【科技亮点】采油工程系统成果喜人

吉油乾安 2021-02-21 07:18:35

2017年以来,厂工艺所立足油区实际,通过强化精细管理和综合治理,积极对制约老区开发工程技术难题开展技术攻关,推广应用成熟配套技术,深挖老区潜力,拓宽工艺技术应用领域,充分发挥了工艺技术支撑作用,全年采油工程系统取得了喜人成果。


注水指标稳步提升——地质需求有效注水合格率完成75%,较计划指标提高0.8%;地质需求分注率完成 87.7%,较计划指标提高0.5%;采油指标完成较好——机采系统效率、泵效完成19%和34.9%,皆完成计划指标的100%;平衡率完成82.34%,较公司指标提高9.71%;节电完成362.72万度、油井免修期完成685天、返修率完成5.4%;压裂一次成功率完成指标——2017年新老井压裂104口/251层,其中老井补压 8 口/12层,新井常规压裂 96口/239层,压裂一次成功率达88.5%;钻井指标优质完成——完成钻井146口,井身质量合格率达到100%,固井质量合格率达到97.7%,固井优质率达到53.5%。

注水基础工作得到有效夯实

自2016年以来,我厂坚持以“两个文件”为指导,狠抓注水一条龙精细管理,注水工作进步明显。


 

开展水质治理,提高水质保障能力。通过加强管理、加大调改维修力度,全力保油气处理一站水质合格。2017年重点调试、维修该站气浮设备,更换了双滤料、纤维球过滤器滤料,优化加药浓度,调改销售2000方罐工艺,提高污水处理效果,检修压滤机、加药设备及配电系统,保障设备运行时率;治理硫化氢,组织油气处理二站污水系统投产,目前系统运转正常,水质合格;投运让11站新污水系统,目前正处于试运阶段,日污水处理量1000m³左右;加强水系统检修维护力度,保障末端水质达标。2017年共清检污水罐、污水池22座,改造75座注水间分水器,冲洗输污水管线10条,注水干线支干线137条,冲洗单井管线600条;通过节点取样化验监测化学水质情况、注水井垢样分析明晰腐蚀机理、调整药剂配方提高药剂针对性,提高化学水质达标率。


开展欠注井治理,形成系列配套技术。针对注水管柱堵塞等,通过采取洗井、返吐、连续油管/小直径管冲等措施,全年实施672井次,成功285井次,日增注1950方;针对近井地带堵塞,采取解堵措施,全年实施重新射孔3口,有效1口,日增水量20方。理化法解堵增注4口,有效3口,日增水量85方。实施连续液动负压解堵39口井,成功12口井,日增注345方;针对井况恶化、大修不成的井,采取替代转注,全年实施3口井,日增水量130方。


通过开展水质、欠注井治理,欠注井大幅减少,欠注水量对比2016年减少2000方/天,日注水量达到了1.7万方。


优化分注工艺完善配套技术

厂工艺所通过继续优化分注工艺、持续完善配套技术,开展技术试验和水井大小修等工作,收到了较好的效果。


完善桥式同心分注配套工艺。2015年以来,我厂试验应用桥式同心分注工艺51口,测成48口,待压力稳定后测试2口,不成1口。初步表明,该技术在中深井测试提效方面有一定优势。


敲定新型地面分注工艺改造。我厂老式地面分注有160口井,由于存在工具防腐、测试精度和效率等问题,急需改进工艺。目前新型地面分注工艺,即“井下工艺、地面测调”路线已经敲定。井下工艺就是油管连接Y341封隔器工艺,对封隔器、配水器的防腐及结构等进行适应性改进。以及油管插接可钻桥塞,桥塞进口,连接件防腐处理;地面测调就是各层段配套无级可调配注器,电磁式水表。并对防腐涂层注水油管进行改进,现场试验。2015发现纳米涂层管腐蚀较重,涂层工艺改进后防腐效果较好,但2016年底测调试发现涂层仍有脱落。今年1至3月份与农工商及外协厂家共同研究,对涂层工艺进一步调整,经过采油院高压釜两次测试,已筛选出较好产品,5月份开始进入现场试验,今年下井45口,其中老井13口、新井32口。


 

全力开展水井大小修工作。今年已完成水井小修96口,其中常规作业完成26口,带压作业完成70口,成功率46.5%,平均占井时间10天;水井大修完成8口井,成功5口井,水井大修成功率62.5%。


狠抓注水一条龙精细管理。通过实行注水一条龙精细管理、常态化开展月度注水大检查月度评比工作,我厂注水基础管理工作得到明显改善和加强。


油井免修期实现稳步攀升

针对制约油井免修期提升的瓶颈,技术上,重点开展了以聚乙烯内衬油管为主要手段的高频井治理工作,同时精细单井加药管理、及时调整药剂配方,防腐防垢效果得到进一步提升;管理上,积极推广小修作业承包管理模式,以免修期改革、工况不正常井改革、返修率改革“三项改革”为重点,大力开展修前处理工作,强化杆管泵等入井材料质量和现场作业质量管控,油井免修期稳步提升,2017年11月份完成685天,年底将实现690天指标,油井返修率完成5.4%。


 

强化高频井治理提高免修期。今年计划拔管捞油治理35口井,预计减少高频井治理费用159万元,节约新杆管费用122万元,已完成30口井;计划开展新型防磨技术试验,配套针对性的“十防”工艺技术,对109口高频井开展治理。今年前已实施高频井治理92口,高频井免修期由治理前的138天提升到1264天,高频井数量从2013年的300口以上,下降到130口左右。


强化四项基础管理延长免修期。首先加强防腐跟踪监测,优化药剂周期和配方,量化加药;第二强化油井清防蜡管理,降低结蜡修井率;第三加强不正常井诊断,做好修前处理工作,确保成功率;第四提高小修现场监督水平,严格落实监督规范。目前实现油井作业返修率5.4%,实现年初计划指标。


改革举措得力及时保障免修期。为提高油井免修期指标,我厂围绕工况指标和免修期指标出台了承包改革政策,小修作业技术得到长足发展。应用超薄套铣技术处理异常井,主要用于处理桥塞卡井、长井段结垢等工况,替代大修施工,效率高、成本低。2015至2016年实施5口井,节约大修费160万元。


自制打捞工具积极开展小修处理疑难井况。2016年年初以来,我厂针对性地自主加工、改造修井工具32台次,成功处理复杂落物井18口井,节约大修费用1200余万元。已处理复杂落物井10口,节约大修费560万元。


 

小修+配套液压转盘技术开展井筒处理。2016年用普通油管试验2口井,节约大修费128万元;2017年,大扭矩管已到位,正在组织试验倒扣打捞。

机采提效降耗工作稳步开展

今年以来,我厂通过稳步开展机采节能降耗、低效井治理、疑难井治理等工作,提效降耗明显。


稳步推进机采节能降耗工作。在精细生产管理方面,今年计划工作量900井次,完成921井次,累计节电306.1万度,完成计划的101.4%;在技改节能方面,计划工作量108口井,完成109口,实现节电56.73万度,完成计划的76.7%。通过两方面节电措施,共节电362.74万度,完成计划的96.7%,同时系统效率提升至19%,完成公司下达指标。


稳步开展低效井和疑难井治理。今年治理低效井216口,治理后平均泵效提高8%,为全厂泵效贡献0.3%,11月底泵效完成34.9%,完成了全年指标。


 

在疑难井治理上,突出采油十三队气窜井治理。该队有2口井由于套气压力大被迫停井、其余18口井产液、产油量下降幅度明显,影响较大。采取了停产井单井罐生产,稳定后入环生产;单井井口安装控套阀,实现控套生产;3#、4#、5#井组安装单井罐,实现稳压生产。3月份黑163、黑79-25-37停产井恢复生产,其余18口井均安装控套阀,实现控套生产;3座井组安装单井罐,实现稳压生产。实施后,日恢复产液20.8吨、产油9.7吨,累计增油750余吨。


在稠油井治理上,采油一队乾P7-1、乾P7-3、乾P7-5恢复电加热生产,大大减少卡泵井次,采油十八队采取投加降粘剂,9月底至11月底累计卡泵仅8井次。通过治理,我厂稠油井卡泵次数,较去年同期减少202井次。


增产措施工作取得新的进展

解堵措施增油形成了以补能、增能型技术措施体系,明确了能量充足区块以解堵措施为主,能量不足区以氮气等增能型措施为主的技术思路;尝试开展堵水增油措施,通过改进堵水工具,形成了堵顶水、夹层水、底水三类工艺技术。


扎实稳步推进常规基础措施。一是开展化学解堵,解除近井地带堵塞。今年施工96口,可评价井96口,有效71口,有效率73.9%,可评价井累计增油1924吨,单井增油20吨。二是应用增油剂清除有机垢。已施工190口,可评价井173口,有效81口,有效率46.8%,可评价井累计增油708吨,单井增油4.1吨。三是层内自生气吞吐,在地层条件下发生化学反应产生大量气体并伴随释放出大量热量,可以起到增加油层能量、降低原油粘度和解除近井地带堵塞的作用,从而提高单井产能。施工14口,可评价井14口,有效13口,有效率92.8%,可评价井累计增油463吨,单井增油33吨。


开展技术试验及推广实施。一是开展高能气体压裂试验。利用火药或火箭推进剂在储层部位燃烧产生的高温高压气体压出多条径向裂缝以取得增产、增注的方法。已施工13口,可评价井6口,有效6口,有效率100%,累计增油97吨,单井增油16吨。二是开展高压蒸汽脉冲解堵技术试验。施工49口,可评价井31口,有效30口,有效率96.7%,累计增油248吨,单井增油8.2吨。三是开展分层采油技术试验。施工2口井,可评价井2口,有效1口,有效率50%,累计增油327吨。四是扩大N2泡沫驱/吞吐试验。氮气吞吐施工43口井,可评价井39口,有效35口,有效率89.7%,累计增油1968吨,单井增油50吨。月累计氮气驱油施工14口井,增油1409吨,单井增油100吨。


老井压裂试验稳步推进。今年以来,我厂坚持油藏监测保障到位,使老井压裂试验稳步推进。

 

分层测压工作保障到位。以“全过程精细管理”理念为指导,进一步加强井筒处理和作业工序全过程严细管理,资料合格率达到并保持在85%以上。


稳步推进老井压裂试验。针对大情字井G储层施工难度大、工艺成功率低的特点,2017年重点开展了耐压90MPa工艺管柱试验,取得较好效果。让11-12-12开展干压法压裂,排量5-6m3/min,压力41-54MPa,液量860方,砂量23m3,砂比6.2%,瞬时最高砂比11.5%,停泵压力13Mpa。(王洪彪)




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