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SAGD水平井钻井技术在克拉玛依风城油田FHW3016井组的应用摘要：风城油田为整装的稠油油藏区块，目前采用直井、常规水平井的开采方式，采收率不理想。
2008年在调研国外SAGD技术，以及国内已经成功尝试平行水平井的施工经验的基础上，尝试试验SAGD技术开采风城油田的稠油油藏，以提高稠油油藏的开采效率，为新疆油田的挖潜增效、增产上产探索一条新的技术思路。
对提高新疆油田稠油开发技术水平，实现风城超稠油经济有效开发和油田持续发展具有十分重要的意义。
关键词：风城油田稠油油藏SAGD 水平井钻井技术一、前言SAGD简称蒸汽辅助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage）是国际开发超稠油的一项前沿技术。
其理论首先是罗杰·巴特勒博士于1978年提出，最初的概念是基于注水采盐原理，即注入淡水将盐层中固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，这样可以通过持续向盐层上免注水，从盐层的下部连续的将高浓度盐溶液采出。
高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差。
将这一原理应用于注蒸汽热采过程中就产生了重力泄油的概念。
对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，要实现注采井之间的热连通，需经历油层预热阶段。
形成热连通后，注入的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动，与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生产井中产出。
SAGD就是蒸汽驱开采方式，即向注汽井连续注入高温、高干度蒸汽，首先发育蒸汽腔，在加热油层并保持一定的油层压力（补充地层能量），将原油驱至周围生产井中，然后采出。
SAGD是一种将蒸汽从位于油藏底部附近的水平生产井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加热的原油和蒸汽冷凝液从油藏底部的水平井产出的采油方法，具有高的采油能力、高油汽比、较高的最终采收率及降低井间干扰，避免过早井间窜通的优点。
旋流分离技术在石油开采中的应用张文元发布时间：2023-07-29T04:43:37.306Z 来源：《科技新时代》2023年8期作者：张文元[导读] 随着国际油价的不断提高以及各大油田的石油开采进入衰减期，油田的开采含水率高而采收率低的影响。
因此，石油行业有必要提高原油采收率降低开采和原油处理成本，迫切的需要技术革新。
随着采出液含水量越来越高，产出水的举升、储存及其处理，设备资金的投入不断增加，产出水在处理过程中也会造成一些环保问题。
因此，应用井下油水分离技术实现同井注采从而进一步降低生产本，减小对环境的影响显得及其重要。
东北石油大学机械科学与工程学院黑龙江大庆 163318摘要：随着国际油价的不断提高以及各大油田的石油开采进入衰减期，油田的开采含水率高而采收率低的影响。
因此，石油行业有必要提高原油采收率降低开采和原油处理成本，迫切的需要技术革新。
随着采出液含水量越来越高，产出水的举升、储存及其处理，设备资金的投入不断增加，产出水在处理过程中也会造成一些环保问题。
因此，应用井下油水分离技术实现同井注采从而进一步降低生产本，减小对环境的影响显得及其重要。
关键词：旋流分离技术；石油开采；应用当油田的开采进入衰减期时就会面临着含水率高的问题，此时进行井下油水两相分离就显得极为重要，如今主要有两种分离方式可供选择，一是水利旋流分离；另一种是重力分离。
两种分离方式的工作原理是在井下安装油水分离装置或者是根据油水混合物的物理性质差异进行重力分离，分离后的水将重新注回地下，两种方式在运用上会因为地理和地质条件而存在一定差异，目的都是为了实现同井注采。
通过开展同井注采技术研究及应用，对产出波进行井下油水分离，分离出的水直接回注到注入层，含油较高的池水混合液则被举升至地面，实现在生产井筒内注水与采油同步进行。
该工艺的实施，一方面可控制无效产液，净少油井产出水量，在生产井达到98% 左右的特高含水条件下，仍可实现经济有效开采，有效延长油田开发周期，提高采收率；另一方面，可有效缓解后续水处理压力，辅助水井注水，减少地面注水量，减少地面油气集输系统建设规模和数量，降低地面设备能耗水平和水处理成本。
多相流计量技术在油井中的应用探讨摘要：随着社会的发展，石油和天然气变得越来越重要，油-气-水多相流计量技术在油井中也具备越来越重要的地位。
本文根据实践经验对油-气-水多相流计量技术在油井中的应用进行了具体的分析，阐述了多相流计量技术在国家能源开发战略的重要意义，以期对多相流计量技术在油井中的推广应用提供有力的技术支撑。
关键词：多相流计量技术；油井；应用；分析1引言随着石油工业和现代的不断发展，石油产地已经从较容易开发的内陆地区向海洋地区发展，我国目前的自主水深钻井能力大约在五百米到一千五百米之间，但水下的油气工程设备只能达到一百五十米左右，在海洋油气资源开发过程中，需要有海洋工程设备的跟进，而且水深的增加需要更多的水下生产作业。
因此，水下装备中的输油管线、水下设备控制系统，气液分离器、管汇平台等就变得越来越重要，而在钻探和开采过程中最为重要的问题是面对复杂流体的多相流问题。
发展油-气-水多相流计量技术是海洋油气开发过程中不可或缺的一项重要技术。
本文根据自身的实践经验和理论研究，对多相流计量技术进行了详细的论述，并对其在海洋油井中的应用进行了具体的探讨，为多相流技术在海洋油井中的应用提供了有力的技术支撑。
2 多相流计量技术在油井中的应用探讨2.1多相流计量技术简介多相流计量技术是指安装在水下管线汇集平台的各个管线节点上，用于计量每一个子油田油井口产出油流量，并监控流体的流型、液压、水含量、气体比例、气泡位置、流速、液温等参数，从而为水下设备的安全提供有效的数据。
在实际应用中，油-气-水多相流是一个多变量的随机过程，其参数复杂多变，测量困难，主要表现在以下四个方面：（1）特征参数多，如流速、气液比、水含量、压力等；（2）特征参数无规律变化，流动过程中含水率、含气率等瞬间变化且没有规律；（3）特征参数变化复杂，流体黏度、密度、物理参数等变化复杂；（4）液体流型变化复杂。
这些因素都给多相流计量技术带来了极大地挑战。
风城油田SAGD水平井超稠油轨迹控制及其应用【摘要】新疆风城油田发现于1956年，因受到勘探工作间断和超稠油开采工艺难以突破的限制，开采难度较大，产量无法提高。
至2011年，经历了早期试油、井组试采、规模试验、火驱、SAGD水平井等几个阶段，涉及试验井100多口。
通过不断的试验，对风城超稠油开发取得了一定的认识，也探索出开采稠油油藏的技术途径。
2008年对国外SAGD技术研究，以及国内已经成功尝试平行水平井的施工经验的基础上，尝试用SAGD技术开采风城油田的稠油油藏，以提高稠油油藏的开采效率。
【关键词】超稠油SAGD技术双水平井轨迹控制1 风城油田概述1.1 地理简介风城油田位于准噶尔盆地西北缘，位于克拉玛依市区东北约120km，该地区以北以哈拉哈拉特山为界，东与夏子街接壤，西邻乌尔禾镇。
由于风化作用，地形起伏较大，地面海拔为296km～376km，平均350km。
由于差异风化作用，地形起伏较大，残丘断壁四处可见，冲沟纵横，形成了有“风成城”之称的风蚀地貌。
该地区属大地干旱气候，温差为-40℃～40℃，降雨量少，蒸发量大。
1.2 地层概况风城油田自上而下地层可划分为白恶系图古鲁群，侏罗系齐古组、三工河组、八道湾组，三叠系，二叠系及石炭系。
稠油主要分布在侏罗系，与上覆白恶系图古鲁群和下覆三叠系（南部区域）、二叠系（中部区域）或基底石炭系（北部区域）均为不整合接触，发育了下统八道湾组、三工河组和上统齐古组地层，缺失中统西三窑组和头屯河组地层，上统和下统之间为角度不整合接触。
1.3 沉积特征侏罗系齐古组超覆沉积于古生界侵蚀面之上，其上又被白垩系古鲁群超覆，齐古组为一套辫状河流相沉积，自下而上可划分为J3q3、J3q2、J3q1三个砂层组，J3q1仅发育在东部的部分区域厚度较薄，分布范围小岩性以泥岩为主；J3q2砂层组全区分布，可分为J3q21、J3q22；含油砂体主要发育在J3q3、J3q2两个层段，其中J3q2层厚度较大，可分为J3q22-1、J3q22-2和3q22-3三个砂层，其中J3q22-1+J3q22-2发育，层间泥岩隔层厚度薄、分布不稳定或被上覆地层冲刷减薄，分布不稳定。
新疆油田SAGD技术开采区块，油井温度高，腐蚀性强，含沙大，对管线腐蚀和冲刷很严重，特别是SAGD循环预处理阶段闪蒸部分进行计量时，井口计量存在误差较大，针对现场的这一问题，CMS计量系统可以有效地解决。
1 CMS油气分离计量系统
1.1 液体计量
分离后的气相和液相通过单项流计量仪表进行计量。
其中液相的油水混合物经由质量流量计进行计量，质量流量计通过直接测量介质的质量、密度、温度的数据，然后经过内部积算仪的换算得到体积流量以及累计体积量数据。
另外该系统还可根据用户的需要实现计量数据的远程监测。
1.2 含水测量
测量前输入该区块采出液单项油、水的各自密度，混合液密度由质量流量计直接测出。
然后通过积算仪的密度法测量得到含水值（含水数值的测量受输入的油、水的影响）。
2 现场应用后的评价
2015年8月在新疆风城SAGD油田某管汇处安装一台CMS（旋流式多项流测量系统）。
选择该管汇试验是由于该管汇所带8口生产井工况条件复杂，采出液涵盖了携汽（气）量大（高Subcool）、温度高、压力高（最高达到1.65MPa）的特点，拟通过试验来弥补采用称重式计量器计量所存在的汽（气）液无法有效分离、不耐压等缺陷。
Subcool即饱和蒸汽温度与流体实际温度的差值。
2.1 实验思路
为了检验该计量装置的计量精度，方法可采用罐车称重对比法或者标准计量设备对比法。
但因采出液高温高压在井口未换热降温无法实现罐车称重。
因此，试验中将称重式计量器与稠油单井计量装置进行了串联。
采取以下思路进行验证分析：
对Subcool低的生产井进行液相密度分析。
Subcool低的生产井携汽量大，稠油单井计量装置的主要思路在于分相计量，分相计量采用的计量仪表均是国家法定计量器具均可以量值溯源，因而判断汽液是否有效分离成为关键。
由于质量流量计计量液体携汽时的密度小于纯液相时的密度，从而推断采出液是否有效分离。
对Subcool高的生产井进行产量比对。
Subcool高的生产井采出液在密闭系统中为液相，液相采用计量精度高、可量值溯源的质量流量计计量，并与称重式计量器计量值进行比较。
2.2 计量精度
该系统液相计量采用质量流量计，质量流量计结构先进，量程宽，精度高，适合粘度范围宽的介质测量。
且该装置准确度等级达3%。
通过对比，在实验管汇计量的两口井，时间由11日至27日长达半个月的周期内。
液量计量CMS系统得到的数据与称重式计量器得到的数据的比对结果，当单井计量时间超过1小时，CMS计量的数据比较稳定，它与称重式计量器的计量偏差≤3%；反之当单井计量时间1小时以内，CMS计量的数据与称重式计量器比较的计量偏差＞3%。
这是因为SAGD循环预处理采出液的供液不能正常趋于稳定，呈现间歇流状态，且计量的时间越长，得到的偏差越小。
2.3 稳定性
该系统全部采用压力管道设计，通过工艺优化，极大提高了装置的安全、设备维护简单。
该系统设计力求实用可靠，从系统结构到流量计的选择，设计使用寿命都在10年以上。
该系统的分离部分为全机械设计，无电子电路部分，减少安全隐患。
计量部分的质量流量计，其内部为双C形管，中空结构，无可控部件，不易堵塞，不易发生故障。
2.4 适用性
该系统工艺结构简单，利用管式旋流分离器进行气液分离，替代了罐式分离器，使整套装置体积大大缩小。
该系统操作系统采用触摸式菜单，人性化设计。
配备远程操作接口可通过液、气计量瞬时数据，自动生成曲线，生成日报等。
2.5 经济性
该系统装置含安装费共计10万元，对比目前稠油称重
旋流式多相流计量系统在新疆风城SAGD油田的应用
汪沪亮
新疆油田公司风城油田作业区 新疆 克拉玛依 834000
摘要：新疆风城SAGD油田目前的计量方式无法对SAGD循环预处理阶段闪蒸部分进行计量，使计量产生误差。
为此，引进CMS（旋流式多相流计量系统），本文对该系统在油田的应用进行了介绍。
关键词：单井计量 SAGD
Application of CMS in SAGD block，Fengcheng，Xinjiang oilfield
Wang Huliang
Xinjiang Oil Field，Karamay 834000，China
Abstract：The current measurement applied in SAGD block，Fengcheng，Xinjiang oilfield has failed in flash part at preprocessing stage of SAGD cycle.Cyclone multiphase measuring system（CMS）was introduced to resolve the problem.This article describes the application of the system in this oilfield.
Key words：single well metering；SAGD
（下转第123页）
表1 油-聚合物相对渗透率测定实验数据记录
油水比例压差/MPa 油相渗透率/μm 2水相渗透率/μm 2油相相对渗透率/μm 2水相相对渗透率/μm 2含水饱和度油流量/
（mL·min -1）水流量/
（mL·min -1）束缚水0.30—— 1.000.000.30——3 结束语
聚合物溶液/油体系所体现出来的这些特征变化，可理解为：在聚合物驱油过程中，溶液中的自由聚合物分子吸附在岩石孔壁上，而水相流度的降低，孔隙的流动空间
和流道断面的减小，是因机械捕集、水动力学捕集被滞留在孔吼处；由于聚合物溶液的高粘度驱替，在一定程度上优化了一维岩心的微观波及效率，至使残余油饱和度也明显降低。
式计量器投资相对减少，且该系统工艺结构简单，占地面积小，安装方便，甚至可不停产安装，大大缩短建设周期。
3 结论与认识
通过对SAGD高温采出液单井计量采用两种不同的计量方式进行计量验证，发现稠油单井自动计量装置能够对SAGD高温采出液进行汽（气）液的有效分离，实现了单井不换热的分相计量，满足各个工况条件下的计量，适用
范围更广，自动化程度高，较好的解决了SAGD高温采出液的计量难题，目前已在油田推广使用，在油田生产管理中发挥了作用。
参考文献
[1]李成宾.新型柱式气液旋流分离器数值计算[J].石油矿场机械，2011（2）
[2]高建中.多管旋流分离器多项流计量装置设计[J].石油矿场机械，2014（1）
井斜角较小，井段较短，套管顺利到位。
二开215.9mm井段，井斜角大，井段长，给套管下入带来了极大的困难，下该井段套管之前，进行了下套管模拟计算，根据钻进过程和通井过程中的钻具的上提和下放悬重，拟定套管内（0～900m）摩阻系数为0.25，裸眼段（900～3500m）内摩阻系数为0.3～0.35，通过软件进行下套管悬重模拟，模拟的结果为在套管下入到位之前下放悬重为负值，套管不能下入到设计深度。
4 结论
1）大位移井水水平位移大，套管下入过程中摩阻大，套管下入困难，漂浮接箍下套管技术能很好的减小下入摩阻，有效的解决了这类井套管下入困难的问题。
2）大位移井套管串中漂浮接箍的安放位置要根据不同井的井况，运用软件模拟，实时调整，保证漂浮接箍的安放位置达到最佳。
3）鉴于漂浮接箍下套管技术对于大位移井套管下入的实用性和有效性，推广该技术的使用范围，达到最大的经济效益。
参考文献
[1] 董兴亮主编.海洋钻井手册[M].北京：石油工业出版社，2009：611-612.
[2] 宋秀英，赵庆，姚军，等.大位移井下套管技术[J].钻采工艺，2000，23（4）：15-19.
[3] 刘甲方，刘春全，艾志久，等.浅谈大位移井下套管技术的现状与发展[J].石油矿场机械，2008，37（4）：17-20.
3）通过对采油过程中抽油杆轴向力进行检测，合理设计加重杆，避免抽油杆下部失稳弯曲导致的管杆偏磨，改变了以往盲目加加重杆的现状。
4 认识及建议
1）针对不同的井段狗腿度的大小，应采用不同强度的扶正措施，既保证材料的使用率，又要保证具有较长的检泵周期；
2）通过抽油杆轴向力检测，能够更准确地确定抽油杆中和点，确保科学合理设计加重杆，能够有效抵消下行程上托阻力，增强抽油杆刚性，避免偏磨弯曲，延长抽油杆和油管的寿命，达到降本增效的目的。
参考文献
[1]孟国华，高立军，等.胜坨油田抽油井油管和抽油杆偏磨治理对策[J].油气地质与采收率，2003（1）
（上接第88页）
（上接第104页）
（上接第121页）。
