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    淺談渭北油田低成本注采工藝現(xiàn)狀

    2021-06-25 07:51:02欒中偉
    石油地質(zhì)與工程 2021年3期
    關(guān)鍵詞:結(jié)蠟渭北抽油泵

    欒中偉

    (中國(guó)石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院,河南南陽(yáng) 473132)

    1 渭北油田概況

    2 渭北油田注采工藝及配套工藝適應(yīng)性分析

    2.1 注采工藝問題分析

    2.1.1 油井泵效及系統(tǒng)效率低

    統(tǒng)計(jì)投產(chǎn)以來累計(jì)產(chǎn)油超過20.0 t的油井共計(jì)180口,關(guān)停前日產(chǎn)液273.9 t,日產(chǎn)油111.3 t,沖程1.6 m,沖次3.4次/min,泵效15.25%,系統(tǒng)效率16.3%,如表1所示。

    表1 渭北油田關(guān)停前采油狀況

    2.1.2 油井維護(hù)作業(yè)頻次逐年上升

    統(tǒng)計(jì)油井維護(hù)作業(yè)情況如表2所示,油井檢泵周期逐年上升,2013—2015年維護(hù)作業(yè)83井次,因結(jié)蠟作業(yè)56井次,占67.5%,作業(yè)頻次從0.23上升至0.29,結(jié)蠟造成油井碰泵、洗井頻繁,影響油井正常生產(chǎn)。

    表2 2013—2015年維護(hù)作業(yè)指標(biāo)

    2.1.3 注水井分注率低

    渭北油田共有注水井99口,大部分采用籠統(tǒng)注水與油套分注2種注水工藝,其中分注井37口,占總水井總數(shù)的37.4%。由于儲(chǔ)層的非均質(zhì)性,籠統(tǒng)注水縱向上吸水不均,統(tǒng)計(jì)207個(gè)籠統(tǒng)注水層中,不吸水和吸水差的層共計(jì)122個(gè),占比59%(圖1)。

    高血壓腦出血是神經(jīng)系統(tǒng)常見疾病,主要由高血壓引起,高血壓可導(dǎo)致腦底小動(dòng)脈病理性改變,表現(xiàn)為小動(dòng)脈管壁纖維樣變性、局灶性壞死、出血等,可使管壁強(qiáng)度降低,引起局限性擴(kuò)張,導(dǎo)致微小動(dòng)脈瘤發(fā)生,在血壓驟然升高時(shí)小動(dòng)脈破裂出血從而引發(fā)高血壓腦出血[1-2]。小骨窗血腫清除術(shù)是以往治療高血壓腦出血的常用術(shù)式,但是該術(shù)式創(chuàng)傷較大,預(yù)后效果不理想,隨著微創(chuàng)技術(shù)的發(fā)展與推廣,早期微創(chuàng)顱內(nèi)血腫清除術(shù)開始在臨床廣泛應(yīng)用,但關(guān)于該術(shù)式治療效果的研究報(bào)道較少,還需更多研究深入分析總結(jié)[3-4]。本研究觀察分析早期微創(chuàng)顱內(nèi)血腫清除術(shù)治療高血壓腦出血的臨床療效,現(xiàn)報(bào)道如下:

    圖1 籠統(tǒng)注水井小層吸水狀況統(tǒng)計(jì)

    2.1.4 老井重復(fù)壓裂難以開啟新縫

    渭北油田油藏為低孔特低滲油藏,無自然產(chǎn)能,需壓裂投產(chǎn)。2018年復(fù)產(chǎn)后,優(yōu)選了部分老井進(jìn)行重復(fù)壓裂,但老井射孔段多、且大段連續(xù)射孔,采用投球分層工藝后,部分井壓裂時(shí)壓力上升不明顯,裂縫沿老縫延伸,增產(chǎn)效果差[1-3]。

    2.1.5 集輸系統(tǒng)輸液量較低

    井臺(tái)串接輸送至拉油點(diǎn)脫水后汽車外運(yùn),集輸管線采用φ76/φ60的20#無縫鋼管,關(guān)井前油井平均產(chǎn)液1.8 t/d,管徑整體偏大,輸液量較低,部分管線冬季難以投用,造成拉油點(diǎn)多、運(yùn)費(fèi)高。

    2.2 配套工藝適應(yīng)性分析

    針對(duì)渭北油田注采開發(fā)中存在的問題,研究分層壓裂工藝,優(yōu)化油井生產(chǎn)參數(shù)、工作制度、集輸工藝,提高了泵效,減少了油井作業(yè)頻次,改善了壓裂后油井生產(chǎn)效果,降低了集輸費(fèi)用。

    2.2.1 優(yōu)化抽油泵選型及結(jié)構(gòu)

    由于地層壓力較低,儲(chǔ)層能量不足,油井供液能力差。為提高油井泵效,優(yōu)選φ32 mm、φ38 mm抽油泵為主要泵型,可改善油井系統(tǒng)效率(表3)。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明,油井平均泵效可達(dá)到30.0%以上,小泵徑抽油泵可以滿足目前舉升的需求。

    表3 渭北復(fù)產(chǎn)井抽油泵分類

    優(yōu)選加重球抽油泵,減少泵漏失。加快抽油泵閥球復(fù)位的方法有高密度閥球復(fù)位法、雙球復(fù)位法、彈簧復(fù)位法、重球復(fù)位法、強(qiáng)啟閉復(fù)位法等。分析優(yōu)選了成本低、有效期長(zhǎng)的高密度閥球復(fù)位法,通過增加閥球重量、加快下行速度,減少泵漏失,提高泵效,加重球和普通球參數(shù)對(duì)比見表4。

    表4 加重球和普通球參數(shù)對(duì)比

    加重球抽油泵現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用72井次,平均泵效提高了10.72%,日均增油0.23 t,階段累計(jì)增油1 131.53 t,單泵成本僅增加300元,增效顯著。應(yīng)用加重球抽油泵后,碰泵頻率由措施前的30 d延長(zhǎng)至62 d,洗井周期延長(zhǎng)30 d左右。

    針對(duì)地層供液能力相對(duì)充足的油井,可優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù),確定“連續(xù)生產(chǎn)井最低液量法”的生產(chǎn)制度。針對(duì)不同的泵徑,確定了在不同沖程、沖次及泵效30%的前提下,不同生產(chǎn)參數(shù)條件下油井連續(xù)生產(chǎn)24 h的最低產(chǎn)液量如表5所示。

    表5 24 h最低產(chǎn)液量 t

    地層供液不足的油井,采用液面恢復(fù)法確定間開井生產(chǎn)制度[9],并繪制間開時(shí)間圖版,單井最佳開關(guān)井時(shí)間如圖2所示。

    圖2 不同日產(chǎn)液量不同泵徑油井間開時(shí)間圖版

    根據(jù)上述生產(chǎn)制度,連續(xù)生產(chǎn)井46口,間開井82口,單井日節(jié)電61.6%,單井電費(fèi)下降74.3%,目前的油井工作制度具有較好的適應(yīng)性。

    2.2.2 機(jī)械清防蠟工藝技術(shù)

    針對(duì)化學(xué)清蠟不徹底、費(fèi)用高、易污染油層的問題,優(yōu)化篩選出井下強(qiáng)磁防蠟工藝[4]和地面電磁防蠟工藝,磁防蠟工藝能夠有效降低析蠟溫度4 ℃,節(jié)約加藥費(fèi)用,延長(zhǎng)洗井周期至160 d左右,減少洗井占產(chǎn)3 t/次。截至目前,階段投入產(chǎn)出比達(dá)到1.19以上。針對(duì)偏遠(yuǎn)零散井,配套強(qiáng)磁防蠟技術(shù),對(duì)結(jié)蠟嚴(yán)重的高產(chǎn)井,配套電磁防蠟技術(shù)。

    磁防蠟工藝能夠有效緩解油井結(jié)蠟,延長(zhǎng)油井熱洗周期,減少加藥量和人工加藥強(qiáng)度,便于日常管理[5]。

    2.2.3 油套分注工藝

    分注工藝主要有同心分注、偏心分注和油套分注三種。油套分注工藝計(jì)量準(zhǔn)確、管柱可靠性高且成本低,復(fù)產(chǎn)后油井仍采用油套分注工藝,但目前仍需擴(kuò)大油套分注規(guī)模。各分注工藝優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比見表6。

    表6 不同分注工藝優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比分析

    注水管柱密封性良好,但不能反洗井,當(dāng)遇到堵塞注不進(jìn)時(shí),無法采取有效措施解除堵塞。由于油井長(zhǎng)期關(guān)停,注入水與地層不配伍等問題,導(dǎo)致油井管桿腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重。因此,下步需配套可洗井分注工藝以及油井防腐防垢工藝。

    2.2.4 水力噴射壓裂工藝技術(shù)

    渭北油田受碳屑紋層發(fā)育,壓裂老縫較多,采用投球分層壓裂難以開啟新縫和動(dòng)用新層,且部分井無法實(shí)現(xiàn)機(jī)械分層壓裂,在總結(jié)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,配套了水力噴射壓裂工藝技術(shù),實(shí)現(xiàn)定點(diǎn)起裂,精準(zhǔn)改造。2019年實(shí)施水力噴射6口井,工藝成功率100%。截至目前,6口壓裂井均已見油,6口井日產(chǎn)油3.1 t,累計(jì)產(chǎn)油277.5 t,取得了較好的壓裂效果。

    優(yōu)化工藝參數(shù)和配套工具,可進(jìn)一步降低壓裂整體規(guī)模和成本。2019年平均單井壓裂施工費(fèi)用15.3萬元,較2018年的降低36%,壓后兩個(gè)月單井增油44.0 t,較2018年增加37.5%。交壓裂工具費(fèi)用3.1萬元。

    2.2.5 優(yōu)化集輸及污水處理系統(tǒng)

    工藝模擬計(jì)算顯示,復(fù)產(chǎn)井難以實(shí)現(xiàn)連續(xù)管輸,通過逐個(gè)井臺(tái)輸量核算,采取輸水暖管—輸油—輸水頂油集輸方式,實(shí)行間歇順序輸送的方式。集中拉油點(diǎn)由原來的5個(gè)優(yōu)化為1個(gè),原油集輸率由76%提高至87%,降低罐車?yán)\(yùn)費(fèi)35萬元/a。

    3 結(jié)論

    (1)小泵徑的加重球抽油泵能有效減少泵漏失、提高泵效,磁防蠟工藝可有效緩解油井結(jié)蠟,延長(zhǎng)油井熱洗周期,減少加藥量和人工加藥強(qiáng)度,便于日常管理。

    (2)利用“連續(xù)井最低液量”生產(chǎn)制度和間開井生產(chǎn)制度,實(shí)現(xiàn)了“一井一策”,提高了泵效,降低了能耗,注水工藝管柱可靠性高,成本低,但需擴(kuò)大分注規(guī)模,同時(shí)需配套可洗井分注工藝。優(yōu)化后的集輸滿足了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用,實(shí)現(xiàn)了降本的目的。

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