发展完善采油工程技术

随着油田开发时间的延长，各类矛盾日益突出，主要表现为：百万吨产能投资越来越高、维护性工作量越来越大、单井产能越来越低、油田开发效益越来越差、稳产难度越来越大。围绕未来十年油田稳产这一战略目标，采油工程主要围绕三个方面开展攻关。由于区块零散、单井产量低、导致开发井投资越来越高，目前大庆油田百万吨产能投资最高，为38亿元，我公司达100亿元，其中钻井及完井投资占60%左右。降低产能投资，最直接的手段是降低钻井密度，较少钻井数。为实现这个目标，采油工程应重点发展水平井配套技术和大型压裂技术。一、降低井网密度 目前我们设计应用的是单井眼水平井，存在的主要问题是开采层位单一。未来应进一步试验多井底和多分支水平井开采技术。采油工程应重点开展完井工艺、举升工艺等配套工艺技术研究水平井开采技术大型压裂技术前期研究结果表明，低渗透油田以最大产量为目标优化的裂缝半长应在300米左右，为此要改变在现有井网条件下优化压裂规模的方式，在新开发区块应开展匹配井网整体压裂开发现场试验，并配套发展适应大砂量施工的压裂液体系、强制返排工艺、高性能压裂喷砂管柱。水平井开采技术和大型压裂技术可增大渗流面积，提高单井控制储量，进而减少钻井数。是需要我们攻关的主要技术。二、提高单井产能 随着油田开采时间的不断延长，地质条件更加复杂，增产增注措施效果逐渐变差，为此，应研究探索试验新技术、完善常规技术，改善措施效果。（一）需要开展攻关或扩大试验的技术 1、清洁压裂液技术2、生物酶破胶技术3、二氧化碳吞吐技术 压裂液残渣对地层的伤害是影响压裂效果的主要因素，清洁压裂液的岩心伤害率在5左右，是常规胍胶压裂液的20%。为最大限度地减少压裂液对地层的伤害，开展清洁压裂液试验。应用清洁压裂液，吨液成本将增加800元左右，单井需增加费用12万元左右，如果吨油价格按4000元计算，单井多增油30吨即可收回成本。其它油田的应用效果与常规压裂对比，增油量在1.5倍以上，经济效益非常明显。2008年已经安排试验10口井。（一）需要开展攻关或扩大试验的技术 1、清洁压裂液技术2、生物酶破胶技术3、二氧化碳吞吐技术 提高压裂液返排率是减少地层伤害、提高单井产量的有效手段。应用生物酶破胶技术可以在短时间内以较低的浓度将大量的胍胶迅速降解,进而达到破胶的目的。室内试验表明，应用生物酶破胶后，返排压裂液的粘度明显降低，一次返排率达到51.8%，比不用生物酶高出11.8%，水化后残渣含量减少20%。2008年试验了3口井，返排率达50.4，其中1口井初期增油2.1吨，产量增加260%。应用生物酶破胶剂，单层费用1.2万元。为了进一步证实应用效果，今年将加大试验规模，摸索适应性。（一）需要开展攻关或扩大试验的技术 1、清洁压裂液技术2、生物酶破胶技术3、二氧化碳吞吐技术 二氧化碳吞吐具有降低原油粘度、防膨解堵、改变岩石润湿性、降低界面张力的特点，是一种能在井间连通性差、面积小、低渗透复杂小断层油藏发挥功效的增产技术。可有效补充地层能量，适合于低渗、低压、强水敏油田。2007年试验了3口井，有1口井见到增油效果，初期日增油4.7t，6个月后累计增油168 t，投入产出比1：6.7。另外2口井效果不理想，分析原因：一是CO2汽化过程中吸收大量的热量，对地层可能造成冷伤害；二是启抽后易造成冻赌，影响正常生产。通过完善注入工艺，摸索合理注入量、注入速度、注入压力、焖井时间及解决可能出现的冷伤害问题，提高施工有效率和增油量。2008年计划实施8口井。（二）可以推广的增产增注技术 1、低碳酸解堵技术2、油井微生物解堵技术 3、注水井复合土酸解堵技术 4、油井物理法解堵该技术是一项解除水锁、液锁的油井增产技术。1996年以来共实施118口井，有效率87.3%，平均单井累计增油260t，投入产出比1：20.8，尤其是2007年施工的8口井,平均单井累计增油550t，投入产出比1：35.2，经济效益明显。2008年施工10口井，启抽7口井，解堵后日增液1.0t,日增油0.9t。该技术已该技术已成为我油田成熟的增产技术。成为我油田成熟的增产技术。（二）可以推广的增产增注技术 1、低碳酸解堵技术2、油井微生物解堵技术 3、注水井复合土酸解堵技术 4、油井物理法解堵微生物解堵技术是利用微生物自身细胞体的作用、生物降解和代谢产生有机酸、表面活性物质、有机溶剂、气体，降低了岩石-油-水系统的界面张力，达到增产目的。2007年试验了5口井，累计增油750吨，平均单井累计增油150吨，仍有4口井有效，阶段投入产出比1：9.2，经济效益显著。2008年进一步试验15口井，启抽12口井，施工后日增液1.7t,日增油1.0t。微生物解堵技术有望成为油田主要的增产手段。（二）可以推广的增产增注技术 1、低碳酸解堵技术2、油井微生物解堵技术 3、注水井复合土酸解堵技术 4、油井物理法解堵2001年开展了注水井酸化工艺技术研究，研制开发了以有机缓速土酸为主体的酸化工作液体系，并针对不同储层类型的组分配比研究和优化设计，采用酸化后不返排直接投注工艺。2001年以来，共实施104口井，有效率94.2%，有效期18个月。酸化后平均注水压力下降2.9MPa，日增注9.8m3，平均单井累计增注4156m3，若以15 m3水换1t油计算，相当于平均单井累计增油277t，投入产出比1：11.08。复合土酸解堵技术是一项综合性解堵技术，没有很强的针对性，因此，对于不同堵塞原因的注水井效果差异较大。但总的来看，仍然是外围油田扶杨油层增注技术中效果做好的，这项技术一方面可推广应用，同时还存在较大的改进空间。（二）可以推广的增产增注技术 1、低碳酸解堵技术2、油井微生物解堵技术 3、注水井复合土酸解堵技术 4、油井物理法解堵增油机理：井下振源随油井生产管柱下入油井内，当地面抽油机带动深井泵往复工作时，油管内液体产生加载或减载作用。井下振源有效地将油管内液体所具有的动能和势能转换为振动能量，并以波的形式向油层内传递，在近井筒地带形成振动场，解除油层孔隙的堵塞，改变油层中流体的物性和流态，加速油层流体向井筒流动，实现油井增产。（二）可以推广的增产增注技术 1、低碳酸解堵技术2、油井微生物解堵技术 3、注水井复合土酸解堵技术 4、油井物理法解堵井下振源由能量转换器及锚定装置组成。增油机理：井下振源随油井生产管柱下入油井内，当地面抽油机带动深井泵往复工作时，油管内液体产生加载或减载作用。井下振源有效地将油管内液体所具有的动能和势能转换为振动能量，并以波的形式向油层内传递，在近井筒地带形成振动场，解除油层孔隙的堵塞，改变油层中流体的物性和流态，加速油层流体向井筒流动，实现油井增产。榆树林油田共施工了31口井，有效21口井，有效率68%，有效井投入产出比1：3.6。该技术的有效率和增产幅度较低，但由于投入少，施工方便，对地层无二次污染，仍然有很好的经济效益和推广前景。污泥调剖技术（三）具有试验前景的技术油井蒸汽吞吐技术 压裂裂缝转向技术 前期试验已初步见到效果，下一步应着重解决的技术有：二氧化碳驱分层注气技术，二氧化碳防腐防垢技术，低渗透油藏二氧化碳驱深部封窜技术和注气井防喷作业技术等。二氧化碳驱油技术（三）具有试验前景的技术裂缝转向技术是在重复压裂施工过程中，通过优化压裂施工参数及工艺，对原人工裂缝及对应的射孔孔眼进行有效封堵，促使井底压力升高，实现同层中另一射孔孔眼方向上产生新的人工裂缝。这种技术实现的可行性已经在在国内外学者的物理模拟实验中所证实。目前该技术要求水平应力差低于6.0MPa，而我公司地层的水平应力差在10 MPa左右，但随着油田开发，应观察地应力的变化，并适时开展试验。污泥调剖技术 油井蒸汽吞吐技术 压裂裂缝转向技术二氧化碳驱油技术（三）具有试验前景的技术污泥调剖可提高调剖体的强度，减少污泥外排的污染。取样分析可知，污油泥粒径较小、含泥量较高，具备施工条件，三季度准备试验2口井。污泥调剖技术 油井蒸汽吞吐技术 压裂裂缝转向技术二氧化碳驱油技术（三）具有试验前景的技术 目前全油田有稠油井110口，占油井总数的16.2%。蒸汽吞吐采油技术是改善稠油油藏开发效果、提高采收率的主要技术之一，主要作用机理有：降粘改善井底的流体流动状况、改变岩石的润湿性、使孔隙内的原油受热膨胀，残余油量相对减少，采收率增加。存在的主要问题是注入成本高、存在水敏伤害。如果采取自购设备的方式，有可能大幅度降低成本；水敏问题通过投加防膨剂可以解决，下一步有必要开展这项试验。污泥调剖技术 油井蒸汽吞吐技术 压裂裂缝转向技术二氧化碳驱油技术 三、降低维护性费用 榆树林油田油层埋藏深，单井产量低，抽油机井系统效率低，“两率”指标居高不下，维护性成本高，要依靠新工艺新技术，降低开采成本。（一）、机采井降低能耗 三、降低维护性费用 榆树林油田油层埋藏深，单井产量低，抽油机井系统效率低，“两率”指标居高不下，维护性成本高，要依靠新工艺新技术，降低开采成本。（一）、机采井降低能耗 电机功率配置大，平均单井装机功率33.08kW，实际运行功率7.13kW，电机功率利用率为26%。电机转速高，6极电机343台，占装机总数的50%。冲次高，平均冲次数2.93次/分，冲次数4次/分以上的井数为504口。部分抽油机井机型大，抽油机井平均负载率为59.86%，减速箱扭矩利用率为39.84%；14型抽油机5台，10型抽油机557台。油藏埋藏深、单井产量低、负载大是抽油机井产生高能的内因。举升方式不节能、举升设备及参数不匹配是产生高能耗的外因，主要表现在：对于老井而言，降低能耗的主要方式：一是合理匹配抽汲参数；二是改造或更新举升设备；三是改变举升方式。新井中低冲次抽油机配套技术：低冲次抽油机+12极电机+电容无功补偿配电箱+S11型变压器+32泵+组合杆柱。2、改造或更新举升设备 安装机械减速器是降低抽油机冲次最简单的也是最有效节能手段，从以往的应用效果看，单井节电率在20-40%，投资回收期约6-8个月；改造低转速电机是降低冲次的另一个有效手段，节能效果好于机械减速器，节电率高5个百分点左右，但投资略高，回收期约10-11个月。2008年计划对全公司需降冲次的240口井全部采取措施，其中安装机械减速器180口井，低转速电机改造60口井。1、合理匹配抽汲参数 更换电机、变压器、配电箱都具有节能效果，但投资回收期较长，不宜采用。下偏杠铃改造，节电率7-8%，近年来已实施下偏杠铃改造30台。3、改变举升方式(1)应用深井小排量螺杆泵 2008年继续实施抽油机换螺杆泵10口井，在新井产能建设中应用13台，从举升方式上节能降耗。预计当年节电25104kwh。目前采取的主要措施是应用深井小排量螺杆泵。由于螺杆泵拖动电机的功率较低，功率利用率高，能耗低，同时能够很好地泵送含泥砂原油和中粘度原油，应用前景较好。与普通游梁抽油机相比，节电率可达45.3%。抽油机井与深井螺杆泵投资测算表 项目 10型机抽油机井螺杆泵井驱动装置11KW普通泵32PCM15TP2400一次性投资折算15年投资一次性投资折算15年投资机（含电机）14.514.53.23.2配电箱0.30.30.30.3泵0.32.44.527杆5.85.86.46.4管12.8（含450米加厚）12.812（平式）12扶正器0.120.36锚定器0.270.81井口110.50.5地面基础0.80.8安装0.990.99耗电（万元）59.1326.61合计（万元）36.4997.7227.2977.18(2)提捞采油 从举升方式的角度看，提捞采油是最彻底、最节能的举升方式。一是提捞技术不够完善，主要存在提捞经济界限不清、计量不准、提捞深度不够、含水取样不准、提捞泵掉井打捞难度大及套变井油管捞油技术不成熟等问题，均有待进一步研究；二是在采油、运输和卸载过程中很难有效监控，管理难度大，漏洞多。目前存在的主要问题(2)提捞采油 一方面，要开展提捞采油配套技术研究，主要有提捞经济界限、过油管提捞采油、提捞井打捞等技术研究。另一方面，要推进数字化提捞工作。分析提捞井采油运油的工作流程，结合在数字采集、无线通讯、自动控制领域和应用软件领域的开发经验，开发提捞采油智能管理系统，时时监控运油车的工作状态，一旦发现中途异常情况，系统自动报警，并及时反馈到油田监控中心，充分保证原油运输中的安全；同时自动识别采油车辆，进行后台数据管理；对提捞油量进行后台实时数据统计分析，预警提捞时间，最终实现提捞采油数字化。4、在产能井应用低冲次抽油机 低冲次抽油机在常规游梁抽油机基础上，将原来的二级减速箱变为三级减速器箱，其传动比由普通抽油机的28增至132.5，使抽油机的最小冲次数降至1次/分。前期试验表明，低冲次抽油机平均实际运行功率为4.034 kw，与同型普通游梁抽油机对比，节电率为47.06%。产能井配套工艺：低冲次抽油机+12极电机+电容无功补偿配电箱+S11型变压器+32泵+组合杆柱。2008年在产能建设中继续应用78台。5、正在试验的举升方式智能提捞抽油机（二）降低油井清防蜡、清防垢药剂费用 为了降低此项费用，积极探索应用新工艺新技术，主要试验应用了XT2007油井防蜡降粘阻垢剂、电磁防蜡器和杆式固体防蜡器等。2007年总累计552.501万元；清防蜡剂135.693万元清防垢剂688.194万元两项合计1、开展XT2007油井防蜡降粘阻垢剂现场试验 为降低加药成本、减少加药劳动强度，2007年试验了XT2007油井防蜡降粘阻垢剂，该药剂是在分析、评价筛选目前现场常用的清蜡防蜡剂、降粘剂、阻垢防垢剂性能基础上，经过室内大量的与现场实验分析研究相结合，研制开发的复合型油井防蜡降粘阻垢剂。选择有代表性的树8和东12的30口井。试验方法是初期加入剂量较多，彻底清除井内蜡和垢，以后逐渐递减。试验了四个周期，月加药量150Kg,从应用情况看，能够保持油井正常生产，没有因蜡和垢而检泵。油井防蜡降粘阻垢剂价格11000元/吨，清防蜡剂价格6487.19元/吨，清防垢剂价格5927元/吨。应用防蜡降粘阻垢剂单井月费用1650元，应用清防蜡剂和清防垢剂单井月费用2142元，月少投入492元，节约了成本，同时减少工人劳动强度。2、高效电磁清蜡器(电磁防蜡器)电磁防蜡器主要由一个处理室和外部动力供给部分组成(如图)。一般安装在井口的出油管线上，使其电磁能量极化前后碳钢管线，形成强大的磁力场，使油管和地面管线的含蜡油流都受到磁处理，达到防蜡目的。电磁防蜡 近年发展起来的一种原油清防蜡新技术，其主要原理是利用高性能电磁变换装置建立一个强磁场，该磁场对原油中的石蜡分子产生整体强烈激励作用。使石蜡分子在管壁上析出结晶的几率减少，起到防蜡作用。电磁防蜡器单价3.18万元，有效期按10年计算，单井年需0.318万元。应用清防蜡剂，年需1.412万元。应用电磁清蜡器单井年节省1.094万元。3、固体缓释防蜡器 根据油井井底温度的不同，固体缓释防蜡器的使用分为泵上杆式和泵下管式两种形式。当井底温度高于70时，使用泵上杆式固体缓释防蜡器，当井底温度低于70时，使用泵下式固体缓释防蜡器。下入部位地温65的最佳。对井底温度高于70的油井，应采用泵上杆式固体缓释防蜡器。此工艺可调解下入深度，一般情况下入部位地温应在65附近。将其连接在抽油杆上，原油从油层流向地面时流经固体缓释防蜡器里的防蜡块，随着抽油杆的上下运动将防蜡块缓慢地、均匀地溶解在原油中，起到防蜡、降凝作用。泵上杆式固体缓释防蜡器示意图泵上杆式固体缓释防蜡器示意图固体防蜡器单价0.26万元，一般单井一次性应用3根，有效期按1年计算，单井年需0.78万元。应用清防蜡剂，单井月用药量0.167t，加药周期28d，年需药量2.177t，清防蜡剂单价0.648719万元，年需1.412万元。应用清防蜡剂单井年节省0.632万元。（三）降低抽油机井两率 影响油井检泵率和返工率的主要原因是地层出泥质物、抽油杆管问题和油稠影响。2007年检泵212井次，因这三项原因检泵142井次，占检泵井总数的67.0%，返工75井次，占返工总数的68.2%；2008年上半年检泵87井次，因这三项原因检泵61井次，占检泵井总数的70.1%；返工25井次，占返工总数的64.1%。2007年和2008年上半年检泵主要原因统计表时间检泵总井次 (井次)返工总井次(井次)检泵主要原因井次(井次)占检泵井总数比例(%)返工井次(井)占返工总数比例(%)合计泥质物杆管 问题油稠井数比例井数比例井数比例2007年底2121101426430.26229.2167.567.07568.22007年6月底11262873944.83944.8910.377.75385.52008年6月底8739613337.92427.646.670.12564.1(2)开展地层泥状物形成机理及防治研究 1、针对出泥质物井(1)几项技术结合，对出泥质物油井治理 目前治理泥质物的主要手段有：螺杆泵、防砂防泥泵、振动防砂筛管。上半年试验应用防砂防泥泵3台，振动防砂筛管3个，效果需进一步观察。从今年应用4口螺杆泵治理泥质物的情况看，在满足沉没度要求的情况下，螺杆泵应是解决泥质物目前较为有效的手段。(2)开展地层泥状物形成机理及防治研究 1、针对出泥质物井(1)几项技术结合，对出泥质物油井治理主要从三方面开展研究：地质因素、工程因素、开发过程影响因素。实现目标：搞清泥状物矿物成分和化学成分、明确诱导地层出泥状物的主要因素、确定不同区块的油井合理流压。最终实现因油井出泥状物导致的抽油机井检泵率年降低10个百分点，相应井的检泵周期延长150天。2、针对抽油杆管问题井一是更换抽油杆二是优选杆管修复技术。三是应用油管探伤技术对下井油管进行井口检测。四是作业井实施整体参数优化。今年上半年因油井杆管问题检泵24井次，占检泵井总数的27.6%；因此返工井10井次，占返工井总数的25.6%；目前主要措施有：(1)应用电热管治理疑难井在油稠严重的12口油井应用电热管处理长期因油稠无法正常生产的疑难井，使这些原来不能正常生产的油井恢复了生机。对比12口电热管井应用前后情况，平均单井日产液、日产油基本持平，目前均能保持正常生产。(2)应用高压蒸汽热洗添加PS-表面活性剂处理稠油井3、针对稠油井(1)应用电热管治理疑难井(2)应用高压蒸汽热洗添加PS-表面活性剂处理稠油井2008年应用高压蒸汽热洗车添加表面活性剂对8口井实施了高压蒸汽热洗，其中4口螺杆泵井，4口抽油机井。洗通5口井，其中3口螺杆泵井，已恢复正常生产。鉴于此，我们预计将此项措施做为螺杆泵井的清蜡降粘方法进行推广。3、针对稠油井 综上所述，围绕十年稳产战略目标，采油工程系统未来需要掌握的技术有以下方面：v需要攻关的主要技术：水平井开采技术、大型压裂技术、清洁压裂液技术、生物酶破胶技术、二氧化碳吞吐技术、二氧化碳驱油技术、提捞采油配套技术、地层泥状物防治技术；v需要推广的主要技术：低碳酸解堵技术、油井微生物解堵技术、注水井复合土酸解堵技术、油井物理法采油技术、深井小排量螺杆泵配套技术、降低冲次技术、高效清防蜡技术；v有试验前景的主要技术：压裂裂缝转向技术、污泥调剖技术、油井蒸汽吞吐技术、智能提捞技术。