異常高壓注水井地面工藝治理措施探討

李元

摘 要：隨著外圍油田開發(fā)年限的增長，采出液含水已經(jīng)達(dá)到了98%，屬于高含水期。我廠地處外圍，是典型的“三低”油田，極為復(fù)雜且非均質(zhì)性嚴(yán)重，因此仍有較多原油還“隱藏”在地層里。面對目前國際油價的持續(xù)低迷、結(jié)合大慶油田生產(chǎn)經(jīng)營現(xiàn)狀，需要提高采收率。而注水是提高采收率最為重要的開發(fā)手段，但隨著地層壓力的不斷上升，部分注水井出現(xiàn)了異常高壓現(xiàn)象，使得注水井完不成配注甚至不吸水。文中針對此類現(xiàn)象，研究方向是注水井異常高壓現(xiàn)象的增注，從地面工藝方面進(jìn)行治理措施的探討。

關(guān)鍵詞：油田注水；欠注；不吸水；增注

中圖分類號：TE357.62 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1671-2064（2017）12-0164-01

1 引言

注入技術(shù)是提高油田采收率的重要手段之一，通過地面設(shè)備，將注入介質(zhì)注進(jìn)油層，以保持油層中驅(qū)油動力。目前大慶油田主要采用的注入技術(shù)有水驅(qū)、聚驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)、二氧化碳驅(qū)等。我廠以水驅(qū)為主，油藏部門會根據(jù)動態(tài)開發(fā)情況，確定注水壓力及注水量，以滿足油層持續(xù)開發(fā)的要求。

2 基本現(xiàn)狀及存在的問題

我廠已建注水井1706口，其中污水井680口，清水井1026口。在油田開發(fā)30年以來，地層壓力每年都會變化，以壓力上漲居多，全廠共有70口井吸水困難，57口井不吸水，影響了油田的注水效果。

3 地面工藝治理措施及應(yīng)用情況

3.1 地面工藝治理措施

目前，國內(nèi)油田面對注水井不吸水、吸水困難此類問題上，地面工藝常采用的是整體提壓、單井增壓、系統(tǒng)分壓等措施。

3.1.1 整體提壓

是指利用已建注水系統(tǒng)剩余能力，提高注水壓力來滿足欠注井注水要求的運(yùn)行模式。對于整裝區(qū)塊或者油田需要提高注水壓力的情況下，可采用該措施。但需對已建設(shè)施進(jìn)行能力核實(shí)，符合要求后方可執(zhí)行。目前我廠還未采用此方法治理異常高壓注水井。

3.1.2 單井增壓

是指在注水井井場旁設(shè)置增壓注水泵，對注水站提供的高壓水進(jìn)行二次增壓，提高壓力后注入注水井，為一泵對單井或單平臺建設(shè)模式。該方法適用于單口注水井增壓或井位較為集中的注水井集體增壓。

3.2 應(yīng)用情況

目前我廠正在敖南油田開展單井增壓技術(shù)的現(xiàn)場試驗(yàn)。采用分壓注水方法的注水站有敖一聯(lián)注水站、杏西聯(lián)注水站。

3.2.1 齊家北油田單井增壓

目前齊家北油田共有46口注水井存在吸水困難、不吸水現(xiàn)象。針對該現(xiàn)象，經(jīng)與地質(zhì)大隊結(jié)合，選取古72-40-斜70井進(jìn)行單井增壓現(xiàn)場試驗(yàn)，該井的日配注量25m3，注入壓力為27.1MPa，位于6#平臺上。目前增壓設(shè)備及工藝已經(jīng)施工完畢。

3.2.2 杏西聯(lián)分壓注水

杏西聯(lián)注水站原有4臺柱塞式注水泵，建于2002年。經(jīng)過常年的運(yùn)行，注水系統(tǒng)與實(shí)際生產(chǎn)存在著一定的不適應(yīng)性。主要表現(xiàn)在注水井注水壓力差異較大。杏西聯(lián)注水站共轄注水井28口，最高注水壓力為19.2MPa，最低注水壓力為11MPa。為完成高壓井的配注量，注水泵常年運(yùn)行于高壓狀態(tài)，造成了能耗的浪費(fèi)。

綜合存在的問題，分析井位分布情況，低壓井主要分布在西部區(qū)塊，高壓井主要分布在東部及北部區(qū)塊，分布較為集中，適合實(shí)施分壓注水。實(shí)施后低壓系統(tǒng)設(shè)計壓力18MPa，高壓系統(tǒng)設(shè)計壓力20MPa。改造前杏西聯(lián)注水站單耗為7.54kWh/m3，改造后注水單耗為6.6kWh/m3，單耗下降了0.94kWh/m3，截止目前已累計節(jié)電14×104kWh。

4 適用性的探討

我廠由于吸水困難、不吸水導(dǎo)致注水壓力高的井主要分布在齊家北油田、新肇油田，并且分布極為分散。齊家北油田有46口，新肇油田有33口，分別占各自油田注水井的比例為36%和33%。針對此現(xiàn)象建議采用的方法是進(jìn)行單井增壓試驗(yàn)，摸索出可行的注入壓力，試驗(yàn)成功后，有針對性的制定增注措施。

4.1 站內(nèi)提壓注水（按目前設(shè)備能力能夠滿足增壓要求考慮）

采用此方式注水，齊北一聯(lián)注水站單耗為8.4kWh/m3，高于目前的7.3kWh/m3，年增加耗電量為52.2×104kWh，增加電費(fèi)31萬元。新肇聯(lián)注水站單耗為7.1kWh/m3，高于目前的5.6kWh/m3，年增加耗電量為65.7×104kWh，增加電費(fèi)39萬元。

4.2 單點(diǎn)增壓注水

齊家北油田站外管網(wǎng)采用單干管單井注水方式，從分布圖中可以看到，吸水困難、不吸水井的分布極為零散，毫無規(guī)律可尋。如果采用單井增壓方式，需要單井增壓撬46座，費(fèi)用約為1000萬元，并且給管理帶了麻煩。

4.3 分壓注水

對兩個油田實(shí)施分壓注水，根據(jù)井位情況，注水站內(nèi)增壓設(shè)備及站外注水管網(wǎng)均需要新建更高的壓力等級。站內(nèi)增加高揚(yáng)程柱塞泵4套，站外增加高壓注水管線約170km?？偼顿Y約為5400萬元。

綜合考慮兩個油田的增注方式宜采用站內(nèi)提壓注水方式。

5 幾點(diǎn)認(rèn)識

（1）在實(shí)施措施前，應(yīng)準(zhǔn)確的掌握吸水困難、不吸水井的實(shí)際所需注入壓力，能夠?qū)Υ胧┻x擇提供理論依據(jù)。（2）在實(shí)施分壓注水系統(tǒng)改造時，應(yīng)對注水系統(tǒng)的各單井的生產(chǎn)參數(shù)、注水泵的耗電情況以及注水系統(tǒng)的工藝管網(wǎng)進(jìn)行全面詳細(xì)的調(diào)研論證。（3）吸水困難、不吸水井井位相對零散，采用地面增注方式投資大、管理點(diǎn)多。建議從根源研究注水井吸水困難、不吸水的原因，不宜單純的依靠地面工藝達(dá)到配注要求。