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西北油田强化油井管理降低吨油成本

更新时间:2020-11-20 所属栏目:论文范文

  近日,集团公司公布今年一季度油气生产队伍组织效能对标结果,西北油田采油二厂采油管理二区再次名列油田板块人均边际贡献率第一。
  TH12517井高压注水后油藏需要排水生产,经排查分析确定该井出液量大,含水高,且含水相对稳定,4月1日,决定停止掺稀,改用站内井口小排量伴送,结果该井日均节约稀油12吨,节约泵车掺稀费用10万元。成为中石化单井日节约成本最多的一口井。这是采油管理二区科学管理油井创效的一个缩影。
  采油管理二区管辖着塔河油田10区北和12区部分油井,经过10多年开发,10区已进入高含水期,剩余油分布日趋复杂,油井出砂、井下故障、水淹日益加剧,生产效果逐年变差,被专家们称为难啃的“鸡肋”。12区的油具有超深、超稠、高含胶质沥青质、高含硫化氢、高矿化度的“两超三高”特点,稠油黏度是普通稠油的百倍以上,被视为开采“禁区”。由于开采难度大,挖潜空间小,该区在上产稳产方面,一直算不上“主力”。但他们瞄准油井科学管理,采用非常规工艺技术,细化一井一策措施,优化调整掺稀方案,向每一滴油要效益,有效降低吨油成本,走出了一条持续高效开发新路子。
  采用非常规工艺技术,让低效井增产增效
  采油管理二区管辖着塔河油田10区北和12区部分油井。经过10多年开发,10区进入高含水期,剩余油分布日趋复杂,生产效果逐年变差,被专家称为难啃的鸡肋。12区的油具有超深、超稠、高含胶质沥青质、高含硫化氢、高矿化度的“两超三高”特点,稠油黏度是普通稠油的百倍以上,被视为开采禁区。
  地质技术人员曾把12区作为增油主阵地,采取多种进攻性上产措施,但有些油井出油没几天就寿终正寝。面临挑战,技术人员决定采用非常规工艺,加大油藏动用程度,找出挖潜突破口,让难啃的鸡肋井变成香饽饽。
  针对部分高产井见水的问题,去年12月,技术人员运用高含水治理非常规工艺——井间排水调流势技术,通过调整地下水的流势,使油头转向,让油井恢复生机。应用该技术后,两口高产井含水下降,日增油35吨,截至目前已累计增油6000余吨。
  开展老井恢复评价摸排,细化一井一策管理
  在10区,日产油2吨以下的油井有45口,这部分油井大都处于休眠状态。技术人员深化对老油田的科学认识,开展单井动态分析和注采大调查,摸清每口井的脾气,找准措施定位,优化方案设计,细化油井一井一策管理,保证了老区主力区块稳产。
  TH10285井是一口单元注水井,因注入水水窜的影响,已丧失再注水的潜力。技术人员经排查发现,该井改注水前,日产油还有10吨,建议对该井实施转采。目前,该井日均增油25吨。
  地质人员把脉会诊,,针对单元注水井、前期无效长停井,通过老井恢复评价摸排,实施测静压、注水井转采、油井转注等一系列康复措施,使老井恢复青春。截至5月15日,间开生产低产低效井52井次,增油5600余吨。
  优化稠油掺稀方案,有效节约吨油成本
  TH10340CH井是一口注水受效电泵井,邻井注水、注气受效后油井含水下降,正常生产期间,含水在0~40%之间波动,回压高达2.8兆帕,且波动大,导致油井异常频繁,日需摻稀68吨才能生产。油井回压高,以往采取的办法,一是加大掺稀量,但浪费稀油。二是停井,用稀油或盐水扫线才行,但单井生产时效低。怎么办?技术人员用稀释和二次混配原理,采用地面伴送稀油的方式,在地面加装井口伴送流量计,日地面伴送稀油7吨,掺稀48吨,就解决了该井的异常难题。该井日均产油23吨,日节约掺稀13吨,再也没有出现回压高等异常。
  油井进入后期生产,会出现含水波动大、油水间出,导致回压波动大、油井异常频繁,管理难度加大、掺稀优化困难,针对此类电泵井实施加装稀油井口伴送装置后,油井异常明显降低。
  管理区部分油井因含水上升,采取高压注水替油,开井初期存在“油帽子”,需要上泵车等高压掺稀设备井口掺稀,含水突破以后受高压掺稀泵排量问题,无法调整最小掺稀从而造成掺稀浪费,同时油藏又需要此类井开井排水,对此管理区大胆创新,评估油井潜力,筛查出一批井不需要掺稀,实施停止井口掺稀、撤泵车等措施,大大降低油井生产成本。
  掺稀降粘是稠油开采的常规工艺技术。目前,西北油田在生产的稠油100%需要“掺稀降粘”,但控制掺稀量是个“大学问”,稀油掺少了,采出效果不好,掺多了,稀油太贵,掺稀生产一直就处于“欠账”状态。因此,“优化掺稀”始终是西北油田稠油生产单位倾力追寻的目标。采油管理二区正是抓住了“优化掺稀”这一关键点,他们从动态分析入手,通过优选掺稀方式、调整掺稀参数,不仅确保有效掺稀,更是最大限度减少低效、无效掺稀。二区总监李安国算了一笔账,上半年,管理区累计生产原油39.84万吨,节约掺稀6776吨,节约成本87万元,吨油成本比计划降低11元。


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