老河口油田桩106区块单井挖潜研究

2019-07-24 10:33吴涛张海涛刘飞
智富时代 2019年6期
关键词:信息化

吴涛 张海涛 刘飞

【摘 要】本文针对老河口油田桩106区块地处滩海、任务繁重、管理难度大的特点,以管理区单井技术增效为着力点,通过“五个优化”,实现了节能减排,存量升级,积极落实油田“践行严细实,全力创效益”活动,紧紧围绕核心任务,实施了注采站精细化单井挖潜管理,提高了生产效率和效益。

【关键词】单井挖潜设计;技术增效;措施优化;信息化

1.提出问题

胜利油田桩西采油厂采油管理四区主要负责老河口油田桩106区块的开发工作。目前管理区单井挖潜存在的主要问题有:

一是目前岗位工人主要精力用于处理应急问题,如管线补漏、设备故障、落地油清污等,投入时间长。对技术性、管理性的基础工作,花费精力少,工作时间短。

二是员工的知识结构还不适应创新创效的新形势需要。员工的创造潜能未充分释放和发挥,主要精力和思想未凝聚到質量效益发展上来。

三是油藏经营开发矛盾加剧。传统的油藏认识及管理已不适应开发形势的变化。老区注水开发单元如何控递减、保稳产工作,是摆在我们面前的重要课题。

四是油水井投产后,方案设计决策流程单一,常出现措施不准,措施单井费用高的问题。

2.单井挖潜措施研究

2.1优化单井生产方案,减损降耗

通过开展月度动态分析,针对储层出砂严重,单元产液量低,防砂解堵,保持注采关系。高渗低液堵塞区:采取适度防砂解放产液剖面,放大压差提高储层动用程度;保持目前注采比,补充能量,油井实施酸化、防砂等解堵措施,恢复液量。

对于无效且目前无潜力油井,通过录取套压、回压、液量、含水、动液面、载荷、电量、有效冲程等资料,确定开关井时间,实施周期采油。对于无注采关系和低渗单元低能量的油井,应用在线功图、电流等手段,探索间开周期。

2.2优化采油工程设计,减损挖潜

2.2.1优化油水井生产设计

油井技术设计主要做好油井工况分析,制定并组织各类措施的实施;制定油井计划停井的制定,落实停井措施,提高施工质量,缩短停井时间;做好油井套压、升温、掺水、加药、洗井、碰泵等日常管理措施的实施,提高油井生产效率。

2.2.2优化单井工艺技术设计

借助动态监测手段及开发资料,加强注采连通关系评价,定量监测水线的主要方向,油井的主要受效方向。对油井采取控强扶弱、结构调整,均衡驱替的对策,主流线方向控制油井液量,促使其他方向油井见效;弱势流线方向油井实施防砂解堵疏通地层,促见效。

2.2.3优化井网保护设计。

标准化作业施工,控制起下油管速度,减小作业对井筒的伤害;做好油井防砂,防止地层掏空,引起套变;水井注水压力升高,及时洗井、增注,不能盲目提压增注,按5年检管时限,及时检管。

2.3优化单井管理措施,减损减躺

2.3.1从理念、过程入手,事前控制躺井

主要理念:免修期多延长一天也是效益。发现异常井,录取第一性资料,精准诊断;从严监督,精细描述,先确认后治理。做到“三个聚焦”,即:

一是聚焦源头管理,精细作业监督,根据作业解剖描述,结合历次作业井史,每口井制定全面的治理措施,检泵周期达到1120天。

二是聚焦油水联动,“油井出问题,水井找原因”,依据油井液面和测压等资料,制定水井调整措施。水井平均检管周期达到1800天。

三是聚焦单井管理,以延长免修期为目标,优化调参、调配、洗井、开关井等设计,落实单井管理措施。平均延长热洗井周期10天。

2.3.2从细化隐性躺井分析着眼,消除无病作业,事后控制躺井

一是分析隐性躺井,找准末端因素,制定对策。

二是对策实施:向延长免修期要效益:压减低效无效作业井,避免无病作业井,坚持“油井出问题,水井找原因”,实施油水“一体化”治理。

2.3.3持续完善机制

优化管理流程,提质增效升级,躺井率控制在2.0%以下。

2.4优化注采协调关系,减损增产

2.4.1高效单元再提效

一是完善注采井网,稳定三率,避免含水上升。

二是注采调配,保证能量,适时提液,优化注采提质提效。通过强化井组动态分析,精细注采调配,坚持“防治结合、保持注采”的原则,优化不同砂体提液时机,油井适时调参,确定不同方式的提液工作量。

三是加大堵调力度,改善吸水剖面。加大中高含水期低压注入井堵调力度,优化注入剖面,抑制含水上升,同时加强油水联动,调整平面不同方向的渗流差异,改善油水渗流场,提高水驱效果。

2.4.2高效油井再提效

调查共有272口高效油井,通过注汽恢复井10口,增油40吨;防砂、提液潜力井20口,预计增油58吨;其余通过注采调整、水井作业恢复、调剖、维护等措施恢复19口,预计增油40吨。

2.4.3高效水井再提效

借鉴经验,做好转后续水驱注釆管理。根据注采比与采收率的关系曲线,优化注采比,合理注采比0.8-1.0。

2.5优化信息四化技术,减损提效。

(1)在自动化完好率方面,做好监控维修日度运行,对油井监控预警更新设置,及时准确报警,缩短故障停井发现时间,减少误报警频次,自动化完好率97.87%。

(2)加强数据源建设和应用工作,全面推广以源头数据为核心的电子报表应用。应用油井远程监控系统,有效地指导了油井生产。应用地面地理信息、生产运行查询、生产指挥、手机短信等系统,促进了生产信息快速反馈和及时处理。

(3)应用信息化手段,挖潜增效。控制采油成本,本着“降耗不减产”的原则,通过平台系统远程动态调整参数,寻求产量与成本的平衡点。对在线油井的平衡度进行统计,通过分析调平衡前后耗电量变化,查找影响能耗关键点

(4)促进油井管理的转型提效。建立多参数组合预警模型,采用优化设计常态化、油井能耗最低化的管理方式,提升油井健康指数。根据单井生产特点,制订“一井一方案”,严格修订完善单井各参数预警、报警阈值,实现油井生产过程中的闭环控制。

3.结论和认识

(1)应坚持“以水为先,油水联动”的思路,实施单元分类治理,注重日常注采调配,保持充足地层能量和稳定注水,合理优化洗井周期,实现井组稳升,有效控制自然递减率。

(2)实施作业费用、维护工作量、施工质量一体化分析跟踪,油井作业维护费比预算降低。抓好生产运行与用电管理、总量与单耗系统优化,抽油机提液单耗降低。优化工况管理,实施油水联动,精细作业监督,躺井率控制在2.0%以下,油井平均免修期达823天。

(3)应用“三线四区”经济模式量,有力地指导了单井、井组的分级分类评价,为制定转型措施指明了方向。

【参考文献】

[1]王璐,《企业现场管理体系构建》,中国质量,2015.02

[2]胡萍等,《油田地面工艺技术的发展与改进》,价值工程,2015.5

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