推行油井效能升级管理实现挖潜增效的实践与探索.pdf
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1、中国科技期刊数据库 工业 A 收稿日期:2024 年 01 月 08 日 作者简介:郝延锐(1987),男,汉族,山东阳谷人,东北石油大学本科学历,胜利油田孤岛采油厂采油管理九区,工程师,研究方向为石油工程工艺。-171-推行油井效能升级管理实现挖潜增效的实践与探索 郝延锐 胜利油田分公司孤岛采油厂,山东 东营 257231 摘要:摘要:油井效能升级管理模板是以单井月成本为纵坐标,月产油量为横坐标绘制的坐标模板,并用单井固定成本线、区完全吨油成本线和站操作吨油成本线,将模板划分为潜力区、低效区、临界区和效益区四大区间。孤岛采油厂采油管理九区正确认识低成本带来的挑战,每月将所管辖油井以其所发生的
2、操作成本和月产量为坐标绘制到模板上,形成油井效能升级管理模板。关键词:关键词:油井效能;升级;挖潜增效 中图分类号:中图分类号:TD823 孤岛采油厂采油管理九区正确认识低成本带来的挑战,以积极的态度认识新常态、适应新常态,转变工作方式,创新工作方法,通过油井效能升级管理,对效益区、临界区、低效区和潜力区四个区的油井分别有针对性的分析,制定相应措施,实现油井效能不断升级。1 地质挖潜,激发潜力区油井向效益区迈进 1.1 稠油热采低产井提升产能 孤岛油田正处于稠油转化学驱开发关键时期,好的井网是化学驱均匀驱替的先决条件,而油水井套损严重,无法通过水井调配来实现均衡注采。因此,需要对大量油水井重新
3、进行“排兵布阵”,重建规则井网,扩大储量动用空间。重建井网实际是一种井眼完善的过程,主要采用打新井、原损坏井眼基础上大修、原损坏井眼基础上侧钻三类技术进行井眼完善。以前,大修、侧钻的技术相对落后,套损井数量较少,主要以打新井方式进行井网完善,但在套损井数量逐渐增多、打新井费用居高不下、低油价的阶段冲击下,打新井去完善井网所产生的高成本和长周期劣势就逐渐体现出来。现在,利用大量的损坏井眼进行大修、侧钻去完善井眼,完成新的井筒重建则可以高效率、高效益完成井网的归位。为此,对三类常见的井网重建技术进行完善升级,明确技术应用方向,进一步提升技术创新驱动力。1.2 对于稀油水驱低产井提升产能 对于稀油水
4、驱,我们主要结合井的档案、储层开采、井网完善、采出程度等规律进行分析,结合目前的新工艺新技术,确定增产措施。例如,GDN29X312 井,主要情况是 3 月份的时候处于潜力区,技术人员“多方会诊”后发现该井地层能量充足但一直高含水生产。结合小层数据表和测井曲线得知,该井(1+2)3 层存在较大出油潜力,因此制定该井注灰 34 补孔(1+2)3 地填覆膜砂高温粘稳注汽,设计注汽量 1500 方。开井后,该井开井后产量达到12.5 吨/天,成效显著,在效能升级模板中实现了潜力区向效益区的迈进。2 双管齐下,促使低效区油井向效益区转变 低效区的油井具有产量低、生产成本高的的特点,因此对于低效区的油井
5、,必须双管齐下,成本、产量同时进行分析,既要采取措施降低生产成本,又要采取措施实施措施增油,只有这样才能促使低效区油井向效益区转变。2.1 地质产能分析,提高油井产能,促使油井沿月产油方向向右移动 低产低效井由于受采油厂地层发育影响,一般位于低效区。而这部分井主要表现为产能利用率、开发底、认识出有一定的盲区,整体开发效果一般较差,是影响采油厂高质量发展的一个难题。低效井原因分析是一个复杂的要素分析过程,只有对症下药,才能“妙手回春”。为此,我们主要总结“三个早”工作法,对稠油低效井而言,首先要早分析。主要根据第一性资料,重点分析液量、油量、含中国科技期刊数据库 工业 A-172-水等;其次,早
6、进行进行精准定位;最后,推行采油、作业、开发、地质、工艺“四位一体”相融合,共同制定出合适的现场实施方案。2.2 工程优化管理,降低生产成本,促使油井沿月成本方向向下移动 降低生产成本首先要搞清楚所有成本的类别,细化每一项费用的支出,从而优化资金投入的方向。基层站油井可控成本包括能拆分到单井的电费、作业费、材料费、水费、维修费、运输费、青苗费等 13 项费用,油井月成本偏高时,采取逐项分析、逐个排除的办法,先看电费有没有异常,再看作业费有没有异常,这样直到确定生产成本偏高的原因,再根据具体原因有针对性的制定措施。2.2.1 多措并举,降低井口回压,实现节能降耗 一是优化管网,缩短集输半径。针对
7、管理区部分油井管线距离计量站较远、位于敏感区域的情况,我们按照“就近连接”的思路,将管线串接到临近的安全区域内的管线上,避让开敏感区域,实现液量合输,缩短液量集输半径,降低回压。同时在隐患管线油井上安装功图量油装置,解决量油和测试问题。2022 年我区共实施流程改造 47 井次,治理后效果显著,47口井的单井集油管线总长由改造前的 12.76KM 降为改造后的 6.77KM,单井掺水管线总长由 8.36KM 降为0.68KM,掺水流程则减少了 13 条,单井平均回压由0.74MPa 降至 0.49MPa,收到了较好的效果。二是实行掺水升温,提高集输温度。为保证稠油输送畅通,对管网进行掺水升温。
8、通过安装加热炉,实现掺水的二次升温。通过二次升温,30 口稠油掺水温度由之前的 45 度升高到 55 度,井口回压由 0.7Mpa降低至 0.66Mpa。平均日产液量由 9.57m3/d 上升到11.29m3/d,平 均 单 耗 由12.2kWh/m3下 降 至11.1kWh/m3。因此稠油井生产采用加热炉掺水升温降低井口回压是稠油井生产降低用电成本的一项重要措施。三是采用升温降粘工艺,降低井筒载荷。井筒热力降粘是采油厂特、超稠油必不可少的降粘方式。针对现有的人工管理模式以及人力资源配置情况下,井筒热力降粘管理难以精细,普遍存在能耗高的问题,将降粘工艺设备进行完善改进,增加 RTU、多功能电表
9、等模块,实现热力降粘参数的自动存储和采集。建立局域网服务器,依靠 4G 路由器,将智能采集的参数传输至油田局域网,通过建立的力控组态软件,进行远程控制,实现井筒热力降粘的智能化管理,采油厂电加热能耗数据呈明显下降趋势。目前,电加热月度耗电量由 96.6 万千瓦时下降至目前的 61.6 万千瓦时,年省电 260 万千瓦时,创造效益 112 万元。2.2.2 精益求精,优化工况管理,提效降耗 工作中,主要聚焦“降能耗、减损耗、控物耗、减排放”,落实油田“增产不增能、增能不增费、增能不增碳”工作要求,强化责任落实,确保各项重点工作落到实处。他们将能源与碳排放管控中心和油井综合管理系统相结合,梳理低泵
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