不断发展完善采油工艺技术努力提高油田开发水平 确保老区持续稳产

不断发展完善采油工艺技术 努力提高油田开发水平 确保老区持续稳产 77 目 录 概况 第一部分 文中 文东油田采油工艺技术发展状况 一、认真组织，精细施工，注水工艺得到了完善，较好的改善了吸水剖面，减少了无效注水； 二、加强管理，细化措施，潜心摸索，完善手段，机采工艺技术得到全面发展。 三、 加强井况管理，完善诊断手段，加大防治力度，储量损失得到了有效控制； 四、不断拓展思路，强化配套措施，细化施工工序，油层改造效果显著 五、 不断完善和引进新工艺，大胆探索，使砂患得到了有 效治理； 六、科学决策，整体实施，大胆探索，预交联颗粒凝胶及复合调驱工艺日渐成熟； 第二部分 目前存在问题 第三部分 下步努力方向 78 概况 采油一厂所辖文中 文东油田分为文中、文东两大油田，虽然动用含油面积只有 油地质储量 8581 104t,但存在 18个不同类型的开发断块区。文东、文中两大油田地质条件开发特点差异大 ,是两个开发类型截然不同的油藏，文中油田属于典型的复杂断块中高渗透油藏；文东油田是国内外罕见的异常高温、高压、深层低渗透特殊类型油藏（见表一）。这样的油藏类型给采油技术带来了众多的难题。而许多的难题很少有可借鉴的技术成果， 表一 文中 文东油田分类油藏地质参数表 油田 平均井深 m 渗透率 10隙度 % 原始压力 和压力 层温度 压力系数 文中 24000007 858 文东 286042071 需要我们不断地探索、攻关，就连 采油方式也几乎是在试验了所有的可用技术后，选择了目前的 4 种（自喷、电泵、抽油、气举）举升方式。 经过二十一年高效注水开发，大部分区块已进入高含水中后期开发阶段，油田开发对采油工艺提出了许多新的要求。面对这样的状况，两年来，采油一厂工程技术人员在工艺技术上以油藏工程为基础，以监测资料为依据，以增储、挖潜促稳产为目标，以提高技术含量、优化措施结构为手段、围绕油藏工程提出的问题，认真分析、详细认证、明确挖潜方向，即：以确保老区稳产、实现控水稳油、提高原油采收率为主攻方向，紧紧围绕“一个改 79 善” (改善两个剖面 )，“两个控制” (控制无效注水和含水上升速度，控制储量的损失速度和自然递减 )，“三个提高” (提高存水率，提高水驱动用储量，提高采收率 )，制定工艺对策，重点打好“三次采油、分层注水、分层改造、高效气举、机采配套、调剖堵水、油层保护、井况防治”八个硬仗，做到问题清、方案准、针对性强、有效率高；近两年来，我们紧紧围绕老区增储稳产，控水稳油，提高采油收率这一目标，我们立足分层改造，完善配套手段，挖掘剩余油潜力。通过大修、侧钻、分注、调剖、调驱、挤堵、油井解堵、水井增注、深抽配套等工艺技术的实施，使老区稳产基础得到了 进一步夯实。 两年来，我们共完成工艺措施 8 项 1473 井次，增油 吨，降水 方，增注 方，节气 方（见表十二）。 80 第一部分 文中 文东油田采油工艺技术发展状况 一、认真组织，精细施工，注水工艺得到了完善，较好的改善了吸水剖面，减少了无效注水，进一步夯实了稳产基础。 两年来，我厂在注水方面主要作了以下几方面的工作，一是加强水体改造，二是完善文东注水管网，三是强化分注工作 (一 )、积极进行污水处理流程的改造，确保了水质的稳定达标 我厂将水质达标作为首 要问题来抓，在“控制好 ，加好药，排好污”前提下，通过技术论证，对污水处理工艺进行了技术改进。主要内容包括文一污新建一座 750排污池，将原来的事故池改成沉降池，延长了沉降时间，并对站内 300m 老化渗漏管网进行了更换，新上了一套混合器，完善了文一污污水处理工艺流程。投产后，文一污出站水的滤膜系数由改造前的 20 提高到目前的 35 以上。今年 5 月又与西安石油学院合作在文一污开展了“低污泥污水处理技术”项目，项目应用后文一污污水产生的污泥在原有的基础上下降了 处理后污水滤膜系数达到 40 以上，并且长期 稳定，由于污泥的减少一定程度上增加了文一污污水处理能力，满足了文中油田注水量提高的要求。该成果目前已通过陕西省科技厅组织的科技成果验收。 文三污新上一套混合器，减少了施工对水质的影响，提高了水质的稳定性。为了落实井口水质的达标情况，我们在末端站选择 81 了 8 个水质监测点，由各采油区和注水队每天对水质进行测试，通过检测发现，站外水质达标率低，为此我们对水质达标率低的 3条注水干线进行了清洗，从而使站外水质达标率达到 100%。 （二）、完善改造注水管网，加强注水井管理，提高了开井率和配注合格率 为了改善注水开发效果，我 厂自去年以来先后对文东注水系统进行了设备管网改造，实现了分四套注水压力系统（ 1853545压注水，目前 13 座注水站均能按各注水井的注水压力不同需要注水，达到了提压增注的目的，日增加注水量 1728m3/d,提高了注水效率，并为以后、类层动用创造了条件。通过改单泵注水、使用恒流水嘴、注水泵参数变频调速、注水站配水阀组改造、储层酸化改造等措施，解决了欠注井35 口，日增注水量 2538m3/d。同时对 95 口注水井在注水站安装了恒流水咀，日减少无效注水 1689m3/d。从而使油田 注水井的配注合格率由原来的 高到目前的 全厂注水井开井数由 2001 年底的 206 口增加到目前的 229 口，开井数增加了 23 口。全油田日注水量由上年底 20576m3/d 上升到目前 25272m3/d，日增有效注水量 4696m3/d。 （三）分层注水工作初见成效 随着油田注水开发的不断深入，油层吸水状况呈现出两极分化：一是大多数主力吸水层都已一级水淹，水淹程度高，造成无 82 效注水严重；二是非主力吸水层吸水状况差，甚至不吸水，导致这类层动用程度差，甚至未动用。据 2000 年文 中 文东油田 87口测剖井吸水剖面资料统计：主力吸水层层数 126 层，只占总吸水层数 439层的 而吸水量却达 7160日吸水量 11636另外未启动层达 763 层，占总层数的 由此可见，为了提高油田的水驱控制及动用程度，实现产层转换，维持油田的高产、稳产，分层注水势在必行。 为了使油田分注率不断提高，以提高油田开发水平，我们明确提出了分层注水工作思路，即本着“由低到高，由浅到深，由大到小，由易到难”的原则，依靠科技进步，不断提高分注工艺水平、扩大分层注水规模，力争使油田分 注率达到 20%以上。 “由低到高”是指分注井注水压力由 18步提高到30水封隔器耐温性能由 90提高到 120 “由浅到深”是指井下工具下入深度由 2500 米向 3400 米发展； “由大到小”是指适应分注井的套管内径由 124121 118向发展，相应的下井工具（封隔器等）外径也由 114小到 112适应不同套管内径的需要； “由易到难”是指分注工作范围由实施难度相对较小的文中油田向难度较大的文东油田发展，以改善不同类型油田的开发效果。 两年来共实施分注 96 口，目前全厂共有分注井 93 口，油田水 83 井分注率由 2000 年年底的 8%升至 提高了 百分点。对应油井受效累计增油 吨，降水 方。其中文中 62 口（一级二段 41 口，二级三段 21 口），文东 31 口（一级二段 18 口，二级三段 8 口，桥塞 5 口）；分注工具下井年平均有效期 259 天，单井最长达 623 天（ 10且继续有效；分注前平均注水压力 注水 8432 m3/d，注水 8064m3/d，注水压力上升了 减少无效注水 368m3/d；分注后注水压力在 25间的井有 61 口，其中注水压力在 30间的井有 31 口；有 42 个加强层得到了启动；增加水驱动用储量 吨。 1、文中油田常压分注 为确保井下工具不出现因自身性能原因而在井内失效， 2001年初我们对以往试用的三种型号（ 、 、维吉 341）注水封隔器进行了对比和优选。三种封隔器座封时都是从油管打压，在双级活塞的作用下推动锁套上行，压缩胶筒，同时锁紧机构自动锁紧，完成封隔 器座封；采用上提或下放管柱方式解封。在性能方面，三种封隔器有以下三方面的差异： 一是当注水压力有小幅波动时容易引起管柱产生收缩上行。由于 注水封隔器是上提解封，当油管柱收缩上行距超过封隔器的解封距离时容易自动解封失效，而 和维吉 341注水封隔器具有下放解封性能，收缩的管柱不会使它们自动解封。 84 二是当反洗井完毕， 注水封隔器被推下去的活塞不能自动封住反洗通道，注水后高压层的水会沿着反洗通道进入低压层，引起注入水串层；而 和维吉 341都具有反洗活塞自动复位装置，可自动封住反洗通道，保证了层与层之间不串通。 三是 注水封隔器耐温只有 130，而维吉341注水封隔器耐温达 150，耐温性能更好。 为此，确定了维吉 341注水封隔器作为文中油田分注井常用注水封隔器。通过今年 39 口井（常压 22 口，高压 17口）的现场应用，证明维吉 341水封隔器下井、座封、反洗和注水情况完全能够适应文中油田井下分注工艺的需要，工具下井一次成功率 100%，座封后稳压 30 分钟均能保持压力不降。 如 文 10，分注前，配注 150m3/d，日注 152m3/d，注水压力 年 2 月 10 日采用一级两段分注。根据该井注水历史和配注要求，下入维吉 341隔器和 心配水器，磁定位校深合格后，用泵车地面打压 19封隔器座封，用提挂式投捞器顺利投捞成功。 2001 年 2 月 16 日开井后，注水泵压 压 压 注水 140m3/d，测试资料表明加强层 8 注水30m3/d，控制层 7 注水 80m3/d，对应油井 10效，累增油 85 2、文中、文东高压分注技术 自 2000 年起，我们引进采油工程技术研究院开发的高压分层注水工艺，较好地解决了高压分注问题；同时也较好地解决了高压分注合格率偏低的难题。主要技术特点如下： （ 1）封隔器耐高温、高压；座封、解封方便可靠； （ 2）采用下放解封方式，防止了管柱因收缩而产生的自动解封； （ 3）采用反洗活塞自动复位方式，保证了上下层不串通； （ 4）对胶筒肩部进行保护，提高了胶筒耐压能力。 文中油田井浅（一般在 2800 米以上），套管内径均为124 121以 在选择封隔器时一般定为 114区块温度一般在 80注入压力一般在 25间。而文东油田井深（一般在 3700 米），套管内径变化大，有124 121 118选择封隔器时一方面要保证工具下井顺利，另一方面又要保证套管与封隔器之间有合适的间隙，因此钢体最大外径定在 112区块温度一般在85注入压力一般在 28间。因此在选择高压分层注水管柱时必须分别选择： 文中油田高压分注管柱： 注水封隔器 + 心配水器 +球座。 管柱结构（见图一） 86 特点： 最大外径： 114 最小内径： 55 耐 压 差： 35 耐 温： 130 总 长： 1317 座封压力： 16 反洗压力： 2 适用套管内径： 121文东油田高压分注管柱： 注水封隔器 +水力锚 +双向泄液器 +球座。 管柱结构（见图二） 特点： 最大外径： 112 最小内径： 50 耐 压 差： 35 耐 温： 140 总 长： 1317 座封压力： 16 适用套管内径： 118 反洗压力： 3中 文东油田进行高压分注 61 井次，注水封隔器最大下井 87 深度 3507 米（文 203注水封隔器井下最大工作温度 文 203注水封隔器下井工作时间最长达 623 天（文 10目前仍在井下正常工作，完全达到了预期的工作目标；注水封隔器无论是下井还是座封均一次成功，没有出现中途座封现象 。其典型井例如下例 1：文 101998年 9 月转注。分注前从测吸水剖面（图三）分析： 6、 和 三套砂组笼统注水， 6 为主力吸水层（相对吸水量占全井吸水量的 ， 和 吸水能力较差。泵压 压 压 注 150m3/d，日注 142m3/d。要求下入二级三段分注管柱：偏 1 注水层位 6，注量 0；偏 2 注水层位 5注 50m3/d，加强注水；偏 3 注水层位 688 井段 注 100m3/d，均衡注水。（管柱图见图四）。 根据该井注水历史和配注要求，下入 封隔器 2套和三套 心配水器，磁定位校深合格后，用泵车地面打压 29封隔器座封，用提挂式投捞器顺利将偏 3、偏 2投捞成功，其中偏 3 无咀，偏 2 水咀直径为 2001 年 3 月 28 日开井后，注水泵压 压 压 注 142m3/d。 2001 年 8 月 18 日测试， 其吸水指示曲线见图五。 2001年 5月 8日测吸水剖面发现： 6 相对吸水量由 降到微吸； 5不吸水得到启动，相对吸水量占全井吸水量的 对吸水量由 分注后三个月对应油井两口（文 10效。文 10液量由分注前 d 下降到分注后的 d；d 上升到分注后的 d，日增油 d；含水由分注前的 下降到分注后的 下降了 9 个百分点，累增油 例 2：文 270 井为文东油田油套分注典型井例，该井于 98 年 8月转注， 99 年 4 月找漏、挤堵。注水层段 6+9， 业前笼统注水，泵压 压 压 注 150m3/d，实注 136m3/d。为缓解层间矛盾，要求分注，其中 6 配注 70m3/d，均衡注水； 9 配注 80m3/d，均衡注水。 2001 年 4 月 5 日下入“水力锚 +封隔器 +双向泄液器 +球座”。开井后，泵压 压 压 注 150m3/d，实注 160m3/d，满足了要求。 2001 年 6 月 26 日测试，配注压力 35于是油套分注，测得全井日注量 154m3/d，然后关闭套注闸门，测得油管日注是87m3/d，当压降每降 ，分别测得全井日注和油管日注（见图六）。从吸水指示曲线图可知：在 35注压力下，油注、套注均合格。 例 3 文 13，原为笼统注水，注水层段 4压 压 压 注 150m3/d，实注 111m3/d。根据生产需要，需 进行分层注水，以缓解层间矛盾。要求停注 5注 4注 150m3/d，均衡注水。 4 月 5该井进行分注施工。由于井筒问题复杂，经多次尝试方取得成功。具体工序如下： 、下入“水力锚 +注水封隔器 +偏心配水器 +球座”，下至第 90 98 根遇阻，起出后封隔器胶筒有小部分被刮掉，胶筒未见胀大，钢体也无刮痕，但有硬蜡进入反洗通道内，封隔器上部油管被稠油和蜡裹住。 、下冲洗管 1200 米，冲洗 20二次下入分注管柱，下至第 80 根遇阻，用大钩加压下至第 87 根无法继续下行。起出后发现封隔器已座封，上 、中胶筒被刮掉，下胶筒外翻。分析认为井筒内硬蜡未冲洗干净，封隔器下行时，由于底部球座的阻挡，使得硬蜡在井筒内堆积，造成封隔器下行遇阻并座封，在加压下行的情况下造成胶筒损坏。为此，决定下刮削管 2000米，用一台高效热洗车洗井 120口水温 100），返出水中未见有杂物，但井口环形钢板下向上冒水，说明油层套管有漏失处。 、用旧封隔器带管柱下至 1200 米，未见遇阻，起出。 、考虑油层套管有漏失，下入“水力锚 +上封隔器 +偏 1+下封隔器 +偏 2+球座”，其中上封为顶封。下至 800 米处又遇阻并带出硬蜡，经室内实 验： 60时开始融化，至 75时已完全融化。 、由于井筒内仍有硬蜡，因此，又下入 1163 米刮削器刮削至 2000 米，用两台高效热洗车热洗，温度不低于 100；然后下 116通井规通至 3000 米无异常情况。后下入第五趟分注管柱，下至第 74 根时遇阻，加压下至第 79 根再也下不动。分析主要原因是管柱工具串过于复杂，被热洗的硬蜡逐步上行并堆积，因而造成封隔器遇阻，座封位置离井口越来越近。 91 、鉴于上述原因，决定去掉顶封和偏 2，将偏 1 和水力锚上提至 2600 米，封隔器下接 6 根油管。当封隔器下至 750 米时热洗40 方水，趁蜡软化时下管至 900 米时又热洗 20 方，再趁热下井顺利。磁定位校深并调整管柱后，座井口，连流程，井口用泵车打压至 20泵后压力不降，合格。 开井后，泵压 压 压 注150m3/d，实注 147m3/d，达到分注要求。 例 4：文东油田二级三段高压分注 由于一级二段分注工艺不能满足油藏开发需要，特别是对于多层系油藏来说，只有细分层系，才能达到控制高渗透层、加强中、低渗透层吸水量，使层间矛盾逐步缓解，从而达到减少无效注水，提高油田水驱控制及动用程度， 实现油田高效开发的目的。 封隔器及堵塞器选择： 由于一级二段分注中， 注水封隔器各项性能指标已基本满足和适应了文东油田，故在试验时段选用该型号。由于配水器下至 3000m 以下后，常规投捞工具已不能适应深井投捞工艺要求，所以选用了 层注水恒流堵塞器（见图七），该 92 堵塞器既可以免去投捞这一工序，又可满足各层段配注水量。 原理： 进口压力，也就是注水压力； 喷嘴内压力；出口压力，也就是地层压力； P (。当 3 时流量， 无实际意义， 都不考虑。 ，流体经喷嘴小孔进入喷嘴内腔，再经由喷嘴和阀芯之间的环形间隙流入地层。当 加（或者 小）的瞬间， P 增加，流量上升，这时作用在阀芯另一端的 同时增加，推动阀芯向喷嘴靠近，间隙减小，导致流量下降，使得 P 减至原来数值，因而流量也回到原来数值。同理当 加（或 小）时， P 减小， 层注水恒流堵塞器也能作出相应动作，来维持 P 不变，流量恒定。因此通过合理设计结构参数，可以达到在一定压力范围内，进、出口压力变化时，流量恒定。 试验井例。 2001 年 8 月份在 文东油田进行了二级三段的分注试验。从试验情况看，工具下井、座封均一次成功。 如文 13（分注管柱见图八），该井注水层位 8 9，井段 井日配注110m3/d。其中偏 1 对应注水层位 8，井段 配注 30m3/d，加强注水；偏 2图八 文 13分注管柱图 93 对应注水层位 8段 配注 50m3/d，均衡注水；偏 3 对应注水层位 9，井段 配注 30m3/d，加强注水。作业前泵压 压 压 注 112m3/d。 2001 年 11 月 12 日下工具，从配管柱尺寸到下入每一个工具都一一作了记录。由于该井下入工具较多，为了提高施工成功率，在下井前对施工工具及施工方案都作了详细研究、讨论，并且满足油藏及井况的情况下，尽量拉大了工具与工具之间的距离。磁定位校深合格后，用水泥车井口打压至 34封封隔器。经过连续几天的观测：泵压 37压 压 注 87m3/d。目前泵压 压 压 均日注 88m3/d。 从测试资料上看：分注前， 2001 年 8 月 29 日测吸水剖面，油压 注 120m3/d。 81 吸水 93+4+5吸水 98 吸水 分注后， 2002 年 3 月测吸水剖面，油压 注 105m3/d。 85 吸水 93+4+5 吸水 97+8 吸水 通过分注，启动了 8 厚度为 层和 97 层，相对吸水分别为 目前文东二级三段分注井已达 6 口，二级三段 分注井的成功，使文东油田高压分注由常规的一级二段油套分注向二级三段的多级注水又向前迈进了一步，为文东油田高压分注的全面推广打下 94 图九 文 10 4套管分注管柱图 隔器 球座 人工井底 290 2380 上部加强注水 100m3/d 下部控制注水 50m3/d 1153 中 99 坚实的基础。 3、文中油田 4套管分注管柱 近年来，随着 5 1/2套管内全井下 4套管技术的不断成熟，该工艺在文中 文东油田得到了全面推广应用，因此下 4套管井的分注工艺势在必行，从 2001 年开始我们在文 10试验应用了这一工艺技术，该井分注前笼统注水，配注 150m3/d，泵压 压 压 日注水量139m3/d。 8 月 15 日分注后（图 九），初期 泵压 压 套压 注水量 142m3/d。目前 压 套压 注水量 94m3/d。 原理：封隔器下到位后井口注水，当注水压力达到 ，封隔器自动座封，机构工作，活塞上行压缩胶筒并锁紧，即可进行正常注水。封隔器座封后，注入水一方面通过上水嘴、上中心管，打开阻流套进入上部注水层；另一方面通过下水嘴、封隔器反洗流道进入下层，实现分层注水。可反洗井，用专用工具捞出芯子进行调配。 4、对下部层位需停注的井，应用了高 压桥塞分注技术，并且取得了成功，如 1392。 95 5、测试情况 目前已测试 75 口，占分注井数的 75 口测试井共有注水层段 164 层（加强层 42 层，占 控制层 35 层，占 均衡层 71 层，占 停注层 16 个，占 （见表二）。 表二 75 口测试井效果统计表 加强层 控制层 均衡层 停注层 累计层段 合格层 24 26 39 15 104 超注层 2 5 6 1 14 欠注层 16（ 4 层不吸水） 4 26（ 7 层不吸水） 46 合 计 42 35 71 16 164 据测试资料统计： 164 个层合格 104 层，配注合格率 超注层 14 层；欠注层 43 层（不吸水 9 层）。 75 口已测试井日配注10570m3/d，实注 9311m3/d，少注 1259m3/d。 从测试资料分析： 1）、加强层共有 42 层， 24 层配注合格，占加强层的 16 层欠注，占整个加强层的 这 9 个欠注层配注 1260m3/d，实注 483m3/d，每天欠注 877 2）、控制层共有 34 层，其中配注合格层 26 层，占 4层欠注，占控制层的 4 层超注 ，占控制层的 5 个超注层配注 380m3/d，实注 746m3/d，日超注 366m3/d。 3）、均衡层共有 71 层。其中配注合格层 39 层， 26 层欠注（ 7 层不吸水），占 6 层超注，占 96 26 个欠注层配注 2100m3/d，实注 877m3/d，少注水 1223m3/d； 6个超注层配注 450m3/d，实注 610m3/d，多注 420m3/d。 从测试资料可看出：欠注层达到 46 层，需对这些层段采用增注工艺技术措施来增加注水量；对超注井需重新调配；文东未测试井需改变常规测试工艺， 引进新的测试工具，并开展技术攻关。 二、加强管理，细化措施，潜心摸索，完善手段，机采工艺技术得到全面发展。 （一）强化管理，密切跟踪，从管杆泵质量抓起，精心实施深抽配套技术，抽油井生产管理跃上新台阶 1、深抽配套实现了“一个降低、一个延长、两个提高”。 每年年初，我厂都由工程技术大队、技术科、作业科、地质大队、采油区等相关单位在对全厂所有抽油井应用与管理工作进行详细总结的基础上，逐一调查、分析，制订年度抽油井管理规划，通过加强管理工作，优化工艺措施，以提高抽油井系统效率为目标，全面开展配套工艺的应用。 2001 年初，我厂开展了提高抽油机系统效率技术应用工艺工作，两年来，共对全厂抽油机井进行系统效率测试 965 井次，通过测试和分析，共计应用异型抽油机 69 台， 高转差电机 78 台，高压超高转差节能电机 81 台，共配套应用防气、防偏磨、防断脱、防油层污染、防砂、防盗、防盐等工艺技术 97 10 项 707 井次，其中油井防气技术 191 井次，防砂 150 井次（防砂泵 82 井次，防砂管 68 井次），防偏磨 75 井次，抽油井减震器 3 井次，低能井防蜡技术 55 井次，小泵深抽及玻杆深抽 101井次，调参 190 井次，调平衡 686 井次，高效活塞 10 井 次，陶瓷凡尔球和双凡尔防落物技术 30 井次，油井防盗技术 22 井次，防盐 17 井次，有效 645 井次，有效率 累增液 04t，增油 04t。 据采油院在 1997 年对“提高抽油机井系统效率研究”项目进行调研时，文中 文东油田抽油机井平均系统效率仅 能耗浪费严重，严重影响着油田的采油成本和原油产量，通过两年的工作， 2002 年 2 月份对全厂抽油机井系统效率调查， 2002 年 6 月份对 54 口井进行随机抽查上升到 10 月底对全厂抽油机井系统效率测试上升 到 取得了较好的效果。 至 2002 年 10 月 31 日，全厂抽油井共有 346 口，开井 269 口 (包括报废再利用井 )，平均单井日液 产油 水 平均动液面为 1429m，平均泵挂 均沉没度 603m。平均泵效 较 2000 年同期提高了 平均检泵周期为 402天，较 2000 年同期延长 26 天；抽油井躺井率 较 2000 年同期下降了 抽油井系统效率由 2001 年 5 月的 高至目前的 提高了 实现了“一个降低、一个延长 、两个提高”。 98 1）、以“治躺”为原则，机械防砂手段日益完善 随着注水开发的延长，油水井出砂日益严重，这些井因所处的区块、层系不同出砂机理也不尽相同。文中油田主要为地层砂（包括粒径不一的粉砂、细粉砂、粒砂以及套管破造成的地层返排泥浆等），而文东油田由于油井大都经过压裂改造，故出砂主要表现为压裂砂，伴随部分地层砂，这类出砂井的一个显著特点是：出砂量较大，由于井段深，油气比大，出砂不仅淹埋油层，而且一部分砂悬浮于气液混合物中，较难冲洗干净。 为此，根据现场取样资料，结合油井实际情况，本着“治躺”原则，因井制宜， 有针对性地制订方案，其主要措施是： 、对出砂井均现场了解，分析出砂原因，出砂类型，粒径大小； 、重点井取样化验，确定成份； 、返工井重点跟踪，制订适宜方案； 、文东压裂转抽井均下防砂泵或防砂筛管； 、文东冲砂井均采取冲砂后大排量洗井方案； 、对出砂量较大，且粗、细混合的油井，采取防砂筛管 +防砂泵配合应用措施； 以上 6 种手段应用后，收到了明显效果。如文 202 井， 5 月2 日压裂后生产一直不正常，连续 3 次返工， 6 月 25 日返工时，从起出泵检查发现活塞有明显被砂拉伤痕迹，由于该井气大， 99 图十 冲砂不彻底，加上压裂后 吐砂严重，固定凡尔多次被砂堵死，分析该井出砂类型主要是压裂砂，伴少量地层砂，经冲砂并大排量洗井后，下双级防砂筛管 +防砂泵方案，措施后生产正常，日产液 15t。 两年来共实施机械防砂 150 井次 (其中防砂管应用 68 井次；防砂泵应用 82 井次 )，有效 133 井次，有效率 油 2）、以提高泵充满程度为原则，防气技术实现了系统综合应用 根据油井产量、油气比、含水等资料，采用了螺旋分离器、气举阀助流举升、防气锁阀、防气泵、气液混抽泵等防气技术，重点在文东抽油井，兼顾文中 高气量井，使防气技术做到了有系统地应用，两年共实施防气 191 井次，有效 177 井次，有效率 增液 油 典型井如文 115 井为文 13 西南一口油气比较大井，正常生产时工作制度 32产液 d，日产油 效 油气比达 376m3/t， 2001 年 3 月 11 日应用该技术防气后，在工作 100 制度不变情况下，日产液 d，日产油 d，日增油 d，累增油 十显示了 2001 年 3 月作业前后功图对比，可见功图明显变好 ，气体影响基本不存在，泵效达 效果明显。 同时为了进一步提高综合防气水平，做到有的放矢， 2001 年10 月，我们先后引进了采油工程技术研究院开发的中高油气比长管串井下分离器及尾管举升抽油工艺和气砂锚技术。 今年下半年，我们针对中高油气比抽油井防气效率偏低、气液混合不彻底的现状，与石油大学合作，开展了总公司提高采收率先导试验项目 东油田中高油气比抽油井提高抽吸效率，目前在 13用，泵效提高了 百分点，日增油 得了较好的效果。 据统计，我厂开井的 269 口抽油井已应用防气技 术的井达 175口，覆盖率达 从功图分析，气体影响泵的现象明显减少，11 月份仅 12 口井气体影响，且不十分严重，防气技术已基本上满足了油井生产的需求。 3）、以减少油层污染，提高清蜡效果为原则，低压油井防蜡技术走向完善 尽管已处于特高含水阶段，但受构造复杂、断块破碎、注水受效不均衡影响，结蜡问题仍很严重，主要集中在边远井、三低井及部分因井下配套措施无法进行正常热洗的抽油井上。受结蜡影响，抽油井的热洗问题一直是我厂抽油机井日常管理的头等问题，据统计热洗液用量已占抽油井采出液量 右。大量的入井液 101 不 仅对油层造成污染，限制了生产压差的放大，而且造成部分井洗井一次排水期长达一个星期，油井无法正常生产；而对低能、漏失井，由于洗井清蜡不彻底，常导致光杆下不去，抽油机负荷增大，甚至无法启动，抽油杆与油管卡等问题，给生产管理带来了较大困难。 为此，我们在对低能、井漏及实施采油工艺措施后无法热洗的井上应用高磁场多功能防蜡技术、固体清蜡剂防蜡技术、热洗封隔器及温控热洗封隔器等系列配套技术，达到了不洗井或洗井不污染油层、提高清防蜡效果的目的。 共应用 55 井次，有效 50 井次，有效率 累增油 少洗 井 720 井次，节约洗井费用 108 万元，减少因洗井污染油层作业躺井 21 井次。应用热洗阀使洗井液平均提前 2排出，累增油 1400t。 、固体清蜡剂技术是将制好的固体清蜡剂和配套的井下雾化装置一次下入泵下，工作时利用抽油泵活塞往复运动产生的流动冲击力，引起雾化器动作，在特定的压力、温度下，使固体清蜡剂雾化，与井液混合，达到清防蜡的目的，共实施 9 井次（ 92十一 文 65固体清蜡剂效果对比 102 6514652515梁 3、 15目前 3 口井平均有效期 153 天，平均免洗井周期达 153 天，较措施前热洗周期 23 天，延长 130 天。 如文 65自 2001 年 5 月 10 日应用固体清蜡剂防蜡技术以来，一直正常生产，日产油 d，不含水，至 2002 年 11 月 20日已连续生产 548 天，于 2001 年 12 月 27 日热洗 30今一直未洗井，目前电流 52/60A，与初期电流 42/45A 比基本稳定， 2001年 7 月和 2002 年 10 月测的功图对比无明显变化（图十一），最大负荷不超过 80 、高磁场多功能防蜡技术是一种物理防蜡技术，将该装置安装在结蜡点以下 50，使含蜡的原油依靠强磁（中 心达 6300高斯）发生物理性质变化，析蜡温度降低、增大原油流动性，达到防结蜡的目的。 表三 磁场处理后原油中蜡晶的抑制率 温度 32 33 34 35 36 37 38 平均值 蜡晶抑制率 % 34 39 48 55 57 71 71 54 表三中的数据反映出磁处理对蜡晶析出有很好的抑制作用，平均抑制率达 54%；在宏观上反应为原油析蜡点下降 1凝固点下降 2从显微照片观察到，不加磁场处理时，石蜡晶体聚结连片状，最大尺寸 均粒度较大。经过磁处理后， 103 图十二 抽油井安装防蜡器位置示意图 石蜡蜡晶体细小分散 ，最大尺寸为 均粒度减少77%，并且有效削弱了蜡晶之间、蜡晶与胶体分子之间的粘附力，破坏了蜡晶的聚结，改善了原油流动性。现场可参照图十二来安装。 目前在 101 11 口井应用，平均免洗井周期达 152 天，时间最长的井为 101 469 天。文 101措施前工作制度 38产液 产油 水 热洗周期 20 天，由于地层漏失，洗井效果不好， 2000 年 7 月 23 日作业时起出管杆发现油管 800m 以上结蜡十分严重，达 3上，将油管堵死（ 第 27、35、 46、 52 根油管全部堵死）， 800m 以下结蜡较轻，为此在 850， 950m 处安装该装置，一直未洗井，电流保持在 54/48A 左右， 2001 年 11 月 11 日由于管漏检泵作业，未发现结蜡现象。 、为了解决热洗时低压层的漏失问题，我们推广应用了单、双胶筒热洗封隔器，可使洗井液不进入油层而直接进入泵筒返出地面，避免了油层漏失或低压油井洗井返不出，造成油层污染、清蜡效果不好等问题。共实施 38 井次，统计表明，在用同样量的洗井液洗井情况下，平均洗井液返排时间提前 2。 、针对低能低产井热洗效果差的现况， 我们还推广应用了采 104 油工艺研究院开发的低能低产负压采油管柱，它是应用温控式封隔器结合热洗开关和水力锚，在泵下建立热洗循环，提高了热洗效率，防止了地层污染；同时由于封隔器封住了油套环空，使上部液柱压力无法下传，从而降低井底压力，扩大生产压差，有利于提高泵效。在文 25应用，该井今年 6 月 20 日投产，工作制度 38期日产液 d，日产油 d ，含水 75，作业前日产液 d，日产油 d，应用该技术后，d,日产油 d，含水 99，泵效 泵效较投产初期提高了 4）、以防偷油及提高油井开井时率为原则，实现了防盗技术由井口到井下的转移 为了解决不法村民从套管防油放气的问题，我们研制了套管防盗阀，该技术经近一年的实施，工艺已逐步完善，效果十分明显，2001 年来，重点在采油七区等偷盗严重的单位应用，共应用 22井次 24 套，平均开井时率由 高至 如文 13，措施前工作制度 57，正常生产时日产液 d，d，含水 97%，液面在井口，功图正常，泵效 由于偷油严重 生产不正常，液面抽不下去， 2001 年 4 月 11 日检泵下防盗阀，措施后，工作制度 5754，初期日产液 d，日产油 d，含水 96%，泵效达 目前日产液 d，日产油 d，含水 96%，功图正常，泵效达 井口回压为 0，杜绝了老乡从套管放油影响生产，提高了生产效率。 105 5）、以延长检泵周期为原则，油井防偏磨技术实现了因井制宜，灵活应用 为了解决管杆偏磨问题，我们根据各井偏磨井段、偏磨原因及偏磨与中性点位置等制订了相应的防偏磨措施，推广了活动式扶正器、旋转式扶正器、 防腐节箍扶正器等工艺。同时对腐蚀偏磨严重的抽油井应用了牺牲阳极保护节箍扶正器。在工艺技术的应用过程中，我们对每口井的井史都认真分析，详细描述，根据各井偏磨井段，偏磨原因及偏磨与中性点位置等制订相应防偏磨措施，推广了活动式扶正器、旋转式扶正器、防腐节箍扶正器、旋转井口等工艺，使防偏磨技术实现了因井制宜，经济有效。两年来 ,共应用各类防偏防腐技术 75 井次（其中牺牲阳极保护节箍扶正器应用 8 井次），有效率 与 2000 年同比，每年减少由于管、杆偏磨造成的作业 17 井次，两年共减少计 34 井次。 据统计，应用上述技 术后，抽油井平均检泵周期延长 131 天，检泵周期大于一年的且目前仍正常生产的井有 8 口，其中文 1499 年曾 3 次下扶正器无法到位而中止，作业周期为 3 个月，且必须更换 2/3 以上的管、杆，损失极大， 2000 年 3月 29 日安装 100 套旋转式扶正器后，连续生产达 785 天，目前日产液 d，日产油 d，功图正常，效果明显。 6）、以提高低能井产量为原则，玻杆的应用实现了超深提液 文中 文东油田属低渗油田，部分井仍处于弹性开采或注水受效不明显的状态，表现为油井严重供液不足。为了改善这部分井 106 供采关系，提高综合效率，我们根据生产资料，及时实施小泵 +玻杆深抽提液技术，放大生产压差。 2001 年来共实施 101 井次，有效 83 井次，有效率 平均单井日产液由 d d，日产油由 d d，平均泵效由 提高了 平均泵挂由 1977m 加深至 2269m，加深了 292m，累增油 均液面由 1482m 抽至 1787m，下降了 305m。 在油井深抽方面主要应用了优化设计软件，进行产能预测和抽汲参数优化，使深抽井达到“等泵径深抽、配套 完善、系统效率提高”的目的。目前小泵深抽主要以三种方式为主：等泵径深抽、大泵换小泵加深、 38 及以下小泵加深。两年利用玻杆及减载器实现等泵径深抽 21 井次，平均加深 387m；大泵换小泵加深 43 井次，平均加深 267m。 深抽提液技术主要针对部分液面不断下降，生产难以持续维持的低能井，目前我厂玻杆正常生产 26 口井，平均泵挂由 2114m 加深至 2511m，加深了 397m，液面由 1969m 抽至 2125m，下降了156m，平均泵效由 高至 提高了 百分点。如13，措施前日液 d， 日产油 d，含水 泵挂2100m，液面 1818m， 2002 年 4 月 21 日结合酸化加深至 2553m，工作制度不变，开井后日产液 d，日产油 d，液面抽至2018m，泵效由 高到 提高了 日增油 d。 7）、以减少活塞上凡