大庆油田采油工程系统问题优化

摘 要：大庆油田企业作为中国石油产业中领先的油气开发与经营企业,身负着极其关键的社会任务、经济任务以及政治任务.大庆油田采油工程系统涉及的研究内容比较广泛,并且成为一个拥有诸多研究领域的庞大系统工程.要想尽快完成油田采油工程系统由定性研究转向定量研究,加强其研究的指导性与科学性,保证采油工程系统自身的全面性和工作活动的连贯性,开展采油工程系统优化的研究是十分有必要的.

关 键 词：油田采油工程；系统问题；优化

中图分类号：F270文献标志码：A文章编号：1673-291X（2014）19-0021-02

一、大庆油田采油工程系统存在问题

(一)采油工程队伍装备存在问题

大庆油田将基建四万多口油水井,随着生产井数的增多、开采范围的拓宽、开发难度的加大,采油工程队伍面临更大的挑战[1].

1.队伍作业施工难度高.采油队伍管井数量大幅增加,基建油水井数达到2008年油水井数量的60%左右,管井强度大、工作量多,井下作业施工难度高、工艺复杂,队伍和员工数量不能满足生产发展的要求.低产低渗透油田原有的建设方法和管理方法很难实现经济有效开发,应在开发建设的机制、体制上有所突破.

2.整体装备水平较低.（1）压裂装备老化严重.油田公司现有压裂设备258台,超效用年限115台,占总数的45%,新度系数仅为0.18,影响了压裂工作量的完成.（2）修井设备不能满足需要.大庆油田2009年油（气）水总井数为5426口,其中待修套损井2611口,并且每年新增套损井700口左右.现有修井机195台,超效用年限50台,占总数的26%.（3）常规作业设备需要更新.大庆油田现有475台通井机,超效用年限141台,占总数的30%.严重影响了作业施工进度.

(二)采油工程后场建设存在问题

随着螺杆泵井的逐年增多,以及螺杆泵检泵、维修技术的发展,现有螺杆泵检修车间存在修复设备及技术潜力不足,各采油厂的检泵车间和井控车间的厂房及配套设备有待于更新和完善.目前大庆油田除去采油二厂抽油杆检修厂、采油十厂油管检修厂在生产规模、技术水平、工厂管理等方面,能够满厂需要,其他采油厂的检修以到外部委托为主,属于关联交易,存在管理与油田规划脱节的问题.从工作量的需求来看,这些后勤场站目前能满足油田生产的需要,但因设备寿命周期和技术发展等原因,创业集团的部分场站需要更新和扩大生产能力才能保障油田“十二五”的生产需要,否则就应该进一步加强对属于上市公司的各个后场建设力度.

(三)采油工程工艺技术发展存在问题

大庆油田即将进入特高含水期开发阶段,开发难度越来越大,采油工程要顺利完成开发指标和任务,在长垣水驱、三次采油及油田开采上将面临着一系列问题[2].

一是进入“十一五”,喇萨杏油田全面进入特高含水期开发阶段,可采储量采出程度大于60%、综合含水大于90%的双高油田如何提高采收率,厚油层低效无效注水循环严重,实现油田的高水平、高效益开发、最大限度地挖潜厚油层顶部的剩余油是今后工作的难题.

二是三元复合驱将逐步成为油田开发的主体技术,由于驱替液中含有碱注入与采出系统结垢严重,影响了三元复合驱整体开发效果,如何清防垢等采油工程配套技术是急需解决的难题.

三是目前的低渗、特低渗油藏已探明储量约15亿吨,而动用率仅42.2%,大部分低丰度和特低渗透储量,在目前的技术经济条件下仍难以动用,如何通过工艺技术来提高这些储量的动用程度,加快油田增储上产步伐,也将是我们的一项长期任务.

四是天然气开采规模逐年增大,如何在深层地质条件非常复杂的情况下,以及含CO2气的情况下,高效地开发天然气资源,给采油工程技术带来了难题,高含CO2气藏的防腐问题,对井下作业工艺技术提出了新的更高要求.

五是随着水平特殊结构井开采规模的不断扩大,应用向“低”、“深”、“难”及老区厚油层剩余油挖潜等领域的不断拓展,现有的配套工艺技术暴露出极大的不适应性,已成为制约水平井应用的技术瓶颈.

六是套损井数量越来越多,2008年变形井占待修套损井比例为75.3%,修井难度加大,已严重影响油气田的正常开发.

(四)采油工程井下作业发展存在问题

1.油井压裂改造挖潜难度日益加大.一是储层条件不断下降,平均单井压裂改造厚度降低；二是油井压前含水上升,挖潜余地不断减小,给压裂施工和控制低效井工作带来了很大难度,2010年水驱老井压裂825口,增油39.55×104t,平均单井增油479.39t,较“十一五”初期的2005年下降了40.61t.

2.控水措施效果逐年减弱.大庆油田经过近五十年的开发,现已进入高含水开发阶段.堵水选层难度日益增加,浅调剖对吸水剖面的改造能力变差.堵水措施平均单井年降水从2009年的2471.4×104m3下降到2010年的2283.9×104m3.

3.井下作业工作依然存在困难.伴随全油田油水井数不断的增加,井下作业工作量也将逐年增加.油水井维护性工作中检泵作业还存在偏磨比例居高不下,杆管问题依然普遍存在的情况,2010年检泵工作中这两项原因占46%.

二、大庆油田采油工程系统优化措施

1.采油队伍推行先进的管理模式.采油队伍应由粗放型管理模式向作业区管理模式转化,采油小队走专业化管理的道路,提高采油队伍装备水平,采油队伍人均管井能力提高到3.00井次,在井数增加、维护工作量大幅增多的情况下,使员工总量的增加得到有效控制.

2.提升队伍专业化管理水平.井下作业队伍应通过精干队伍、优化装备、建立机制、强化培训等措施,加快体制、机制和管理创新,培养高素质的人才,提高装备的新度系数,加快装备的升级,努力培育优势技术,不断提高工程技术怎么写作水平全面提高作业队伍的施工能力,使单队年平均施工能力达到150口以上.3.加大各类油层的配套装备研究.一是加强设备的调整更换.二是为降低产能投资和生产维护成本,盘活闲置资产.

1.依据节能设备的系统评价加大其应用力度.一是对节能抽油机、节能电机、节能控制箱的单项节能效果进行评价；二是对抽油机、电机、配电箱进行组合匹配测试.

2.利用优化方法加强抽汲参数优化调整.一是针对供液不足井,采取换小泵、下调参数等措施,保持合理沉没度,提高系统效率；二是针对供液能力较强的井,检泵时采取换大泵结合降冲次、合理上提泵挂措施,控制举升能耗；三是对供排关系平衡的井,合理优化参数,采用长冲程、慢冲次等措施,减小交变载荷；四是随作业检泵时,对抽汲参数进行系统优化,在满足油井产量和正常运转的情况下,尽可能地降低能耗；五是采取间抽措施,提高抽油机井的运转效率.

3.强化基础管理工作保证系统效率提高.一是狠抓目标落实,确保整体水平的提高.二是规范管理程序,保证测试工作质量.三是明确测试条件,保证录取资料准确可靠.

一是不断发展完善老区水驱开采技术.发展提高分层注水井测调效率和分注合格率技术；发展进一步提高老区重复压裂井改造效果的技术；发展厚油层内部剩余油挖潜和大孔道治理的工艺技术,发展堵水、压裂等水驱综合调整配套技术,解决厚层顶部剩余油挖潜问题,降低无效循环场治理措施成本,提高各类油层的采收率.

二是继续发展三元复合驱三次采油配套技术.形成层间及平面分质分压注入、防垢抽油泵及螺杆泵举升、增注等采油工艺配套技术.

三是发展“三低”油田水驱增效采油工程配套技术.完善发展老油田堵水调剖、提高单井产能压裂等水驱配套技术；发展形成水平井开发等一系列采油工程配套技术；发展形成二氧化碳驱采油工艺技术.保障未开发油田的经济有效动用.发展CO2驱吸气及产液剖面调整技术等二氧化碳驱采油工艺技术.

四是发展海塔盆地复杂断块油藏的压裂改造技术,确保复杂岩性断块及潜山油藏开发进一步增储上产.

五是继续发展深层气开采技术,形成深层气压裂、解堵、排水采气、深层气田堵水等采气工艺配套技术,确保深层气层特别是深度大于4000m以上的气层上产需要.

六是继续发展提高中低产油井的机械举升技术的泵效及系统效率、延长检泵周期、降低机械举升工艺的运行成本的机械举升技术,使抽油机井保持在700天以上,检泵周期螺杆泵井达到600天以上.

1.为进一步降低抽油机检泵率,提高经济效益.采取以下措施：一是加大了防偏磨实用技术的应用力度,防偏磨技术措施进一步完善.二是扩大油管防断漏技术的应用.三是加强杆管档案库的建设,并引进了抽油杆修复技术,避免了有缺陷油管下井造成重复作业.

2.有效控制电泵井检泵率.一是要抓好优化方案设计工作,优化工艺参数、提高方案符合率.二是加强日常管理、加大异常井现场诊断处理力度和作业监督力度.三是加大成熟技术推广应用力度,采用变频措施,延长机组运行周期,降低运行能耗.电泵井检泵率可控制在20%左右.

3.延长螺杆泵井检泵周期.重点推广螺杆泵专用抽油杆、空心转子泵等成熟技术；试验完善杆柱优化扶正、杆柱防脱器、螺杆泵变频装置等技术；开展三元驱和稠油出砂等疑难区块的螺杆泵配套技术试验；加强螺杆泵井工况诊断测试,开发螺杆泵诊断测试分析解释软件.螺杆泵应用井数稳步增加,成熟配套技术的应用规模逐步扩大,检泵周期明显延长.

4.减少作业返工井井数.采取以下措施减少作业返工井井数：一是强化对入井油管及工具的监督力度,加大井下问题油管的更换力度；二是优化管柱结构,确保封隔器密封率；三是强化对作业和测试队伍的管理和监督,减少仪器下不去和掉卡仪器现象的发生,减少作业返工井的井数.