生产系 统分析软件 和处理设施 HYSYS 处理 模拟软件 在同一个生产管理环境下联 系起来 [9] 除了这些商业模拟软件之 外 专家们还可以将他们各自学科的模 型或他们公司的专有模型整合到整个模 型体系中 使各个软件的计算结果贯穿 于整个体系中 利用 AVOCET 软件 不 同地点的专家可以进行协作 安装于一 台计算机中的模型框架能够指导和影响 远处计算机中安装的油藏 管道 加工 处理和经济评价应用程序 模型框架的 界面能够使操作者以图形的方式将各个 模型联系起来 并在获得最佳解决方案 的过程中随时查看中间结果 下图 该方法为油田全生命周期动态预测 提供了一个阶式的迭代解 与NODAL分析 相似 工程人员利用现有的边界条件对一 个节点的每个时间步长进行两次迭代计 算 第一次计算用于确定油藏内部可以 达到的产量和压力数值 第二次计算用于 确定设施网络内的产量和压力数值 > Avocet一体化资产模拟器界面 Avocet软件中所进行的每个单独的模拟都可以被整合到一个代表总 一体化资产模型的流量图中 这些模拟的综合模拟结果可以以图解或列表的形式进行显示 About Spreadsheet Errors hawaii.edu/ssr/mypapers/whatknow.htm 2007 年 11 月 13 日浏览 6. Howell 等人 参考文献 4 7. Beggs HD Production Optimization Using NODALTM Analysis 塔尔萨 OGCI 出版公司 1991 年 8. Dempsey JR Patterson JK Coats KH 和 Brill JP An Efficient Model for Evaluating Gas Field Gathering System Design Journal of Petroleum Technology 23 卷 第 9 期 1971 年 9 月 Barroux CC Duchet-Suchaux P Samier P 和 Nabil R Linking Reservoir and Surface Simulators How to Improve the Coupled Solutions SPE 发 表在 SPE 欧洲石油会议上 巴黎 2000 年 10 月 日 9. Ghiselin D Source-to Sales Asset Management E&P 78 卷 第 1 期 2005 年 1 月

24 P1 1 ઠጲᆳ ఇ ഗ ڦ უ ઠጲ ڢ ఇ ഗ ڦ 6 4 P2 2 Q1 5 3 ଉ Q3 > 耦合和网络平衡 Avocet 模拟器中的缺省网络平衡方法是弦长 斜率法 在这一算法中 油井模拟器将油井压力极限值 P1 作为起始估算值 从而获得 一个相应的流量值 Q1 流量值 Q1 被输入管道模拟器以计算出与该流量相对应 的压力值 P2 然后压力值 P2 被输入储层模拟器以生成与该压力值相对应的外 流量 Q3 通过两点之间的弦长可以计算出生产指数 PI 值 将该值传入管道 网络模拟器后可以生成点4 上述迭代流程将一直重复下去 直到在一个特定 误差范围内实现收敛为止 即获得点 6 在点 6 的位置上 储层和地面管道网 络之间的压力和流量是一致的 系统也是平衡的 这样可以计算下一个时间 步长 弦长 斜率耦合需要多次迭代计算 可能未必适合所有的生产系统 Avocet 软件还包括其他一些耦合和网络平衡方法 ں ௬ ஏKፇ ݴ ੦ ഗ ئ ఇ A N1ፇ ݴ ئ ఇ B!N2ፇ ݴ ئ ఇ C ᆳĂഘ > 具有不同组分模型的储层 在一些资产建模模拟中 可能有必要将部分储层与不同的组分模型联系 起来 以将三个不同储层与一个地面网络相连接为例 储层 A 采用一个具有 N1 个组分的模型 储层 B 采用一个具有 N2 个组分的模型 而储层C 采用一个具有三个组分的黑油模型 上述三个储层都与同 一个控制器相连接 通过该控制器 组分转变成地面网络所采用的最终的 K 组分集 例如 当需要查 询其中一个储层的流量数据时 控制器便会将流量数据转化为地面网络的 K 组分集 同样 当流量数 据从地面网络传送到任意一个储层时 将会被转化成该储层模型的特定组分集 22 上述两种迭代计算会反复进行下去 直到整个耦合系统的流量和压力达到匹 配为止 左图 随后资产模拟器对下 一个时间步长进行计算并重复该步骤 这样的迭代计算一直进行下去直至达到 期望的油田寿命 在每一个时间步长 上 系统的约束条件都在上游和下游的 各模型及相应的模拟器之间传播 尽管 Avocet 软件利用这种通用方法来求解 但模拟器的最终组合将由所研究问题的 性质及复杂性所决定 节点上最严格的耦合位置位于井 底 而且 对大多数系统而言 在井底 耦合所需的计算时间也最长[10] 通常当 耦合点移向井口到达网络的其他位置 时 计算时间也将随之减少 在分析复 杂油田时井底耦合方法可能并不实用或 者根本不可能实施 因此可能需要将耦 合点往地面方向移动 除了耦合位置之外 组分条件的选 择也会对模拟器的计算时间和收敛性造 成影响 对于那些流体组分对流动特征 影响不是很大的油藏 ECLIPSE 黑油有 限差分模拟三组分模型可能比较适合 该模型假设油藏具备油相 气相和水相 三相系统 当注入液能够与储层油气发 生混相时也可以采用四组分系统对油藏 进行模拟 对于一些复杂的油气系统也可以进 行显式组分模拟 当需要利用状态方程 对油藏流体动态随深度的变化进行描述 时 显式组分模拟可能是一种合适的选 择 这种模型可能最适合凝析油 挥发 油 稠油 注气开发和二次采油系统 这些模拟具有足够的灵活性 使具有不 同组分模型的多个油藏能够与地面网络 相连接 左图 通过上述方法及其他 一些约束条件就可以确定利用 Avocet 软件来解决某个特定问题的具体方法 一旦合适的模型被建立起来 就为 端对端的油田优化提供了一条明确的路 径 利用模型得到一个收敛的解后 便可 以对前馈和反馈效应进行处理[11] 该系 统开放的架构体系可以避免因软件版本 不同而引发各种问题 而其所具有的与 远程计算机进行交流的能力也使跨学科 合作及计算硬件的最佳利用得以实现[12] 油田新技术

25 共有六组处理装置 用于收集大约来自 65 口生产井的原油和天然气产量 最近几年 PEMEX 一直在关注 San Manuel 项目中出现的几个问题 该项 目的原始设计产量要远远高于当前的产 量 随着系统的老化 主输气管道中的 凝析油生成现象成为一个难以解决的问 题 由于地形复杂 天然气温度较高以 及管线的天然气输送速度较低等原因 导致凝析油容易在管道较低的位置聚集 起来 从而形成不稳定的段塞 这些段 塞在上游形成回压后会导致天然气产量 下降 这迫使PEMEX的作业人员不得不 频繁地在某些分支管中开展清管作业以 清洗管线 恢复产量[13] 为此 PEMEX和斯伦贝谢公司合作 实施了一项一体化资产建模模拟 来了 解和优化整个San Manuel 资产的绩效 包括工作井 处理装置及相关的管线 使用了 Avocet 一体化资产模拟器将各 口油气井 管线以及处理模拟器整合到 一个单一的环境下[14] 模拟结果实际上与他们所使用的数 据相差无几 而在对San Manuel这类综 合网络进行模拟时 需要采用大量的数 据 合作小组的首要任务是为油气井 管线和处理设施开发一个数据库 采集 到的数据包括产量数据 管汇和压缩设 备中的压力和温度数据以及一些流体性 2007 年冬季刊 16 in. x5.6 km ഘ ᆳ ᆳഘ ஏ Muspac in. in. x1 ၄ ت ጎዃ 0.3 x1 0.3 km Chiapa km ت 36 in ᆳഘ ଉ ߛ ۯ ԍቱ ڟڥ ഽ ই گ ፕᄽ Ԩ ፕᄽ ڦ ଳऄႠ Copano 12 in. x 14.9 km 赋予老油田新的生命 世界上很大一部分油气产量都来自 一些已经生产了几十年的陆上油气田 由墨西哥国家石油公司 PEMEX 负责 作业的San Manuel综合项目就是一个很 好的例子 San Manuel 项目位于崎岖的 丘陵地带 在墨西哥Villahermosa以南大 约 160 公里 100 英里 处 该项目是 25 年前建立的 其天然气产量和原油产量 分别超过790 万米 3/ 日 2.79 亿英尺 3/日 和 2080 米 3/ 日 桶 / 日 该油气田 Catedral 8 in. x 4.8 km 以上各因素共同使作业者得以有效 地应对生产过程中出现的问题 例如 提高现有油田产量的最有经济效益的方 法之一就是通过一体化资产建模模拟来 优化生产.x1 4.9 km Giraldas 24 in. Cactus Cactus 16 in. x 10.7 km 12 in. Cactus Sunuapa 16 in. x 10.1 km 16 in. x 10.1 km > 生产系统示意图 San Manuel 产品收集系统利用六组处理装置采集 分离和压缩或泵送油气 在 一体化资产建模模拟的基础上 许多潜在的优化措施 彩色的菱形 都得到了实施 包括避开Catedral 装置中的高压分离器以及通过改造使 40 厘米 16 英寸 输气管线具备多相流的能力 Catedral 装置中 的这一变化增加了油气产量 显著地减少了为消除段塞和液锁而需要开展的清管作业的次数 在 Copano 装置中 在绕过一个高压分离器后油气产量得到了提高 管汇回压出现了下降 针对系统其 他部分和各井的一些建议也得到了落实 从而提高了产量 根据 Morales 等人的资料修改 质数据 此外 还必须具备 San Manuel 基础设施方面的数据 如管道直径 地 理位置和地形剖面数据等 合作小组利用上述数据为整个San Manuel综合项目的各组成部分 包括65 口井 8个管道网络和6个处理设施 分 别进行了模拟[15] 该小组利用Avocet软 件将这些模拟器整合到了同一个框架体 系内进行动态耦合 并根据系统中一些 点位的现场实际测量结果对得自模拟模 型的结果进行了检验 结果表明 原油 预测产量与实际产量的差异为5.9% 而 相应的气产量差异为1.6%[16] 合作小组对模拟结果很满意 受此 结果的鼓舞 他们又开发了多种优化方 案来降低成本 解决设施的瓶颈问题以 及增加油气产量 接着 合作小组根据 这些方案在提高产量和降低成本上的潜 在效果对它们进行了排序 然后利用 Avocet软件对最有潜力的方案进行了模 拟 以为目标方案的实施确定地点[17] 对 San Manuel 综合项目所做的动态模 拟产生了一系列具体的方案 在实施这 些方案时可以利用现有资源 而同时不 需要增加投资成本 上图 上述项目给 P E M E X 带来的效益 是 每年直接为公司节省 60 万美元的 作业成本并带来价值相当于 3500 万美 元的油气产量的增加[18] 这些费用的节 省是通过改变 San Manuel 综合项目的 作业方式实现的 10. 井底耦合使各个模拟器可以分别处理它们各 自所针对的问题 例如 储层模拟器是专门 为流体流经孔隙介质而设计的 而井筒和网 络模拟器则是为流体流经油管而设计的 11. 总的来说 流动条件前馈 而压力条件反馈 12. 此处所指的开放架构体系是指可以资料交换 并指导远程计算机的能力 不管模拟器位于 何处 该体系都能够使各模拟程序的最新版 本涵盖在基准框架内 13. 在San Manuel项目中 某些管道每年需要进行 高达 42 次的清管作业 14. Morales 等人 参考文献 在储层和油井模拟过程中采用了 ECLIPSE 储层 模拟器 在管道模拟中采用了 PIPESIM 模拟 器 而在处理设施模拟中则采用了 HYSYS 处 理模拟器 16. 气产量数据比液产量数据更准确 17. Avocet 软件的迭代双向解确保了整个 San Manuel 综合项目的压力和流动平衡条件都符 合要求 每个方案都获得了一个收敛的解 18. Garrido AM Morales F 和 Cruz J Brownfields Benefit from Integrated Models E&P 2007 年 11 月

26 通过绕开两个高压分离器和一个 中压分离设施 一个管汇的回压降低 了 3.3 MPa 475 psi 而另一个管汇的 回压降低了 0.2 MPa 30 psi 从而额 外地增加了 240 米 3/ 日 1500 桶 / 日 的 油产量和14.3万米3/日 500万英尺 3/日 的气产量 通过模拟还确认了另一项 重要的改进需求 即通过采取液体冷 却和回收等措施来对一条天然气管道 实施露点控制 PEMEX 的作业人员估 计 通过将温度降低到 20 C 68 F 并 在液体进入管道之前将它们收集起来 这两种方法 凝析油产量可以增加 210 米 3/ 日 1320 桶 / 日 清管次数可以减 少 90% San Manuel项目的一体化资产模型 建立起来之后 PEMEX的采油工程师便 开始利用其来进行日常作业的决策以 及为油田生产的进一步优化进行规划 需要进行分析的潜在变化因素包括新井 和现有井产量递减分析以及进一步改变 地面基础设施所带来的影响等 一体化资产建模模拟技术在 San Manuel 油田中的应用很好地说明了如 何将 NODAL 分析由单井向一个包含有 65口井的油田中拓展应用 下面的一个 实例将涉及到更多数量的井 大型资产一体化建模模拟实例 1974 年发现的 Mumbai High 油田位 于印度大陆架附近 由印度石油天然气 [19] 公司 ONGC 负责作业 下图 油 气产自 690 口油气井 有 200 口注水井 维持储层压力 当前该油田的油气产量 分别为 米 3/ 日 25 万桶 / 日 和 43 万米 3/ 日 1520 万英尺 3/ 日 左右 利 > 由 ONGC 负责作业的 Mumbai High 油田 Mumbai High 油田位于印度大陆西北部以西的海上 160 公 里 100 英里 处 上 面积大约为 1200 公里 英里 2 该油田 右插图 包含 650 口产油井和 40 口产气井 690 口井生产出来的油气流入 5 个处理站 而整个系统通过 2900 公里 1800 英里 长的 管线连接 原油和不用于气举作业的部分天然气通过一些干线管道输送到 Uran 陆上终端 24 用处理设施 流体被分离成原油 天然 气和水 原油和部分天然气被输送到一 个陆上终端 而剩余的天然气则被用于 产油井的气举作业 这部分井占油井总 数的 80% 左右 在通常情况下 要想使处于产量递 减阶段的大型老油田实现高效管理和优 化并非易事 Mumbai High 油田也不例 外 该油田的原油产量占印度原油总产 量的40% 而ONGC的目标不仅仅是要止 住产量下滑 而且还要提高产量 这些 情况进一步加大了在该油田实现高效管 理和优化的难度[20] 要想实现上述目标 作业者需要开展的工作便远远不止过去 所做的单分支 NODAL 分析那么简单 优化气举作业一直是 ONGC 的一 个主要目标 尽管为实现这一目标 该 公司先前曾定期地对油气井逐一实施 工程方面的改造 但这些工作一直没 有为该油田带来期望的产量增长 在 实施气举的油田中 需要将部分产出 的天然气用于气举作业 因此利用单 井分析的方法无法分析出交互作用效 应 ONGC 认识到 建立在整个油田基 础之上的一体化资产模型模拟方法能 够捕获所有网络交互作用效应 从而 使公司能够更好地进行决策 并在降 低成本的同时提高产量 为此 ONGC 在斯伦贝谢公司的帮 助下开发了一个 从储层到终端 的一 体化资产模型概念及一个相应的分阶段 的项目实施方案 该方案包括三个阶 段 第一阶段的目标是开发一个与整个 Mumbai High 油田网络整合在一起的生 产模型 后两个阶段的目标主要是网络 优化 与 ECLIPSE 油藏模型的整合以及 实时模拟 为第一阶段的综合生产模型设立的 目标非常宏大 即开发一个精确的多 相流黑油模型 该模型将 Mumbai High 的所有设施都考虑了进来 包括油井 平台 管道 处理船 气举装置 注水 装置以及与陆上终端相连接的设施 并 选择了PIPESIM油井和网络分析软件作 为其建模框架体系 油田新技术

27 与本文前面提到的 PEMEX 的经历 类似 Mumbai High 项目的首要目标也 是数据采集 这对一个包含近 900 口井 及配套设施的油田而言 是一项令人畏 惧的浩大工程 ONGC 在数据采集工作的初期做出 了三个重要的决策 首先 由于该油田 处于一个动态环境下 ONGC 选择了一 个数据截止日期而不是试图去实现一个 不断变化中的目标 其次 为了确保工 作流的结构合理以提高速度和效率 ONGC 对员工进行了广泛的培训 最 后 为了确保数据质量和数据的准确 性 ONGC对数据库进行了一致性检查 在 Mumbai High 油田的数据采集过 程中获得了大量的生产数据 包括油井 井位图和压力 - 体积 - 温度数据 以及 每口井的生产测试史和井下设备详情数 据 在将各油井数据整合进网络模型之 前 必须为油田开发出校准数据 于是 工程人员根据最新的生产测试数据对各 类油井模型分别实施了校准 在完成数 据采集工作 建立和校准油井模型之 后 就可以开展网络模型工作了 ONGC 在 PIPESIM 软件中构建的综 合网络模型涉及到了所有的井 立管 管道和处理设备[21] 在建立模型时使用 了一个六层架构体系 右上图 建模 的最后一个步骤是将模型的压力 温度 和产量预测数据与实际生产数据进行历 史拟合 整个模型的历史拟合在加工厂 和井口平台的水平上展开 在模型建 立 校准和验证过程中 ONGC 的工程 人员发现了 350 多个可能提高 Mumbai High油田产量的机会 这些机会出现在 气举优化 高回压瓶颈定位及产量趋势 不稳的油气井的识别等多个领域中 建模和测试工作完成以后 ONGC 利用第一阶段的模型开展了除瓶颈研究 及网络化气举优化工作 以提高第二阶 段的产量 结果表明原油产量可增加 475 米 3/ 日 3000 桶 / 日 而气举所需 的天然气可减少 40%[22] 注入气量的显 著减少具有两大好处 首先 压缩机储 备功率的提高带来了更好的作业稳定 2007 年冬季刊 ஏఇ႙ ߅ ڢ ت ᆳ ஏ ੨ ੨ ݴڇ ኧఇ႙ > 一体化流程模型的结构 尽管Mumbai High油田各处理设施所接收的油气都 来自与之相连接的油气井 但气举和注水可能会穿过流程边界 为了确保所有 液流和交叉层都能够得到准确的计算 工程人员利用PIPESIM模拟器将一体化 资产模型的结构分为 6 层 其中的 5 层在网络模型中 而另 1 层则是每口井的 单分支模型 最顶层为交互层 在那里有生产和注水系统及发生平台流体交 换 干线管道层包含平台间的管道连接以及输送用的管道连接 处理平台层 包括分离处理和气举界面 随后是出油管线网络层 该层包含若干位于处理 装置内与井口平台相连的出油管线 网络模型中的最后一层是井口平台层 包含与特定平台相连的所有油井 最后一层由各井的单分支模型组成 不同颜 色的箭头代表不同的网络连接 在连通性回到与网络另一部分连通性相同的水 平之前 它会扩大至最高水平 根据 Moitra 等人的资料修改 参考文献 2 性 可控性以及生产和注气作业的可预 测性 从而增加了远处井口平台中气举 措施的作用范围 其次 气举作业所需 天然气量的减少意味着可以输出和销售 更多的天然气 目前 ONGC 正利用第 一阶段综合生产模型开展进一步的优化 工作 尽管 ONGC 的 Mumbai High 油田综 合生产网络模型的开发工作才刚刚起 步 但公司已经在展望着第二阶段的工 作 在该项目的第二个阶段 ONGC 将 利用Avocet 软件将ECLIPSE油藏模拟器 耦合到第一阶段建立起来的PIPESIM网 络模拟中 这一阶段取得的成果将被用 于提高产量 优化决策和制定油田二次 开发方案 项目第三阶段和最后阶段将 对实时模拟和优化进行展望规划 在项 目最后阶段所开发的模型将能够从数据 监控和采集系统 SCADA 及其他数据 库那里获得自动更新 该模型将与油 藏 -地面综合模型一起被用于时间步长 规划研究 ONGC 从以上工作中获得的重要经 验之一是 工作流的优化和油田作业人 员与办公室人员之间的协作是 Mumbai High资产建模项目获得成功的关键 一 体化资产建模模拟是一场新的技术革命 浪潮的一部分 它不仅正在改变作业公 司的作业内容 而且还在改变着他们的 作业方式 StatoilHydro目前正在实施的 技术就是此一体化资产建模模拟技术的 一个很好的例子 19. Moitra 等人 参考文献 India Produces mmt of Crude Oil United Press International 2007 年 8 月 21 日 /08/21/india_produces_31513_mmt_of_crude_ oil/1560/(2007 年 8 月 30 日浏览) 21. 处理设备包括分离器 压缩机 加热器和泵 等 22. Barua S Integrated Asset Model Crucial to FieldWide Optimization Upstream Technology 2 卷 第 10 期 2007 年 10 月

28 主要使用手动操作仪器和工作流的系统 转变成一个能对实际生产系统进行实时 优化的系统 这一过程十分复杂 值得! ۆ Tampen ں 进一步的研究[25]! 作业小组的首要工作是通过SIPOC Ԛ ߵ Ԛ 分析确定WAG周期优化的相关内容[26] ຯ 分析结果表明 WAG 周期优化需要四个 要素 一个简化的油藏模型 油井和油 藏控制 一个现场动态分析器和一个一 体化资产模型 在将简化后的油藏模型与油井模型 结合后工程人员可以利用它们进行层段 Snorre-B 压力变化预测和短期产量预测 通过油 井和油藏控制可以确定节流阀位置 以 稳定产量 而且一旦处理设备出现故 Snorre-A Visund 障 也可以利用油井和油藏控制及时调 整节流阀位置 现场动态分析器用于为 WAG 周期分析以及随后的作业提供指 南 最后 Avocet 一体化资产模拟器是 Statfjord 一种优化软件 Avocet软件的控制参数 是水和天然气的注入量和注入时间 而 产量则受节流阀侵蚀速度和井底流动压 Gullfaks 力的制约 一体化资产建模软件能够为 每口井提供两年的原油产量预测和两年 的油藏压力预测 0 ࠅ! 3 StatoilHydro 利用一个监控工作流 ᆈ 0 3 自动化模块将上述各要素联系起来 其 > Snorre 油田 StatoilHydro 的 Snorre 油田位于北海挪威海域 长约 20 公里 12 英里 宽 8 公里 5 自动化功能使各要素可以协调一致地为 英里 位于油田最北部的 Snorre-B 圆圈内 是一个水下开发项目 由回接在一个半潜式钻井 处 Snorre-B的水气交替驱作业实施四项完 理和生活平台上的两个生产系统和两个注水系统组成 Snorre-B 的产量来自 Lunde 油藏 该油藏结构 复杂 储层性质差异较大 其流动动态受许多阻挡层的影响 该油藏的特点是水平井长 难以实施修 全不同的工作任务 优化 分析 生产 井作业 此图经 StatoilHydro 同意后修改而成 监测和调整 下一页图 在开发和测试期间 控制和连接 展望未来 在挪威卑尔根西南部大约 150 公里 90 Snorre-B WAG 工作流所使用的是一种能 2006 年 作为 Statoil 即现在的 英里 处 上图 Snorre-A 平台于 1992 够在 Web 环境下将各节点内和节点间 StatoilHydro 提高水下原油采收率 年投产 而 Snorre-B 则于 2001 年投产 松散耦合的流程整合在一起的技术 SIOR 项目的一部分 该公司与斯伦 目前 两个平台的油气总产量分别为 23. Improved Recovery from Subsea Fields 贝谢合作开展了一项研发项目[23] 项目 8000 米 3/ 日 桶 / 日 和 175 万米 3/ nsf?opendatabase&lang=en 2007年 9 月 4 日浏览 设想通过建立一套稳定的水下和顶边综 日 6200 万英尺 3/ 日 Snorre-B 的地层 SIOR 项目由 Statoil 于 2004 年启动 目的是使 合模型来为未来的实时优化提供依据 性质十分复杂 现有的水气交替 WAG 该公司 2008 年前的水下油田平均采收率达 到 55% 即相当于增加近 1.91 亿米 3 12 亿 项目目标是开发出一些工具和作业流 驱方案在经过改进后已经被确定为SIOR 桶 的可采石油储量 程 以在油田整个寿命周期内利用它们 的一个候选方案[24] StatoilHydro 希望能 24. Challenges in Developing and Draining the Lunde Reservoir on Snorre B Statoil 经常性地对油藏动态 油井产量和处理 够通过优化工作流和提高跨学科生产管 no/stavanger/doc/past%20events/spe_meeting_11_ 设 施 进 行 优 化 上 述 目 标 目 前 正 在 理水平来提高资产效益 01_06.pdf 2007 年 9 月 4 日浏览 StatoilHydro 的 Snorre-B 资产论证项目 尽管 Snorre-B 论证项目目前仍处 25. Sagli 等人 参考文献 SIPOC 是一个用来识别复杂流程各要素的工 中得到逐步实现 于实施阶段 但致力于优化 WAG 驱技 具 其使用的指标由供应源 S 输入 I Snorre油田位于北海Tampen地区 术的这一做法却具有启发性的意义 从 流程 P 输出 O 和客户 C 五部分构成 26 油田新技术

29 > Snorre-B 水气交替驱工作流 利用自动化监测模块可以实施四项重要的工作流, 上图对其中的三项流程进行了描述 优化工作流 ( 上 ) 用于为资产进行长期规划 它使用一个简化后的油藏模型进行模拟, 对产量和注入量进行预测, 在将预测数据输入一体化资产模拟器后能够为地面设施网络提供一个解 基于此,ECLIPSE 油藏模拟软件对拟定的解进行验证, 并将新的预测数据回传到工作流自动化系统中 分析工作流 ( 中 ) 是离线评估要素的核心部分, 由外围目标或限制条件触发启动 基于触发事件而预先定义的指令加快了分析过程, 而在分析过程中可能需要实施一个新的一体化资产模拟器 生产监测工作流 ( 下 ) 的更新最为频繁 任何一个关键的性能指标超过界限都将触发警报, 从而使上文描述的分析工作流程开始工作 而如果所有指标都在设定范围内, 那么生产监测工作流将完成计算, 并将油藏压力和油井产量估算值输送到调整工作流以控制节流阀 ( 未显示 ) 上述工作流通过对节流阀位置进行设置来实现注采目标 ( 根据 Sagli 等人的资料修改, 参考文献 2 ) 2007 年冬季刊 27

30 其中 部分计算和处理可能需要持续 数个星期或数个月 而不是几分钟或 几小时 强调应用和位置之间的数据完整 性和安全性的联结是非常重要的 各 流程之间的连接通过一个独特的两级 连接方式来实现 即各种应用之间的连 接及各个位置之间的连接 各种应用之 间的通信协议使用的是 PRODML 它是 勘探开发界标准的数据交换界面[27] 将 挪威的几个地点与全球其他四个地方 的中心联系起来的通信构架体系使作 业人员可以远程获得论证结果和生产 数据 下图 [28] 尽管为优化 Snorre-B 的水气交替 驱而开展的工作流自动化项目仍处于 开发阶段 但StatoilHydro已经开始从这 项工作中受益 首先 让现有客户参与 到开发和论证项目中可以使客户积累的 经验融入到优化后的工作流中 其次 该项目开发了一个简化的油藏模型 能 够在数分钟内 而不是需要数小时 提 供结果 这是将模型融入优化流程的必 备条件之一 最后 在生产监测中推广 应用自动化技术具有重大意义 警报的 触发条件设置得非常合理 数据监测和 监测结果分析这两个流程的结合使用户 能够对意外事件更快地做出反应 Avocet 软件在被整合进入校正和监控 工作流之后 将在实现上述项目益处上 发挥关键性的作用 ຯ ਆᇘ ༬ ఛਆᇘ 向智能油田迈进 尽管石油工业在几年前就已经开发 出了数据实时采集和传输技术 但该技 术并未被迅速地采用[29] 随着该技术在 提高采收率方面获得肯定评价的增多 越来越多的油田开始采纳这项技术 同 时 由于一些实时技术的功能越来越强 大而费用却越来越低 这也促进了这一 技术的推广[30] 例如 BP 公司为智能油 田创造了 未来油田 这一名称 而且 正在采取措施使公司的设想变为现实[31] 通过结合图基可视化技术 该公司已将 一体化资产建模模拟技术应用在了位于 Arkoma 的 Red Oak West 油田中 [32] 该油田位于美国俄克拉何马州东南 部的 Wilburton 附近 由 BP 北美天然气 Snorre-B ਆᇘ Stjørdalਆᇘ StatoilHydro ਆᇘ Snorre-B ᄇ๖ ຕ ޜ ခഗ! ײ ੦ ޜ ခഗ SOIL ᅃ ጨ ፕ ጲ ޜ ۯ ခഗ ॺఇఇ ޜ ခഗ ૦ ຕ ޜ ခഗ ຯ Ԟ ਆᇘ ӎ ں ૧Baden ᆈࡔAbingdon ధ ٷ ਸ਼ ڥ ਖ਼ ຯዝႩຯ ܘ > 工作流演示和测试计算架构 StatoilHydro 公司在挪威的几个地方 包括斯塔万格 特隆赫姆 Stajørdal 和 Snorre-B 对工作流 数据库 控制措施及 一体化资产建模模拟等例行程序进行控制 而位于奥地利 Baden 英国 Abingdon 卡尔加里和休斯敦的斯伦贝谢的技术部门可以通过安全石油信息链接 SOIL 使用这些工作流程和生产数据 根据 Sagli 等人的资料修改 参考文献 有关 PRODML 更多的信息 请登陆 www. prodml.org 2007 年 9 月 10 日浏览 28. 有关安全石油信息链接 SOIL 网络更多的信 息 请登陆 tabid/93/default.aspx 2007 年 9 月 10 日浏览 29. Snieckus 等人 参考文献 Mochizuki S Saputelli LA Kabir CS Cramer R Lochmann MJ Reese RD Harms LK Sisk CD Hite JR 和 Escorcia A Real Time Optimization Classification and Assessment SPE 发表 在 SPE 技术年会暨展览会上 休斯敦 2004 年 9 月 日 31. Reddick C Field of the Future Making BP s Vision a Reality SPE 发表在 SPE 智能能源大 会暨展览会上 阿姆斯特丹 2006 年 4 月 日 32. Weber 等人 参考文献 Howell 等人 参考文献 4 油田新技术

31 km 10 mi > Arkoma 油田动态的图基可视化处理 通过从图基可视化工具获得的屏幕截图可以看出工程人员是如何来观测资产动态的 图中的红色 黄色和绿色部 分 左 代表 Arkoma 油田 将 Red Oak West 部分放大后 可以按井型 平均产量和相对健康程度来查看油井 右 图中的泡式图用于显示主要作业 参数的影响 根据 Weber 等人的资料修改 参考文献 1 公司负责作业 该油田有800口气井 管 线总长度为 400 公里 250 英里 这些 设施分布在一个长32公里 20英里 宽 10 公里 6 英里 的区域内 其他油田 资产包括7个压缩站和70多个便携式井 口压缩机 在过去 要对像 Red Oak West 这样的油田实施优化意味着需要 花费很大的精力去检验大量来自多个数 据源的数百口井的数据 作为未来油田项目的一部分 BP 公司已经成功地使该油田走在了智能油 田的前列 为了实现全油田优化和图基 可视化 BP公司将SCADA系统与Avocet 一体化资产模拟器整合在了一起 Red Oak West油田的在线一体化资 产模型既可以以实时追踪的模式运行来 监测当前的作业 也可以通过离线的方 式对各种备选生产方案进行评估 除了 在线建模之外 BP 公司还开发了一种 被称为 MAPS 可以使 Red Oak West 油田的数据实现可视化的工具 为 BP 公司的工程人员了解大型油田动态提供 了制图工具 上图 上述技术使工程 人员可以快速确定哪些油井未达到潜在 产能 并使他们能够发现诸如集液或设 施故障之类的作业问题 尽管该项目的主要目的是提高产 量 但 BP 公司也发现了该项目所带来 的其他一些重要效益 通过利用可视化 指标和动画演示来对管道腐蚀 冲蚀和 ߛNPVയ, % ศ ᆳགྷ ႎᆳགྷ NPV =38ᅢ ᇮ! ศ ᆳགྷ ᆳགྷ NPV =18ᅢ ᇮ റ ഘགྷ ႎഘགྷ NPV =15ᅢ ᇮ റ ഘགྷ ഘགྷ NPV =38ᅢ ᇮ > 智能油田的潜能 在油气田中应用数字技术有望能够使新油田 未开发 和 老油田 已开发 的 NPV 净现值 均获得大幅提高 这要得益于几项关键技 术的应用 即遥感技术 数据可视化技术 智能钻井和完井技术 自动化技术 和数据整合技术 2007 年冬季刊 液流速度进行分析 一体化管理能力得 到了提高 BP公司发现MAPS工具不仅 可以对油井和管道的动态及完整性变量 进行监测 而且还可以对从事维护 钻 井或紧急疏散之类活动的人员和设备进 行追踪 尽管许多因素都推动了智能油田的 发展 但最能吸引作业公司的莫过于减 少成本和提高产量这两个因素 项目价 值的显著提高将推动作业公司去发展那 些能够决定智能油田远景的技术 左下 图 [33] 而一体化资产建模模拟技术在 这一领域有着十分重要的地位 数字技术正在改变着油气田的面貌 石油工业目前正经历一场向数字技术的 经典转变 而一体化资产建模模拟正是 这一转变的部分内容 这一转变始于 25 年前 当时的规模还只能算是涟漪而已 而如今它的发展势头正旺 已经演变成 了浪涛 一体化资产建模模拟及所有组 成智能油田的相关技术的核心是信息整 合和信息交流 原有的一整套工作流程 将逐步消失 它们目前正在为新的工作 流程所取代 这一新流程能够在各学科 之间对信息进行无缝整合 并能够不受 地域界限的限制来对这些信息进行传递 由于组成这一新的工作流程的技术是主 动式而非被动式的 它们将有助于消除 各种障碍及人员之间协作的展开 随着 实时优化技术在石油工业中的不断推广 一体化资产建模模拟技术将在智能油田 中发挥越来越重要的作用 DA 29

32 电潜泵在智能人工举升中的应用 曾一度被认为仅适用于高成本和高产能油井开发的智能井技 术 现正被越来越多地用于提高老油气田的价值 尤其是装配有电 潜泵 ESP 的油井 更加适合于这种新旧技术的结合 在已配有 井下电缆和保护器的ESP井中安装监控装置 简单易行且成本相对 较低 John Algeroy 美国得克萨斯州 Rosharon 在编写本文过程中得到以下人员的帮助 谨表谢 意 得克萨斯州 Rosharon 的 Ryan Cox 休斯敦的 Ramez M. Guindi 和 Grant Harris 以及得克萨斯州 Sugar Land 的 Barry Nicholson espwatcher FloWatcher MultiPort MultiSensor Phoenix QUANTUM RapidSeal 和 REDA 等是斯伦贝 谢公司的商标 1. Konopczynski MR Moore WR和Hailston JJ ESPs and Intelligent Completions SPE 发表在 SPE 技术年会暨展览会上 得克萨斯州圣安东 尼奥 2002 年 9 月 29 日 -10 月 2 日 智能控制不仅仅适用于复杂和高度 仪表化的油井 它还可能为老油田的生 产实践带来革命性的变化 一些作业者 已发现将实时控制与电潜泵作业紧密结 合可使他们受益颇丰 多年来 作业者一直在从地面上 监控ESP的性能 作业者可通过调节发 送至井泵变速传动马达控制器的信号频 率来避免泵送作业过早出现故障 利用 这一调节 还可避免 ESP 欠载 从而提 高产量 为找到最佳作业范围 工程师 在设计泵的过程中采用实时数据和模拟 的方法 以满足每口井的具体要求 双 向远程通讯技术的使用 使作业者可在 2. Vachon G 和 Bussear T Production Optimization in ESP Completions with Intelligent Well Technology SPE 发表在 SPE 亚太石油与天然气会议 暨展览会上 雅加达 2005 年 4 月 5-7 日 4. Oyewole P Application of Real-Time ESP Data Processing and Interpretation in Permian Basin Brownfield Operation IPTC 发表在国 际石油技术大会上 卡塔尔多哈 2005 年 11 月 日 450 A C 400 უ -psi; - F; ۉ -A 3. 有关电潜泵更多的信息 请参见 Bremmer C Harris G Kosmala A Nicholson B Ollre A Pearcy M Salmas CJ 和 Solanki SC 电潜泵技术新进 展 油田新技术 18 卷 第 4 期 2006/ 2007 年冬季刊 较远的距离对泵送性能进行监控 最近 工程人员通过将用于储层管 理的智能井技术与ESP远程监控技术相 结合进一步推动了上述概念的发展 这 两种技术的结合使泵送作业得到优化 从而显著地提高流量或最终的储量采收 率 在多层完井作业中 作业者可利用 井下流量地面控制阀在井内改变或切断 来自不同产层的流量 而无需修井作 业 从而节约成本并降低风险 永久型 井下温度和压力计可在井下监测各个产 层 提示工程人员何时需要开采新产层 或关闭停产层 从而无需事先进行生产 测井来识别干扰水层或产气层 350 B D 300 E ੨უ Ljpsi F G ۉ ऐ Lj F 150 ੨ Lj F ൻ ۉۯ, A 0 10ሆ14න 10ሆ21න 10ሆ28න 11ሆ4න 11ሆ11න න!! > 利用 espwatcher 监控系统对 ESP 进行监控 在西得克萨斯的一口油井中开泵作业后 最初测得的 入口压力 A 稳定在 300 psi 2.1 MPa 以上 比设计估计值高大约 150 psi 1.0 MPa 工程人员对 临近一口注水井上破损的节流器进行了修复 从而注入量得到了控制 E 最终测得的流压为200 psi 1.4 MPa 基本与设计标准一致 在每周进行一次的化学处理过程中 由于当泵还在运作时关闭了 出油管线 导致出现了意外峰值 B 和 D 生产工程师很快发现 为了更换下游一只泄漏阀门现场 作业者已将油井关闭 C 工程师通过遥控的方式将泵启动 同时确保泵的初期运转正常 并在初期 压降期间对事件进行了监控 之后 工程人员将油井关闭 并远程启动以进行日常维护 然后又重新 将其启动 F 通过增加变速电机的频率 产量得到了最大限度提高 G 30 油田新技术

33 智能流体控制装置和传感器可辅 助ESP作业 提高产油量 降低产水量 并在产层中形成更大的压差 采用这两 种装置后 作业者可使用更小型的 ESP 气体分离器和气体处理设备 因 而可降低节涌及液流中气体对泵造成的 损坏[1] 此外 在 ESP 举升井的修井作 业中 流体控制阀可对地层起到保护作 用 右图 尽管具备这些优点 但长久以来人 们一直认为ESP举升井中的智能技术是 油井作业中的奢侈品 仅适合一些主要 的作业公司及大型独立作业公司 目 前 大多数油井仍采用传统监控方法 包括通过在地表测绘电流数据确定泵送 效率以及利用声学测量方法确定液面深 度等 这些方法要求作业者经常去井场 收集数据 并需要手动调节泵 因此需 要大量人力且效率低下 然而 最近一些成熟产油区 这些 产区油气产量主要来自需要人工举升的 低压油田 的小型作业公司已开始利用 实时数据处理和解释技术来降低成本和 改善油藏管理 其中许多作业公司通过 实践认识到 将智能技术与ESP 相结合 后 其应用效果在具有易于出水层的油 井中尤为明显 例如 印度尼西亚的一 家作业公司安装了一个单独的开关阀 用来控制来自一下部易出水层的流入 物 安装在井底的应变仪通过测量产生 的静水压差 检测到采出液流中含水 检测到水后 立刻将该层段封闭 直至 水锥消失 随后该层段被恢复生产直至 再次出现上述情形 通过重复循环上述 作业步骤 这个在过去很可能被放弃掉 的低压产层为作业公司带来了 10 万桶 米 3 的石油产量[2] 加强远程监控技术的使用 借助日益先进的技术 如斯伦贝谢 的高级举升服务和 espwatcher 电潜泵 监控系统 可实现在井场对 ESP 性能 数据及井下和地面能量数据进行实时采 集 这些数据被送到技术中心 由专家 进行分析 这些专家能够远程执行 ESP 起动 停止和速度控制等操作[3] 2007 年冬季刊 同时 工程人员可以根据泵 电 机 油井和储层动态极限 对数据进行 处理并与预置的警报进行比较 警报 可通过无线电 电邮 电话和传真等方 式发送至相关部门 由于专家能够分 析泵送失败的原因并找到解决办法 利用上述流程可以对油气井生产进行 远程恢复 从而大大缩短生产中断时 间 由于能够节省人力成本并能避免 产量损失 这一作业方式可显著提高 作业的成本效益 如果具备先进的计算机模拟系统 和工程软件包 就可根据现场流体数 据对井泵的性能进行模拟 并将其与 每个特定井泵的标准试验性能曲线进 行对比 然后根据油井模型对油井动 态进行分析 利用每个节点的压力数 据并结合完井和流体性质资料 可对 油井和储层进行定期诊断分析并能轻 松识别出存在问题的 ESP 井[4] 例如 在西得克萨斯的二叠纪盆 地中 作业人员采用了 espwatcher 系 统实时记录泵送数据 前一页图 开 泵后 油井压力稳定在了高于设计预 期压力的水平上 在接下来的几周时 间里 由于一口相邻注入井中的节流 器出现了坏损 导致实际注入量是预 期注入量的 3.5 倍 含水量的增加造成 了动力的浪费 其后 作业者修复了节 流器并控制住了注入量 最终使流压 基本符合设计标准 此外 由于在每周例行的化学处 理作业中 当泵仍在运转时关闭了管 线 因此出现了意外峰值 作业人员对 作业过程进行了调整 使油井在化学 处理过程中仍能继续生产 而泵电机 升高的温度可以忽略不计 与传统的 电流强度测量法相比 压力和温度测 量法更容易发现此类事件 有时 这些实时远程监控方法可 带来即时显著的效果 经常能够让作 业者迅速收回投资 以西得克萨斯的 另一口井为例 一家小型作业公司的 电机出现过热后 实时数据触发了警 报系统并将紧急情况通知给工程师 这为该公司节省了大量更换受损电机 ESP 7-in. ᆳ 7-in. x 31/2-in. QUANTUM MultiPort ހ ഗ 31/2-in. TRFC-E 7-in. ገ ༫ থഗ (ICC) 7-in. x 31/2-in. QUANTUM MultiPort ހ ഗ 31/2-in. TRFC-E 7-in. ገ ༫ থഗ(ICC) > 油井完整性 可以远程控制的流体控制阀除了能 够在不借助钻机修井的情况下改变或调整产层 还能在拟定的 ESP 更换作业中保持关闭状态 从 而将地层和侵入性压井液隔离开来 如图所示 可 在起出 ESP 之前 将 31/2 英寸的电驱动可收回式油 管流体控制 TRFC-E 阀关闭 这样就可以在取下 ESP密封装置时 防止井筒中的流体流入产层 这 一优点在老油田和压力衰竭地层的修井作业中具 有特殊的意义 因为流体侵入会严重破坏储层并 造成最终采收率的显著降低 31