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2023 年 第 7 期 化学工程与装备 2023 年 7 月 Chemical Engineering&Equipment 145 采油工程技术 采油工程技术 董 军（大庆油田有限责任公司第十采油厂第八作业区，黑龙江 大庆 163000）摘 要：摘 要：一类区块及部分二类区块采出程度高、含水高，存在低效无效循环，缺少进一步提高采收率的成熟技术，稳产基础变差。油田规模一次加密已经全面结束，目前以一类区块二次加密为主，钻关影响相对规模大，当年可建加密井数少，建成产能低，补产能力不足。常规转向压裂增油效果变差，缺少进一步提高单井产量的有效手段，措施挖潜能力不足。关键词：关键词：采油；工程；技术 1 提质增效潜力调查 1 提质增效潜力调查 1.1 机采井提效节能潜力 截至 2020 年底，抽油机井 3718 口，应开井 3023 口，实开井 2929 口，平均单井日产液 2.12t，动液面 905.14m，系统效率测试统计 2703 口井，消耗功率 1.75kW，系统效率11.47%，吨液机采耗电 49.6kWh/t。其中日产液量低于 1.0t 的有 637 口井占 23.5%，平均系统效率只有 4.83%，日产液量在 12t 之间的有 939 口井占 34.7%，平均系统效率为 8.72%。不同产液量井系统效率统计表 不同产液量井系统效率统计表 测试 井数(口)平均 系统 效率(%)产液量小于 1t 产液量 1-2t 产液量 2-3t 产液量大于 3t 井数 比例(%)平均 系统效率(%)井数比例(%)平均 系统效率(%)井数比例(%)平均 系统效率(%)井数 比例(%)平均 系统效率(%)2703 11.47 637 23.54.83 939 34.78.72 544 20.112.11 583 21.56 18.01 针对油田系统效率低的问题，在加强日常管理和参数调整的基础上，不断开展科研攻关与试验，推广实用新技术。抓住高能耗节点，加大专项治理措施的实施规模，提高抽油机系统的整体节能效果。1.1.1 革新管理节能 现状：目前抽油机井平均冲次 3.2 次/分，66.5%的抽油机井在冲次 3 次/分以下的低耗能状态下运行,平均冲程2.2m,冲次利用率 31.75%，冲程利用率 85.82%，抽油泵以38mm 为主。全厂泵径统计表 全厂泵径统计表 泵径（mm）在用总井数（口）在用开井数（口）应用比例（%）28 16 12 0.5 32 687 641 20 38 2469 2106 72 44 218 195 6.4 56 38 35 1.1 合计 3428 2989 100 下步潜力：针对措施井、动管柱井、生产动态变化井均可进行系统效率优化，结合历年参数调整工作量。预计年实施各项调整工作量 300 井次，预计年节电 17.0 万度。1.1.2 技术节能 抽油机现状：目前我厂抽油机井载荷利用率 59.11%，以 6 型和早期投产的 5 型普通游梁式抽油机为主，比例分别占 76.8%和 12.1%；针对部分地势低洼地区，应用塔架式抽油机（目前在用 93 口井）；同时针对油层埋深较浅的油层油井应用了 3 型抽油机，比例为 2.74%；针对埋深较深的油层，应用了 8、10 和 11 型抽油机，比例为 8.36%。目前我厂 10 型以上的抽油机有 124 口井，载荷利用率仅为 49.24%，建议对这部分抽油机采取降型，应用 8 型机即可满足我厂生产需求，预计单井可节电 15 度。节能电机现状：目前在用电机全部为节能电机，以双速双功率电机为主；安装 10 年以上节能效果差电机有 136 台，且每年因打雷、下雨等因素自然损坏需要更换节能电机大约250 台左右。下步潜力：下步可对使用年限超过 10 年以上的 136 台节能效果差电机更换双速双功率，预计年可节电 60 万度。DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.07.100146 董 军：采油工程技术 抽油机井分机型能耗状况统计表 抽油机井分机型能耗状况统计表 机型 3 型机 5 型机 6 型机 8 型机 10 型机 11 型机 全厂 井数（口）82 361 2296 126 122 2 2989 载荷利用率（%）53.9 68 61.4 64.2 49.5 31.1 59.11 所占比例（%）2.74 12.07 76.76 4.21 4.08 0.07 节能配电箱现状：目前在用节能配电箱以变频调速配电箱为主，覆盖率 97.5%，配电箱每年损坏 100 口井左右。下步潜力：下步可对 38 台使用年限超过 10 年以上、72台非节能配电箱、75 台无功补偿、24 台自动调压等 209 台配电箱进行更换。更换变频箱子后预计单井日节电 12 度，更换不停机控制箱预计单井日节电 24 度。1.1.3 间抽采油 现状：2020 年全厂间抽井 2622 口，其中停机间抽 1096口井，不停机间抽 1526 口井。下步潜力：截至 12 月底，抽油机实开井 2929 口，不可实施间抽的 253 口（其中频繁易卡泵 94 口，产量高 61 口，长冲程抽油机 2 口，塔架机 96 口）。2021 年间抽实施规模保持在 2600 口井以上，预计节电 1846 万度。1.2 降低检泵率、延长检泵周期潜力 通过细化基础工作，加强日常管理，井下作业指标逐年改善。检泵率由 2015 年的 23.4%降低到目前的 17.6%，降低了 5.8 个百分点；综合返工率由 2015 年的 4.1%降到目前的 2.8%，降低了 1.3 个百分点；检泵周期由 2015 年的 1012天延长到目前 1051 天，延长 39 天。2015-2020 年井下作业指标统计表2015-2020 年井下作业指标统计表 年份 2015 2016 2017 2018 2019 2020 检泵率（%）23.4 21.3 20.6 18.4 17.8 17.6 综合返工率（%）4.1 3.6 3.2 3 2.8 2.8 检泵周期（天）1012 1038 1055 1062 1068 1051 2020 年油井维护检泵 564 井次，其中因偏磨检泵 170井次，比例 30.9%，因结垢检泵 137 井次，比例 24.9%。偏磨和结垢合计占总检泵井数的 55.8%，是影响检泵率的主要因素。我厂偏磨井点 2218 口，占总开井数的 73.4%，年均因偏磨检泵 190 口左右，偏磨检泵比例 29%，降低偏磨检泵率潜力主要有以下几方面。一是优化参数调整：目前参数偏大区比例 5.3%，参数偏大井数 156 口，2021 年预计下调参 151 口；二是优化泵挂深度：我厂合理泵挂深度在油层顶界 30-50m，油井泵挂深度在油层顶界以下井 824 口，2021 年预计随作业上提泵挂 20 口；三是优化扶正技术应用：我厂扶正原则为新井泵上 30%预防，偏磨井泵上 30%及偏磨段上下 100 米扶正，目前未满足扶正原则井 425 口，2021 年预计优化 200 口。通过参数调整和扶正技术优化，预计减少偏磨检泵 8口，降低检泵率 0.2 个百分点。1.2.1 降低结垢检泵潜力方面 我厂结垢井点 1452 口，占总开井数的 48.6%，年均因结垢检泵约 170 井次，结垢检泵比例 26%，降低偏磨检泵率潜力主要有以下几方面。1.2.2 治理技术评价 偏磨治理方面：确定了“参数优化为基础，扶正技术为主体”的防治原则，形成了“优、阻、提、匀”偏磨治理配套技术。优参数：针对参数大的油井，在满足油井抽汲能力的前提下，优化参数调整、泵挂深度、杆管组合及扶正措施，确保井况合理、应力均匀，抽油机井达到最佳运行，推广应用32mm 小直径整筒泵，降低油井运行负荷，减缓杆管偏磨。年均冲次下调 238 井次，冲次 3 次以下的井达到 66.4%，较2010 年上升 15 个百分点，抽油杆磨损次数大幅度降低，使用寿命延长。同时推广间抽 2622 口井，其中偏磨井点 1902口，平均停机时长 12 小时，折算单井杆管磨损次数减少了50%。阻接触：针对偏磨较轻井，应用抽油杆扶正技术，实现杆管有效隔离，同时优化扶正技术应用原则，提高扶正效果。应用限位抽油杆以及扭卡式扶正器，解决扶正器窜位的问题；年均治理偏磨 660 井次、应用扶正器 60000 套，是我厂治理偏磨的主体技术。对比 875 口井，偏磨检泵周期由 887天延长至 1001 天，延长了 114 天。提耐磨：在接箍磨损严重井，泵上 300m 及偏磨段上下100m 应用涂塑防偏磨接箍，接箍表面喷涂一层非金属涂层材料，提高耐磨性能；累计应用 656 井次、26267 套。对比42 口井，检泵周期由措施前的 598 天延长至 682 天，延长84 天。董 军：采油工程技术 147 均磨损：应用抽油杆旋转和油管旋转技术，解决杆管单侧偏磨问题，目前在用抽油杆旋转技术 110 口井，偏磨检泵周期延长 200 天；在用油管旋转技术 5 口井，最长免修期515 天，目前发生检泵作业 1 口井，偏磨检泵周期由 224 天延长至 408 天，延长了 184 天。在油井结垢治理方面：形成了井下阻垢与地面除垢相结合的结垢治理模式，通过“溶、阻、防、清”的技术手段，实施油井结垢综合治理。溶垢质：针对轻微结垢井，采取由油套环空周期性投加化学除垢剂进行油井除垢，平均加药周期 115 天，单井单次加药 95kg。阻沉积：应用井下固体防垢技术，实现有机垢、混合垢有效预防；在结垢较严重、周期较短井上应用井下点滴加药阻垢技术，抑制垢在井筒内的沉积，应用井检泵周期由 612天延长至 978 天，延长了 231 天；在结垢严重、地势低洼，化学清防垢困难井上应用井下固体防垢管柱，通过固体防垢剂的缓溶，抑制垢的沉积，应用井检泵周期由 608 天延长至921 天，延长了 313 天。防卡漏：针对结垢严重和出杂质井应用长柱塞防砂防垢泵及大流道泵等技术，有效避免砂垢颗粒进入泵筒造成卡漏问题，可对比井因垢检泵比例由 50.0%降低至 15.2%。清垢质：针对油管垢质松散油井，利用地面高压水清除油管内壁垢质，平均清除油管内壁垢质层厚 0.5mm，能够有效延长油井垢卡垢漏周期。在油井结蜡治理方面：我厂采取以高压蒸汽热洗为主、井口投加化学清防蜡剂为辅、井下固体防蜡工具为补充的井筒维护方式，同时稠油井配套井下电加热技术和改性降粘技术。根据不同开发层系原油物性、油藏埋深，实施井筒维护差异化管理，制定个性化维护制度，提高井筒清防蜡效果。一是在常规井井筒维护上。针对低洼井区油井维护，应用井下预置固体防蜡工具防止蜡质晶体析出，达到防蜡降粘的目的；其中固体防蜡管是主要应用技术。二是在稠油疑难井井筒维护上。针对油稠易卡井，向油套环空加入改性降粘剂，在管杆表面形成活性水膜，起到降粘作用，应用 112 口井，维护周期 39 天，单井年药量 1.2吨，应用井平均粘度下降 15.5%，最大载荷下降 28.3%，有效保障了特殊稠油井正常运行。2 井下作业提质增效潜力 2 井下作业提质增效潜力 2.1 压裂方面 随着转向压裂逐年实施，选井条件变差，措施效果逐渐变差；同时措施井后备潜力井不足，通过对全油田逐井筛选，2021 年存在潜力最多只有 226 口井;同时，随着重复转向压裂次数的增加，年实施多次重复压裂井比例达到压裂施工井的 37.6%，同井转向压裂改造增产效果逐次变差，下步将继续推广应用缝内暂堵转向压裂技术。鉴于现用防蜡剂受含水制约，试验生物基防蜡剂，扩大含水适用界限。利用微生物菌落乳化降解作用，降低蜡的凝固点和原油粘度，提高原油流动性，并在杆管表面形成微生物保护膜，防止油井结蜡，具有防蜡率高、适应性广、安全环保的特点。目前已在朝 44 等区块选取 20 口油井进行室内评价，含水界限由 60%扩大到 90%以上，下步进入现场试验。2.2 井下作业方面 2021 年通过优化方案设计，规模应用成熟技术，加强过程管控，带动全厂检泵率降低。一是规模实用技术应用，加大专项治理力度。通过近年的试验与应用，配套了防偏磨、除防垢、清防蜡等技术体系，从现场应用效果看，具有较好防治效果的技术 8 项，预计全年推广应用 4650 井次。二是精细日常管理，保证油井作业维护质量。做好工具入库检验、质量抽检，做到入库检验率 100%；扎实执行机采例会制度，加强与采油单位沟通，分析指标运行情况，保证疑难问题及时发现和解决；加强现场质量管控，坚持作业现场“四到”原则，实施三级监督制度，细化作业现场原因描述。2021 年预计现场监督 800 井次，现场情况上传率达到 100%。2.3 修井方面 一是加强套管异常井分析认证。在修井前加强井径测试和分析，判断是否为结垢影响，确定处理措施，控制修井成本；二是加强修井现场工序认证。大队增加修井监督力量，并对各采油单位技术人员进行修井技术培训，形成厂、矿两级联合监督模式，严格现场工序认证，杜绝无效和虚假工序，确保修井质量效益；三是开展重复套损井修井管理。重点分析重复套损井的套损部位、形态与首次套损的差异，总结规律，为提高修井质量提供依据。2.4 开展超短半径侧钻水平井后压裂改造试验 MWD 随钻测井超短半径侧钻技术能够精准实现剩余油定向挖潜，针对我厂油层的特点，为发挥该技术的措施挖潜优势，开展侧钻后压裂改造试验。2021 年在扶杨油层试验 5口井。通过确定钻孔方位与剩余油、人工裂缝关系；开展新老人工裂缝干扰研究。对存在干扰的原人工裂缝进行压裂暂堵或钻井前封堵；水平段机械分段压裂试验。跟踪小直径双封单卡压裂工艺技术进展，确定我厂压裂改造工艺；水平段多次暂堵压裂工艺研究。多次投送暂堵剂，应用小缝网压裂工艺，实现水平段大规模体积改造。2.5 开展可控冲击波增产技术试验 利用能量储存推进器对目的层释放受控的重复式脉冲能量冲击波，通过致裂、撕裂和弹性声波作用，使岩层形成微米级和毫米级裂缝体系，提高渗透率，挖潜剩余油。计划试验 5 口井，目前已完成合同签订，预计 4 月份进入现场。