淺析基層提高油井工況合格率的主要做法

潘聰聰　李絢

我單位所轄區(qū)域位于孤島油田南區(qū)邊緣，管理著南區(qū)渤76、渤82、渤61、渤72、南區(qū)館5-6稠油等斷塊。全站總井91口，開井77口，其中主力開發(fā)單元為B76，總井68口，開井57口，地面原油粘度3950～7648mPa·s，平均粘度4130mPa·s。

一、前言

油井工況管理貫穿油井生產(chǎn)管理全過程，是油井管理水平高低最直接的反映，也是影響油井經(jīng)濟(jì)運(yùn)行質(zhì)量最根本的因素。油井工況管理水平對(duì)提升油井生產(chǎn)運(yùn)行效率和提高經(jīng)濟(jì)質(zhì)量效益均有重大意義。我單位總井91口，其中稠油井開井61口，占全站開井?dāng)?shù)的79.22%，由于地層供液能力差，油井沉沒度低，且注汽后產(chǎn)能遞減快，周期采油量低，加之不合理的工作制度等原因?qū)е鹿r合格率偏低。針對(duì)這一問題，我單位以提高油井工況合格率為目標(biāo)開展系列措施。

二、存在問題

我單位工況合格率一直處于較低的水平，2018年1月合格率為55%，問題主要是供液不足區(qū)井?dāng)?shù)過多，占上圖井?dāng)?shù)的29%，全隊(duì)總供液不足井共有20口其中14口位于渤76單元，其供液不足井占全隊(duì)供液不足井的70%。

渤76單元是主力開發(fā)單元，地面原油密度0.970～0.990g/cm3，平均為0.984g/cm3，地面原油粘度3950～7648mPa·s，該單元注汽后產(chǎn)能遞減快，周期采油量低，開發(fā)困難，不合理的工作制度以及油井本身的供液能力不足導(dǎo)致工況合格率偏低;另外由于油稠導(dǎo)致的泵開關(guān)不嚴(yán)、桿疲勞斷脫、出砂、計(jì)量誤差大等一系例問題使斷脫漏失與待落實(shí)井?dāng)?shù)也達(dá)到了10口。

三、措施實(shí)施及效果

1、優(yōu)化油井生產(chǎn)參數(shù)，提高泵效

優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，是改善油井的重要手段，是貫穿整個(gè)工況管理的重要措施。因此，我們加大了對(duì)參數(shù)管理的力度，精細(xì)參數(shù)管理，通過嚴(yán)格落實(shí)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析油井沉沒度、泵效、套壓數(shù)據(jù)，制定有針對(duì)性的措施：對(duì)于參數(shù)偏大井，優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，提高泵效，改善沉沒度;對(duì)于待落實(shí)區(qū)井，上調(diào)高液量、高泵效井的參數(shù)，使泵效降低至合理的區(qū)域;對(duì)于有提液潛力的油井，上調(diào)參數(shù)來加強(qiáng)生產(chǎn)。始終保持油井在相對(duì)合理的工況下運(yùn)行，并且加大核實(shí)生產(chǎn)參數(shù)的頻率，減小泵效計(jì)算誤差，確保數(shù)據(jù)準(zhǔn)確，提高工況合格率。我站自6月至今，優(yōu)化核實(shí)參數(shù)20井次。

2、使用井筒降粘工藝，降低井筒舉升難度

井筒降粘工藝主要包括雙空循環(huán)加熱，單空心桿摻水、加降粘劑，熱洗，套氣進(jìn)干、回收等等。通過熱洗井這種大排量洗凈的方式，清洗泵筒內(nèi)的雜物，改善斷脫漏失區(qū)油井泵工作狀態(tài)，提高泵效。我站共計(jì)熱洗10井次。

稠油井由于供液能力不足導(dǎo)致泵效、沉沒壓力低導(dǎo)致工況落入?yún)?shù)偏大區(qū)，對(duì)于這類井，我們使用單、雙空心桿、擠加降粘劑對(duì)井筒進(jìn)行降粘，排出井筒內(nèi)固結(jié)原油，使泵抽油過程更加順暢，提高液量，進(jìn)而提高泵效。根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)需要，實(shí)施單空心桿摻水升溫共計(jì)13井次，安裝雙空心桿密閉循環(huán)加熱裝置7套，并加強(qiáng)了安裝后的效果跟蹤，并進(jìn)行了數(shù)據(jù)對(duì)比，以此為依據(jù)控制單空的摻如水量、溫度和雙空的進(jìn)出口溫度，以此提高熱效率;此外，安裝了井口自動(dòng)加藥裝置，通過前期加藥試驗(yàn)，調(diào)節(jié)泵入藥劑量和注入壓力，實(shí)現(xiàn)設(shè)備長(zhǎng)時(shí)間穩(wěn)定運(yùn)行，提高加藥效果，其他加藥方式共計(jì)加注12井次。

3、實(shí)施摻水多元化管理

針對(duì)稠油井原油輸送難的問題，摻水伴輸是保證油井產(chǎn)出液集輸?shù)幕痉椒?。目前摻水井總?9口，在摻18口，全部為低壓摻水井，日摻水量182m3/d，以地面摻水為主。強(qiáng)化摻水管理，降低井口回壓，從而提高工況水平。

（1）優(yōu)化摻水量，重在細(xì)

堅(jiān)持對(duì)摻水量?jī)?yōu)化工作，通過減少摻水水量，提高摻水溫度與摻水壓力。針對(duì)不同油井的不同生產(chǎn)情況，做到單井摻水水量最優(yōu)化。我單位定期對(duì)所有摻水井進(jìn)行逐井分析和優(yōu)化，制作摻水優(yōu)化卡片，根據(jù)回壓情況，精細(xì)優(yōu)化摻水，動(dòng)態(tài)調(diào)節(jié)。例如GDNB76N1，該井距離計(jì)量站較近，通過對(duì)回壓的觀察，我們?cè)囍鴮⒃摼膿剿恐鸩浇档?，?次將摻水從20m3降至10m3。我站平均年冬季摻水優(yōu)化24井次，總優(yōu)化水量126m3。

（2）提高摻水升溫，重在控

由于渤19-渤89低壓摻水系統(tǒng)輸送管線長(zhǎng)，摻水間位于系統(tǒng)末端，熱量損失大，為減少輸送過程中的溫降并進(jìn)一步提高油井摻水開發(fā)效果，分別于2018年12月、2018年12月在渤76-1、南2-12兩座計(jì)量站各上一座加熱爐，摻水干線來水先接進(jìn)加熱爐進(jìn)行加熱，通過GDNB76-28、GDNB76X9氣井供氣加熱，再輸出至摻水閥組，分配到鄰近的南2-14、南2-15、渤76-6、B78計(jì)量站的摻水間，用于單井摻水。對(duì)部分冬季生產(chǎn)困難井進(jìn)行井場(chǎng)摻水升溫改造，安裝單井加熱爐11臺(tái)。經(jīng)過升溫后，冬季摻水支干線溫度由原來的34℃上升到50℃，升溫16℃，提升了摻水效果，摻水水量降低了126m3。

（3）摻水管網(wǎng)優(yōu)化，重在改

由于摻水中含雜質(zhì)多，管線結(jié)垢、結(jié)絮情況嚴(yán)重，導(dǎo)致?lián)剿芫€堵塞、管損較大、摻水壓力增大、摻水量較低等問題。通過定期掃線，避免冬季管線堵塞的情況發(fā)生，保證稠油井冬季生產(chǎn)平穩(wěn)運(yùn)行。

4、實(shí)施效果

通過采取系列措施，實(shí)施后，合格井增加了15口，合格率增加了16.55%，達(dá)到92.5%;參數(shù)偏大井減少4口，占比減少7.37%;斷脫漏失區(qū)減少4口，待落實(shí)區(qū)減少3口，占比共計(jì)減少9.2%。