區(qū)塊采油方式轉(zhuǎn)變?cè)u(píng)價(jià)及周期優(yōu)化

羅日蕾（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

1 概況

1.1 生產(chǎn)及工藝概況

大慶油田第七采油廠茂72區(qū)塊于2007年投入開(kāi)發(fā)，目的層為葡萄花油層葡一組，油層顆粒細(xì)，泥質(zhì)含量高，儲(chǔ)層物性差。投產(chǎn)初期采用抽油機(jī)方式的機(jī)械采油，其中有直井47口、斜井25口、水平井11口，累計(jì)采油7.459 4×104t，采用300×300m反九點(diǎn)法面積注水井網(wǎng)同步注水開(kāi)發(fā)，累計(jì)注水1.207 3×104m3。在工藝流程上，茂72區(qū)塊中有55口抽油機(jī)井，采用井口電熱集油工藝，由2條電熱集油管道進(jìn)行外輸，管道呈串聯(lián)樹(shù)狀布局，末端管段以加熱為主，主管道以伴熱為主，茂72區(qū)塊2條伴熱管線(xiàn)總功率為195 kW，55口井安裝井口電加熱器39部，總功率為265 kW，全年平均耗電量為667.7×104kWh，全年運(yùn)行費(fèi)用為397萬(wàn)元（運(yùn)行電費(fèi)按電力集團(tuán)運(yùn)行電價(jià)0.594 6元/kWh計(jì)算）。

1.2 提撈采油概況

自2011年1月，對(duì)茂72區(qū)塊55口電熱集油井，實(shí)施轉(zhuǎn)套管提撈采油方式，注水工藝及注水方式不變。截至目前，已經(jīng)實(shí)施提撈采油轉(zhuǎn)換44口，井口加熱器關(guān)閉39部，2條伴熱管線(xiàn)已全部關(guān)閉，關(guān)閉線(xiàn)路23.8 km。其余10口井，計(jì)劃轉(zhuǎn)提撈采油1口，9口水平井采用罐車(chē)接油。

目前平均撈油周期為4 d，平均每天撈油井?dāng)?shù)10口，2011年3月份撈油量為33.5 t，平均每天撈油量為1 t，碰撞液面深度為680m，平均撈油深度為850m；4月份撈油量為100 t，平均每天撈油量為3.3 t，碰撞液面深度為870m，平均撈油深度為1050m。月度撈油量增加66.5 t，撈油深度下降200m見(jiàn)表1。

表1 2011年提撈井月度撈油量情況統(tǒng)計(jì)

2 電熱集油與提撈采油效益對(duì)比

2.1 電熱集油2011年效益預(yù)算

茂72區(qū)塊的電伴熱流程55口油井，自2007年投運(yùn)至今已超過(guò)3年，正進(jìn)入故障多發(fā)階段。統(tǒng)計(jì)2009年和2010年兩年電伴熱集油流程發(fā)生故障率及停井時(shí)間，年均停井139井次，按遞增20%測(cè)算，預(yù)計(jì)2011年停井167井次，考慮土地、資金及技術(shù)等各方面問(wèn)題，維修時(shí)間20 d，單井產(chǎn)油量按目前平均0.7 t/d測(cè)算，則年影響產(chǎn)油量預(yù)計(jì)為2338 t，按照目前的電熱集油設(shè)備故障率及損耗，預(yù)計(jì)2011年將維修800個(gè)終端，人工費(fèi)用和土地賠償費(fèi)用將在20萬(wàn)元左右（不含廠家維修加熱設(shè)備費(fèi)用）。

2.2 采油方式轉(zhuǎn)變經(jīng)濟(jì)效益對(duì)比

實(shí)施提撈采油后，加熱設(shè)備的電量費(fèi)用、加熱設(shè)備維修費(fèi)用以及因加熱設(shè)備維修造成的產(chǎn)量損失將全部避免。統(tǒng)計(jì)茂72區(qū)塊3月和4月共計(jì)撈油133.5 t，成本3.738萬(wàn)元（廠撈油280元/t）。在不考慮注水以及道路、站庫(kù)建設(shè)投資、提撈管柱作業(yè)等與采油無(wú)關(guān)直接費(fèi)用前提下，提撈采油同抽油機(jī)采油費(fèi)用進(jìn)行對(duì)比見(jiàn)表2。

表2 抽油機(jī)采油與提撈采油噸油成本對(duì)比

從表2中可以看出產(chǎn)油量在1 t以及1 t以下時(shí)，電熱工藝流程抽油機(jī)采油噸油成本增加較大，在1.5 t及以上時(shí)提撈采油噸油成本高出油機(jī)采油。

茂72區(qū)塊，44口井實(shí)際產(chǎn)油情況見(jiàn)表3。

表3 茂72區(qū)塊電熱集油抽油機(jī)生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)

從表3中可以看出，茂72區(qū)塊產(chǎn)油量小于1.5 t井41口，適合采用套管提撈采油，可獲得較好經(jīng)濟(jì)效益。

3 提撈周期優(yōu)化

對(duì)提撈采油井，當(dāng)油井撈油后需關(guān)井恢復(fù)液面，當(dāng)井筒儲(chǔ)集一定油量后，再進(jìn)行下次撈油。若油井撈油后關(guān)井時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，累積撈油量將大幅度降低；相反，關(guān)井時(shí)間過(guò)短，隨著撈油次數(shù)的增加，撈油成本將大幅度上升。

由于每種提撈設(shè)備的承載能力是固定不變的，同時(shí)，井深、井身結(jié)構(gòu)和原油性質(zhì)也是一定的，因此提撈設(shè)備每撈1次油的時(shí)間和每次撈油的次數(shù)是不變的。

3.1 注水受效和不受效井周期優(yōu)化

由于茂72區(qū)塊儲(chǔ)層不發(fā)育，砂體連續(xù)性差，一部分提撈井與注水井連通，收到注水效果，有穩(wěn)定的供給邊界；另一部分提撈井與注水井不連通或者連通性差，無(wú)法收到注水效果，這部分提撈井地層壓力不斷下降，主要靠彈性能量開(kāi)采。根據(jù)44口提撈采油井的連通水井受效情況，采用注水受效井合理周期為5 d，注水不受效井合理周期為7 d。部分單井注水收效情況見(jiàn)表4。

表4 提撈井注水收效情況

3.2 根據(jù)井筒液面恢復(fù)深度確定撈油周期

根據(jù)液面恢復(fù)速度及提撈設(shè)備利用率，對(duì)茂72區(qū)塊4 d提撈采油周期進(jìn)行優(yōu)化。根據(jù)提撈井實(shí)際生產(chǎn)情況對(duì)注水受效的提撈采油井逐口摸索液面恢復(fù)規(guī)模，制定出單井撈油次數(shù)、下入液面深度、1次最多撈油量及定點(diǎn)深度，制定出合理的撈油周期為5 d。液面恢復(fù)高度與液面恢復(fù)時(shí)間的關(guān)系見(jiàn)表5。

表5 液面恢復(fù)高度與恢復(fù)時(shí)間關(guān)系

3.3 經(jīng)濟(jì)最優(yōu)撈油周期

每次提撈過(guò)程的費(fèi)用基本上不變，其收入與提撈的產(chǎn)量和當(dāng)前的油價(jià)成正比，與提撈次數(shù)成反比，所以在所給定的評(píng)價(jià)時(shí)間（30 d）內(nèi)，不考慮噸油價(jià)格、人工操作費(fèi)以及各種稅費(fèi)的情況下，存在一個(gè)合理的提撈周期，使得純收入最高。

設(shè)每次單井撈油產(chǎn)量一定，單井距離收油點(diǎn)路程為15 km，每公里耗油0.3 kg，按照目前大慶原油價(jià)格117.12美元/桶計(jì)算，提撈周期 T與在給定時(shí)間（30 d）內(nèi)的凈收益R關(guān)系見(jiàn)表6。

表6 提撈周期與凈收益的關(guān)系

根據(jù)表6可以看出，當(dāng)撈油周期為5 d時(shí)，凈收益值最大。

由于以上三種方法都是從單一的方面來(lái)考慮的，即地層因素和經(jīng)濟(jì)因數(shù)。故綜合考慮茂72區(qū)塊注水受效井合理提撈周期為5 d，注水不受效井提撈周期為7 d。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）對(duì)于邊遠(yuǎn)零散井，采用提撈采油方式是提高經(jīng)濟(jì)效益的一種途徑。

2）綜合考慮地層因素和經(jīng)濟(jì)因素，72區(qū)塊注水受效井合理提撈周期為5 d，注水不受效井提撈周期為7 d。

3）合理提撈周期與油價(jià)和生產(chǎn)階段有關(guān)，油價(jià)越高合理提撈周期越短；生產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)不受效井合理提撈周期變長(zhǎng)。

[1]田靜.提撈技術(shù)在油田建設(shè)中的應(yīng)用及認(rèn)識(shí)[J].國(guó)外油田工程,2003(7):12-13.

[2]于士泉,王建竹.油井合理提撈周期優(yōu)化方法[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā),2003(4):6-7.