推行油井效能升级管理实现挖潜增效的实践与探索.pdf

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，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。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，梳理低泵效油井的治理思路，根据高冲次供液不足、低冲次供液不足、低冲次载荷差大等情况，分别实施参数优化调整、低效井治理、井筒加药、加热降粘等措施，持续提高工况指标。目前，共实施参数优化 253 井次，治理参数偏大区、参数偏小区井共计 12 口，工艺优化设计实施 37 井次，安装新式小流量加药机 4 台，最大载荷平均下降 6.1 千牛，累计节电 51.7 万千瓦时，吨油耗电下降 1.21 千瓦时/天，日增油 26.8 吨，躺井率控制在 1.14%，工况合格率同比提升 3.9 个百分点。2.2.3 科学判断，优化抽油机平衡率，实现节能降耗 结合油井功图载荷、电流曲线、功率曲线和电能法综合分析判断抽油机平衡，为每口油井确定能耗最低的最佳协调点，达到节能降耗，改善管杆泵运行状况，延长使用寿命的目的。截止目前调平衡 35 井次，平均日节电 420KWh，节能效果明显。2.2.4 精挑细选，优化电机配置，提高电机运行效率 例如，N30X08 井，1 月份在油井效能升级模板中处于低效区，该井生产（1+2）8-10，生产层位为纯油层，含水低，而该井含水却高达 90%。通过地质分析认为该井固井质量差，底水沿井壁上窜影响含水，确定该井实施卡封单采（1+2）8 层方案。实施作业后，该井日增油 5 吨/天，进入效益区。3 多措并举，促进临界区油井向效益区转化 临界区的油井产量高、生产成本也高，生产成本高是该区的主要矛盾，因此需要重点进行成本分析，生产成本降下来了，就可实现临界区油井向效益区转化。临界区的油井一般生产成本异常偏高，分析时，应首先考虑作业成本影响，由于作业成本数额较大，中国科技期刊数据库 工业 A-173-发生作业费用的油井当月要做特殊井处理。在排除作业成本的影响后，就要逐项分析其它费用的影响，直到查出原因，并根据具体原因制定相应措施。多措并举，就是在采取多种措施降低生产成本的同时，还要按照工程、地质精细分析的方法，分析油井产能，并通过井组调配、生产参数优化、降回压等管理措施提高油井产能。3.1 系统分析，统筹安排，降低作业成本 3.1.1 精细挖潜老区管理，控制综合递减 工作中，主要针对零散单元注采对应差、地层能量不足、产量递减快的矛盾，坚持“油水并重、以水治水、以水为先”理念，确定了“转注增能量、增注强驱替”治理举措，控制综合递减。3.1.2 加强作业监督，保证作业质量，减少多轮次作业井是根本 为提高作业监督质量，开展了作业监督大讲堂活动，重点围绕作业监督工作运行现状，以问题为导向、以需求为重点，解读宣贯了作业工序井控、质量风险清单，解堵防砂等工艺原理及应用，通过监督经验分享、生产事故案例分析、现场问题剖析等形式，参训人员进一步提升了业务知识水平和对作业监督工作重要性的认识，为减少多轮次作业井提供了理论基础。3.1.3 开展成本投入产出分析，增强成本意识 一是针对材料费用占比大的部分重点分析，例如，新管杆、双空、电热杆、蒸汽驱等，重点做好管杆灵活配套组合的工作，针对一些不可控因素，例如，工艺设计材料、新工艺推广，重点做好监督和效果跟踪工作。二是作业时效低，有效时率减少，井况复杂，无效工序增加。针对井身结构静态基础差井，加强基础管理工作，保证采油时率，避免非正常停井造成的地层压力激动，油层吐砂，减少躺井；同时各注采站做好井况复杂井的备案，摸索出砂周期，加强作业监督力度，保证环填质量和对套管保护工作。3.2 强化日常动态管理，作业提速提效 一是压力高油水井占井周期长，做好注采调配，均衡注采比，建立台账。二是对特殊井下工具做好方案备注记录，提高作业时率。这主要是针对空心杆、连续杆、电热杆作业的油井，因起下此类管柱需要第三方技术服务，而这些特殊杆厂家众多，目前均由作业中心负责通知，各注采站应做好特殊管杆的备案记录，油井一躺井，就及时通知厂家做好施工备料准备，同时在方案上标明，提高作业时率。三是细化油水井方案说明，消减变更方案引起的无效作业时间。方案编制人员在编写设计前，加强前期井史井况调查，在确保单井基础资料信息准确无误挤得基础上，对井下落物、套损治理等影响作业时效的因素进行提示，在方案上说明井场、井排路、井口配件、现场是否具备施工条件等内容，各注采站应根据现场实际情况对油井的举升等工艺提出自己的意见提高运行时效。四是油井躺井后及时发方案扶井。油井躺井后由小队对功图、液面、憋压等情况及时进行落实并进行初步判断，上报技术站制定方案，需要发维护方案的，必须时间内发出方案。五是针对光杆断作业搬上滞后现象，管理区鼓励各注采站自行打捞，尽快恢复油井产能。3.3 齐抓共管，提高临界区油井产能管理水平 临界区的油井具有月吨油成本低于区完全吨油成本的特点，因此，该区油井生产对管理区利润有贡献作用，但由于距离区吨油成本线较近，所以贡献率不大，因此，要提高临界区油井产能，必须基层与机关、工程与地质齐抓共管，一方面工程技术人员通过优化油井生产参数、降低井口回压等管理措施提高油井产能；另一方面地质开发人员通过井组调配、优化措施方案提高油井产能。GDN29-301 井 2 月份处于转周末期，在效能升级模板中，该井位于临界区，月成本偏高，电费达到 4316元，我们的治理思路是：推迟转周，延长本轮次周期。对此，我们于 2022.2.22 调参 5.5 次至 3 次，调参后日节电 90KW.h。自调参以来，该井每月节省采油用电电费 1700 多元，截止到转周共计节省电费 4110.7 元；并有效延长了转周周期，在效能升级模板图上该井在效益区内向右下方移动，该井已于 8 月 1 日实施转周。4 群扶群挖，引领效益区左侧油井向更优方向发展 效益区的油井月吨油成本既低于区完全吨油成本，又低于站操作吨油成本，油井产量高，生产成本低，是我们上产的主阵地，也是我们重点分析的区域。中国科技期刊数据库 工业 A-174-群扶群挖，精细基础管理，引领基础管理上水平。效益区的油井管理与其它区不同，由于效益区的油井一般处于正常生产状态，所以效益区的油井管理主要是精细地面基础管理为主，重点跟踪油井效能变化轨迹，定期进行工况分析，特别是位于效益区左侧靠近两个吨油成本线的油井，更是重点监控对象，在发生异常波动时，及时分析，及时采取对应措施，一方面通过群扶群挖，实现油井管理深挖潜、提质量、保效益，取得效益油，效益油在油井效能升级管理模板的四个分区中都可以取得，它是通过群扶群挖小投入、多产出的那部分油，也是油井效能升级管理的一项重要内容。另一方面在上产活动中，效益区也是上产活动的主阵地，通过地质分析，有的放矢，将更多的工作量和精力投入到高效益的产量上去，取得经济油。GDN32P303 井日油保持在 10t/d，在效能升级模板中一直处于效益区的靠上位置。但从该井的成本分析来看，可控成本中电加热产生的电费占了大头，电加热日耗电高达 1000 度/天。2022 年 6 月，保证该井正常生产的前提下，对电加热的输入电流不断进行优化，由 60A 逐渐降低至 38A，电加热耗电降至 550 度/天；后由于气温降低，油井载荷增大，又优化至 41A,截止到目前，耗电保持在 630 度/天，每月节省电加热电费6000 多元，截止到目前共计节省电费 25749.4 元，在效能升级模板图上该井在效益区内向右下方移动。5 结束语 油井效能升级管理的实施与运行，在油井分区块单井成本管理、单井产能管理和油井基础管理等方面均有了较大的提高，但要保持油井的高产高效不断发展，还需要全区广大干部职工的不断努力与付出，围绕油井管理中薄弱环节，深入基层，破解难题，落实责任，不断修订和完善油井效能升级管理，让油井效能升级管理更好的指导生产、服务生产。参考文献 1李清振.采油单位节能降耗现状分析与探索J.胜利日报,2018(4):63.2韩顺良.油井效能升级管理J.社会科学,2018(4):102.