崔建英 尹玉強(qiáng) 卓子超

摘 要】孤島采油廠不斷加強(qiáng)科學(xué)管理、系統(tǒng)管理和精細(xì)化管理，不斷提高隊(duì)伍素質(zhì)，提高采油工程管理水平和運(yùn)行質(zhì)量，加強(qiáng)自主創(chuàng)新，優(yōu)化成熟配套工藝，各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)、原油穩(wěn)產(chǎn)和成本控制都有了一定進(jìn)步。本文對(duì)此進(jìn)行了詳細(xì)論述。

【關(guān)鍵詞】注水治理；精細(xì)管理

2012年按照分公司總體部署，深入開展“比學(xué)趕幫超”暨“精細(xì)管理提升年”活動(dòng)，不斷加強(qiáng)科學(xué)管理、系統(tǒng)管理和精細(xì)化管理，不斷提高隊(duì)伍素質(zhì)，提高采油工程管理水平和運(yùn)行質(zhì)量，加強(qiáng)自主創(chuàng)新，優(yōu)化成熟配套工藝，各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)、原油穩(wěn)產(chǎn)和成本控制都有了一定進(jìn)步。

1.工作取得的成效

1.1加強(qiáng)注水系統(tǒng)治理，夯實(shí)水驅(qū)油田穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)

針對(duì)水驅(qū)油藏開發(fā)效果差，生產(chǎn)系統(tǒng)開展了攻欠增注月活動(dòng)和洗井會(huì)戰(zhàn)；集輸注水系統(tǒng)開展水質(zhì)處理系統(tǒng)技術(shù)調(diào)研和改造方案論證；科研系統(tǒng)強(qiáng)化測(cè)試分析、井組動(dòng)態(tài)分析和水井措施分析論證；作業(yè)系統(tǒng)加強(qiáng)了水井作業(yè)質(zhì)量監(jiān)督。與去年同期相比，開井?dāng)?shù)增加到553口、日注水平提高到40163m3/d、層段合格率上升到59%。

加強(qiáng)系統(tǒng)水質(zhì)處理，將水質(zhì)藥劑承包改為藥劑+設(shè)備的承包模式；明確管理責(zé)任，消除影響水質(zhì)的不利因素；開展沿程水質(zhì)的分析研究和處理工作，保障水質(zhì)符合率在95%以上。

加強(qiáng)泵站干壓和增壓泵管理，保障干壓達(dá)標(biāo)率在95%以上。及時(shí)安裝和配套維修，保障增壓泵開井時(shí)率在90%以上；推行調(diào)度化運(yùn)行，加強(qiáng)洗井管理，采取一井一策。通過以上工作，注水系統(tǒng)效率提高到53%。

通過管網(wǎng)調(diào)整改造，理順了各注水站系統(tǒng)的管理，分清了責(zé)任；縮短供水半徑，提高管網(wǎng)效率。治理后共有7座配水間、30口注水井受效，增注147m3/d；改造后總開泵臺(tái)數(shù)減少到7臺(tái)，同時(shí)區(qū)塊減少了2臺(tái)增壓泵，綜合日節(jié)約耗電量3047度；油井開井?dāng)?shù)增加3口，日注水平增加了147方，月注采比提高了0.4，層段合格率提高了27%，注采對(duì)應(yīng)率提高了12.2%，增加可采儲(chǔ)量6.56萬噸，區(qū)塊老井遞減趨勢(shì)減緩。

1.2加強(qiáng)工程方案前期研究和優(yōu)化論證，提高產(chǎn)能建設(shè)質(zhì)量

提前介入，加強(qiáng)研究配套，為區(qū)塊開發(fā)早作準(zhǔn)備；全面推廣“方案論證系統(tǒng)化、技術(shù)應(yīng)用集成化、鉆采工程一體化、運(yùn)行監(jiān)督精細(xì)化”的模式，工藝上進(jìn)行全程油層保護(hù)、機(jī)采配套等優(yōu)化。

1.3利用重大設(shè)計(jì)平臺(tái)，加大疑難井措施優(yōu)化力度，提高措施有效率

把疑難井和風(fēng)險(xiǎn)大的井進(jìn)行設(shè)計(jì)優(yōu)化提交到重大設(shè)計(jì)專家組，2012年前半年上報(bào)油水井重大設(shè)計(jì)35口并通過，目前已完工29口，其中開油井22口，初增能力91.1t/d，平均單井生產(chǎn)43天，累計(jì)增油2644噸。

1.4加強(qiáng)技術(shù)攻關(guān)和規(guī)模化應(yīng)用，發(fā)揮采油工程技術(shù)支撐作用

攻欠增注形成系列技術(shù)，開發(fā)研究適應(yīng)性酸化配方：常壓分層注水管柱模式采用雙層鋼網(wǎng)+雙層改性膠技術(shù)，對(duì)擴(kuò)張式注水封隔器進(jìn)行改進(jìn)，耐溫、承壓能力提高到120℃、30MPa。高壓分層注水首次應(yīng)用了壓縮式壓裂封隔器，管柱有效率100%，卡封后油壓由12MPa增加到24MPa，目前累增有效注水1.8×104m3。

針對(duì)水平井泥漿污染和油井堵塞，大力推廣小配方酸洗酸化工藝37口井，有效率93.7%，累積增油9880噸。

精細(xì)選井與工藝參數(shù)優(yōu)化結(jié)合，在注采單元相對(duì)完善的區(qū)域精選4口井進(jìn)行壓裂，施工上加大單井加砂強(qiáng)度、實(shí)施高砂比壓裂、提高裂縫導(dǎo)流能力。平均單井初增5噸/天，已增油531噸，措施有效率100%；在井網(wǎng)內(nèi)壓裂施工3井次，以造寬短縫為主，大排量施工，加入低砂比段塞，疏通炮眼，高砂比泵注，改善支撐劑縱向剖面，提高裂縫導(dǎo)流能力；斷塊低滲透油井較大規(guī)模壓裂，設(shè)計(jì)砂量15方，平均每米加砂3方，設(shè)計(jì)支撐縫長138m。

針對(duì)精密篩管水平井見水后治理難度大，首次開展了熱采水平井管外高溫封隔器分段完井技術(shù)，在水平段下入熱采管外封隔器，注汽后管外封隔器遇熱膨脹起到分段作用，便于后期見水后的治理；對(duì)汽竄弱邊水開展氮?dú)馀菽{(diào)剖工藝，提高控水效果；針對(duì)水平井后端出水問題，推廣應(yīng)用插管橋塞水泥封堵；對(duì)高含水水平井開展PNN找水測(cè)試，確定出水點(diǎn)；開展對(duì)強(qiáng)邊水內(nèi)侵水平井溫敏凝膠堵水試驗(yàn)。

封堵替代卡封，簡(jiǎn)化井筒，應(yīng)用封堵技術(shù)實(shí)施56口井，有效率82%，總增油12946噸，措施有效率提高17%。

為了實(shí)現(xiàn)高凝油油藏的有效動(dòng)用，開展注水開發(fā)實(shí)驗(yàn)，預(yù)計(jì)動(dòng)用含油面積0.36km2，地質(zhì)儲(chǔ)量64.46×104t，采用一注一采方式。

加強(qiáng)偏磨井綜合治理，基礎(chǔ)設(shè)計(jì)優(yōu)化從生產(chǎn)參數(shù)、桿管組合、管柱結(jié)構(gòu)入手，尋找潛力點(diǎn)；應(yīng)用以內(nèi)襯管為主的偏磨治理技術(shù)，解決復(fù)雜偏磨井躺井問題；防腐防偏同治，注重綜合治理，2010年以來整體防腐有效率達(dá)95%以上，平均延長腐蝕周期達(dá)100天以上。

推廣應(yīng)用不壓井作業(yè)工藝，保護(hù)油層、減少水井能量損失，目前已施工14口，完成計(jì)劃的40%。

1.5加強(qiáng)基礎(chǔ)管理工作，提升采油工程管理質(zhì)量

目前采油隊(duì)的質(zhì)量流量計(jì)、三相分離器和網(wǎng)絡(luò)建設(shè)已基本完成，基本實(shí)現(xiàn)了可分權(quán)限進(jìn)行網(wǎng)上跟蹤查詢；創(chuàng)建星級(jí)指標(biāo)隊(duì)，全面提升注采管理指標(biāo)；開展五化班組達(dá)標(biāo)活動(dòng)，提升現(xiàn)場(chǎng)管理水平；以工況分析為平臺(tái)，努力培養(yǎng)長壽井；強(qiáng)化注汽管理，提高注汽管理水平；加強(qiáng)配套與創(chuàng)新相結(jié)合，持續(xù)提升作業(yè)管理水平；加強(qiáng)采油工程信息化建設(shè)，提高辦公自動(dòng)化水平。

2.采油工程存在的主要問題

（1）水質(zhì)沿程腐蝕和結(jié)垢的問題尚待解決。注水水質(zhì)不能穩(wěn)定達(dá)標(biāo)，長期回注導(dǎo)致地面管網(wǎng)、設(shè)施及水井井筒的腐蝕與結(jié)垢。

（2）污水減排形勢(shì)嚴(yán)峻。

（3）各類油藏穩(wěn)產(chǎn)和提高采收率技術(shù)仍需進(jìn)一步攻關(guān)。稠油高含水水平井治理和提高油汽比技術(shù)需要不斷完善；斷塊油藏高含水期提高采收率技術(shù)亟須工藝攻關(guān)配套；低滲油井單井產(chǎn)能仍需進(jìn)一步提高。

（4）油氣集輸設(shè)備維護(hù)欠帳造成隱患嚴(yán)重。

（5）產(chǎn)能建設(shè)對(duì)地面集輸設(shè)施配套和技術(shù)改進(jìn)考慮不夠。

3.主要工作部署

（1）提前介入，加強(qiáng)研究，穩(wěn)步推進(jìn)產(chǎn)能建設(shè)。

（2）充分利用好重大設(shè)計(jì)優(yōu)化平臺(tái)，降低措施風(fēng)險(xiǎn)，提高措施有效率。加快運(yùn)行節(jié)奏，完成剩余6口井，做好施工總結(jié)和措施效果跟蹤評(píng)價(jià)；深入調(diào)查，優(yōu)化設(shè)計(jì)和實(shí)施重點(diǎn)井65口，完成全年重大措施井100口，提高開井率。

（3）加強(qiáng)不同類型油藏工藝技術(shù)攻關(guān)，提高采收率。開展高含水低效井的汽水竄治理；開展老區(qū)提高采收率技術(shù)研究；優(yōu)化配套注采方式，并開展套損井修復(fù)工作；開展超稠油配套工藝攻關(guān)，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)能突破；開展淺層超稠油開發(fā)工藝攻關(guān)。繼續(xù)推廣化學(xué)增注方法，開展應(yīng)用多種增注工藝；優(yōu)化壓裂工藝，提高單井產(chǎn)能；完善解堵工藝，加大解堵力度。開展分注井欠注層攻欠增注工作；開展注水井調(diào)剖，提高有效注水；研發(fā)觸變型堵劑，優(yōu)化施工工藝，提高淺層堵漏一次成功率。

（4）提高“有效注水量”，加大調(diào)整改造力度，夯實(shí)穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。加快老區(qū)注水運(yùn)行污水減排工程和綜合調(diào)整方案；進(jìn)一步加強(qiáng)污水水質(zhì)處理，提高水質(zhì)達(dá)標(biāo)率。

（5）完善分隊(duì)計(jì)量管理，確保原油生產(chǎn)平穩(wěn)運(yùn)行。組織好培訓(xùn)工作，讓職工對(duì)分隊(duì)計(jì)量系統(tǒng)、監(jiān)控系統(tǒng)熟練，減少各站監(jiān)控系統(tǒng)誤報(bào)、漏報(bào)情況；利用盤庫計(jì)量系統(tǒng)及時(shí)發(fā)現(xiàn)井口液量、油量波動(dòng)情況，提高油井運(yùn)行效率，減少原油損失。

（6）以“爭(zhēng)創(chuàng)星級(jí)指標(biāo)管理隊(duì)和深入開展五化班組達(dá)標(biāo)”活動(dòng)為載體，提升采油管理水平。

（7）加強(qiáng)作業(yè)管理，實(shí)現(xiàn)降本增效。

4.結(jié)束語

2013年面臨的生產(chǎn)形勢(shì)依然嚴(yán)峻，有信心緊密結(jié)合開發(fā)需要，開拓創(chuàng)新，精細(xì)管理，抓好“基礎(chǔ)管理提升年”的各項(xiàng)工作，加快技術(shù)集成，不斷提高采油工程整體水平，為油氣硬穩(wěn)定做出更大貢獻(xiàn)。