实现文南油田持续发展（采油四厂）

一、 油田概况 五、 下步发展对策 二、 工艺技术的发展状况 三、 生产管理进步 四、 工艺上存在的主要问题 一、油田开发概况 文南油田自 83年以来，相继投入 8个断块区共 22个开发单元，用石油地质储量 6648 104t。共有油水井 749口，其中油井 516口，开井 403口。注水井 233口，开井 144口。 油藏主要特征 一、油田开发概况 油 田 地 质 特 点 构造复杂，断层多，断块小 储层埋藏深，发育不稳定，物性差，非均质性强 油藏类型多 全区有 176个断块，中小于 大于 1油藏埋深 2210平均 3100m， 油藏平均孔隙度 1 透率级差为 构造相对简单的层状、中低渗油藏 (文 33块 95块 ; 层状低渗复杂断块油藏 (文 79块、文 184块，文 33块 ; 透境体低渗、特低渗、复杂断块油藏： (文82、文 188); 挥发性特低渗断块油藏 (文 88、文 72块 ; 凝析气藏 (文 269块、文 72东块、文 135 油藏主要特征 一、油田开发概况 六高 油藏原始地层压力高 （ 32 压力系数高 （ 饱和压力高 （ 均饱和压力 原始溶解气油比高 (143 452m3/t) 原始体积系数高 （ 油藏温度高 (92 140地层水矿化度高 （ 21 34 104） 两低 原油密度低 （地面原油密度 原油粘度低 （地下原油粘度 s） 一小 地饱压差小：地饱压差 4层改造工艺技术 储层保护工艺技术 大修工艺技术 水质达标工艺技术 高压注水工艺技术 机采配套工艺技术 工艺技术的发展状况 (一 )、 水质达标工艺技术 清、污先混合，后处理，再回注 水质达标工艺技术 污水处理历程 清 、 污 分注阶段 清 、 污 混注阶段 最后统一 3# 5000含水罐 500式自然除油罐 诱导气浮选器 斜管 沉降罐 缓冲装置 滤罐 反应器 净化水罐 原油脱出水 洗井回水 清水 2# 4# 5# 文二污水站清污水混合处理工艺流程 改建完毕： 污水沉降罐由 2俱增加为 3俱，局部日处理能力由过去的 15000 1000建中： 万方池提升泵、污水滤罐、诱导浮选器改造和扩建方案。 水质达标工艺技术 两项技术攻关，一项水质延伸 两 项 技 术 攻 关 泥垢定位沉积 实现将泥垢定位在沉降罐处，改善了系统运行效率 降低泥垢产出量 ，日产污泥由27t，下降了 81%，水质合格稳定 一项水 质延伸 改正注井为合注，避免了环空死水造成的垢下腐蚀，实现了井底水质达标，不需要定期洗井。 水质达标工艺技术 (二 )、注水工艺技术 卡封 投球 转向 土 酸 胶束酸 硝酸粉沫 浓缩酸 稀土酸 自生气热力酸 注水工艺技术 降压增注工艺技术 地层预处理 井筒炮眼清洗 残酸返排 洗井投注 主体液处理 后置液处理 1、降压增注工艺 深穿透缓速酸技术 前置液 主要组成： 低碳有机酸、综合添加剂 主要作用： 消除地层铁质、钙质及有机物沉积，预防 成垢离子再沉积。 主体液 主要组成： 低碳有机酸、合添加剂 主要作用： 消除地层泥质堵塞，预防氟硅酸盐沉淀 。 注水工艺技术 1、降压增注工艺 深穿透缓速酸 深穿透缓速酸作用机理： 1、 + - + 碳有机酸 溶解铁质 、 钙质 有机酸根 络合多价成垢离子 2、 +- + 解硅质组分 抑制氟硅酸盐沉积 3、 综合添加剂 ： 缓蚀 、 防膨 、 防乳化 、 抗酸 渣 、 分散有机物沉积 注水工艺技术 1、降压增注工艺 深穿透缓速酸体系特点 具有高温缓蚀性能，酸液腐蚀速率低 酸岩反应速度低，增加地层处理深度 不产生氟硅酸盐沉淀，防范了新的污染 酸液具有很强的清洗能力和防乳化抗酸渣性能 适合于低渗透、泥质、酸敏地层 注水工艺技术 1、降压增注工艺 1999年份 井次 有效率 % 单井增水量d 平均压降MP a 1999 13 74 3 5 5 4 72 11 2000 29 89 4133 89 7 2001 26 88 3 724 87 7 2002 16 3708 85 7 注水工艺技术 1、降压增注工艺 第二阶段 19931994 第三阶段 19941995 实施 10口 双层自调 三层自调 实施 3口 空心配水 第一阶段 19901992 实施 14口 口调配 油套分注 均告失败 文南油田的地质条件 水质差、腐蚀、结垢严重，易卡管柱 封隔器工具性能差，座封解封困难，有效期短 调配测试困难，合格率低 腐蚀结垢，卡瓦式封隔器坐封困难，平均有效期半年左右，最长288天，最短只有 24天，造成 18口井中最后有 8口井卡管柱而大修，大部分井起出的油管腐蚀穿孔而分注失败，大修时拔脱管柱，如 33 腐蚀结垢，分注一个月就出现了配水芯子投捞困难，如 79有上层压力比下层压力低才能冲出配水芯子，调配难度极大且繁琐。封隔器平均有效期为 198天，最长262天，最短 96天，最后造成 2口井卡管柱上大修。 调配芯子因结垢腐蚀 ，打捞不出 ， 投不到位 ， 无法调配 ， 如 79 封隔器平均有效期为 216天 ， 仅试验 3口井就告失败 。 注水工艺技术 2、高压分注工艺 文南油田的水质达标各项参数一览表 水质实现连续稳定达标 满足文南低渗油藏的注水开发需要 整个注水系统的结垢腐蚀得到控制 为 分注 创造了充分而必要的前提 参数 名称 mg/l 机杂 mg/l 滤膜 系数 总铁 mg/mg/l 硫酸盐还原菌 个 / 腐生菌 个 / 局 标 10 102 103原 来 104103现 状 0 102 102注水工艺技术 2、高压分注工艺 实施卡 堵漏 注单层 分层挤堵 均 获 成 功 高压分层注水问题有了实质性进展 9798年封隔工具应用获成功 实施 14口井 工艺成功率 100% 封隔平均有效 期 1年以上 注水工艺技术 2、高压分注工艺 油层 1 油层 2 油套分注井下工艺 3投球打压 道打开 技术参数 最大外径： 114 小内径： 50 48作温度： 120 工作压力： 35封方式：液压 座封压力： 20流器开启压力： 3水工艺技术 2、高压分注工艺 来水 油套分注嘴子套 回水 水表总成 单流阀 控制放压嘴子套 组成： 油套嘴子套、水表、水表总成、油套单流阀、控制放压水嘴套等。 油套分注地面工艺流程 注水工艺技术 2、高压分注工艺 接 头 2 头 3体 5 6嘴7 8 圈 9自行研制的油套配水嘴子套 头 头 壳 嘴 注水工艺技术 2、高压分注工艺 地面流程嘴子套中安装有水嘴，只需在地面进行调配测试，操作简单、方便，成功率高 注水工艺技术 2、高压分注工艺 油套分注调配测试 测全井吸水指示曲线 测下段吸水指示曲线 求上段吸水指示曲线 确定分层配注压力 根据嘴损曲线选择水嘴 根据全井及下段吸水指示曲线 优点 a、 压差小于 35441 分注管柱； b、压差大于 35 尝试油套分注井的上段剖面测试 优化井口试压管柱 研究适合文南油田不同压力等级的分注管柱 高压油套分注的改进与完善 设计了耐 70 确保了高压注水井口的密封可靠性 。 改进井口工艺流程 ， 使同位素投放口能同时进入上下层段 ， 共对 （ 13333333口井进行了测剖 ， 所测结果准确 ， 尝试成功 ， 实现了一次就能测出全井各小层的剖面资料 。 注水工艺技术 2、高压分注工艺 单井提压试注 区块提压试注 增压泵站提压注水 单井单泵提压 提压增注效果 目前仍继续提压增注 67口井，平均注水压力由 均提压 提压注水前日注水量 3826均单井日注 57压增注后初期日注水量 7753均单井日注 116前日注水量 5159均单井日注 77 均单井日增注水量 20 我厂日注水量达到了 15000水井配注完成率也得到了大幅度提升。 注水工艺技术 3、提压增注工艺 来水 精细过滤器 注水井 注水工艺技术 4、注入水精细过滤 2001年以来 ， 我厂在低渗块的低渗井安装了过滤精度为1m 的井口高压精细过滤器 ， 特别是在新投建的 23#、 79#、82#等 3座泵站配套使用了组合式高压精细过滤器 ， 每座站 4台 ， 最大过滤能力为 40m3/h， 实现了增压泵站来水的整体精细过滤 ， 使今年新投入注水开发且物性较差的文 79北块和文179块从一开始注水就实现了精细过滤 。 目前全厂高压精细过滤器总台数已达到了 29台 ， 使 26口井实现了注入水精细过滤 。 注水井高压精细过滤器 注水工艺技术 4、注入水井精细过滤 调 堵 剂 系 列 凝胶冻胶类 树脂类 固体颗粒类 沉淀类 玻璃 层挤封 注水工艺技术 5、注水井调剖工艺 堵剂性能指标 解堵率 90% 可泵性好，地面配制粘度 耐温 130 突破压力梯度 39 对目的层封堵率在 99%以上 ; 耐矿化度 20注水工艺技术 5、注水井调剖工艺 单层挤封工艺 堵剂配方的组成： 1、以无机颗粒为主要原料，在堵剂配方中引进了经细化处理的微胀材料和活化胶结的无机材料作为高强度堵塞的基本材料； 2、引入比表面积较大，对酸较为敏感的超细无机材料，使地层与基本材料间相互作用形成封堵层的骨架，同时能够在再利用时进行快速解堵； 3、加入一种表面活性剂，该剂与化学堵剂的基本材料及地层砂粒都具有较好的粘合作用。 注水工艺技术 5、注水井调剖工艺 单层挤封工艺 工艺特点： 针对文南油田的特点，采用细颗粒 或 粗颗粒 为主剂 与 封口剂相结合的多段塞复合注入工艺。 1、利用细颗粒主剂 作 为前置液，优先注入，以顺利进入地层深部； 2、利用粗颗粒主剂提高堵塞强度，实现对大孔道或高渗透层部位的封堵； 3、利用封口剂在炮眼附近形成致密、抗压、耐冲刷的固化体，以达到封死高渗透层的目的。 注水工艺技术 5、注水井调剖工艺 单层挤封工艺 图 2: 7 9 - 6 1 井注水剖面变化图0 10 20 30 40 50 60 施前相对吸水%调剖后，主力吸水层 时启动 n，其中 的 9号层 增油 1631t。 注水工艺技术 5、注水井调剖工艺 颗粒类调剖剂措施效果表 调剖剂类型 施工井次 对 应 油 井 数( 口 ) 见 效 油 井 数（口） 累计增油 (t) 95 - 96 水泥浆 31 54 17 1570 97 - 99 策 12 27 7 3200 2000 - 0 2 . 1 1 单层挤封 20 31 11 9122 合计 63 1 1 2 35 13892 注水工艺技术 5、注水井调剖工艺 (三 )、油层改造工艺技术 主要应用技术 压裂工艺技术 油井酸化解堵 油井堵水 油层改造工艺技术 油层改造工艺技术 特点 ：能量充足、有效期长、增油效果显著 关键： 是把好设计关，确定合适的压裂规模和控制裂缝长度，避免水串。 压裂引效与油层改造效果对比 总井次 有效井次 有效率 单井日增油 / t 累计增油 / t 油层改造 19 15 7 8 . 9 % 3 . 4 4857 压裂引效 20 19 9 0 . 5 % 5 . 6 10470 压裂引效 1、压裂改造 油层改造工艺 高砂比施工工艺 裂缝强制闭合技术 应用粉砂降滤失技术 斜井压裂技术 裂缝监测技术 完善压裂技术配套 应用 3井次， 压裂层段井斜 36 - 40 ，施工顺利 实施裂缝监测 51井次，其优势裂缝延伸方向为北东东向 应用 13井次，平均单井日增油 工成功率100% 提高了裂缝导流能力， 19井次压裂井加砂强度大于 m 在原 4压裂后立即采用 3得了相关数据。 1、压裂改造 油层改造工艺 第一阶段 : 1991用水玻璃复合堵剂，共实施 3井次，有效率 累计增油 四阶段 : 从 1999实施 174井次，有效率 72，累计增油 66594t，平均单井增油 为文南油田主要的上产措施 第二阶段 : 1994用 脂、水泥等化学堵剂堵水，实施 10井次，有效3井次，有效率 30，累计增油 2220t，平均单井增油 222t。 第三阶段 : 1997实施 60井次，有效率 70，累计增油 24500t，平均单井增油 408t，分别占当年措施总产量 化学堵水取得重大突破 化学堵水发展历程 2、化学堵水 油层改造工艺 图 6 995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002(1水增产占措施增产百分数2、化学堵水 油层改造工艺 1、 加强堵水机理的再认识，改进堵剂配方 加强堵水机理的再认识研究 ， 提出并建立一套堵塞模型 ， 通过有机和无机材料的变形效应和引入添加剂使堵剂和地层胶结成一个封固体来达到堵水的目的 ， 改进后的堵剂具有抗压强度高 （ 、 抗渗性能好 （ 渗水能力 、 施工安全可靠 （ 在 90 时初凝时间大于 12小时 ） 的特点 ， 通过现场试验 ， 有效期延长 46天 。 近年来化学堵水的主要做法 2、化学堵水 油层改造工艺 2、在不同区块、不同油井上采用了不同的找水工艺 项目 井温找水 碳氧比测井 I I I 测井 环空测试 其他 合计 施工井次 28 16 13 5 4 94 有效井次 13 11 8 4 2 38 有效率 80 50 2、化学堵水 油层改造工艺 优化设计挤注程序，延长了堵水井的有效期 严格执行挤堵施工程序和管理办法，确保施工 的安全 完善施工工艺，采用下部填砂，上部卡封保护非 挤堵层的配套工艺，满足了现场对上、中、下不 同井段封堵的要求。 3、进一步完善堵水配套工艺 2、化学堵水 油层改造工艺 找堵水开关卡瓦式封隔器层系2丝堵找堵水开关Y 1 1 1 或 Y 3 4 1封隔器固体防蜡剂层系1筛管抽油泵机械找堵水一体化管柱 3、机械堵水 油层改造工艺 弹 簧 外 套 销 子 阀 体 上接头 找堵水开关主要技术参数： 钢体长度：790大外径：114小内径：48换压力：10 3、机械堵水 油层改造工艺 技术特点 : 1、将找水、堵水、生产于一体，一次下入管柱后可不动管柱就能完成多个层位的转换； 2、找堵水开关采用液压控制方式，可往复操作，不受换向次数的限制； 3、同一压力下实现开关的工作状态转换； 4、找堵水准确、可靠，节约成本，减少了作业费用和占产时间。 5、具有分层开采、测试的功能，测的资料准确可靠，避免了低效投入。 6、整体管柱设计先进、合理，工艺原理有所创新，施工操作简单。 应用效果 : 2002年利用该管柱在我厂试验 10口井，有效 9口，有效率 90%；累计增油2695t，平均单井增油 299t，平均有效期 120d。其中有 4口井进行了多次调层。 3、机械堵水 油层改造工艺 油井解堵工作的成败，关键在于对地层污染原因的认识、所选解堵剂配方及施工工艺的适应性。只有在判断和识别地层属于哪种污染类型后，才能有的放矢 油井酸化解堵工艺 工艺名称 实施井次 有效井次 有效率 % 累增液 t 平均单井增液 增油 t 土酸解堵 2 1 50 3010 1520 1505 760 复合活性解堵 2 2 100 365 121 1 8 2 . 5 6 0 . 5 深穿透缓速酸解堵 14 13 92. 8 9651 3614 6 8 9 . 4 2 5 8 . 2 合计 18 16 8 8 . 9 13026 5255 7 2 3 . 7 2 9 1 . 9 油井解堵效果统计表 4、油井解堵 油层改造工艺 现有处理剂配方体系对 污染解除 经试验筛选有机螯合剂72块沙三中油井解堵 2002年文 72块 口井，有效 6口，有效率 100%，累增液15154增油 2736t，平均单井增液 均单井增油 456t，措施效果较好。 文 72块 垢，因洗井水与地层水不配伍产生 积物 4、油井解堵 油层改造工艺 (四 )、 机采配套工艺技术 综合含水和腐蚀介质的影响 生产参数的影响 井身垂直性因素 机采配套工艺技术 偏磨原因 对策 及时跟踪，优化方案设计 对抽油杆扶正 应用加重杆技术，减少抽油杆弯曲 制定合理的工作参数 1、防偏磨技术 旋转井口 具有自动旋转功能 结构简单、现场安装方便、使用寿命长， 抽 油 杆 扶 正 技 术 龙扶正器 抽油杆扶正短节 抽油杆注塑尼龙扶正器 1、 材料耐磨性能差，使用寿命短，易破碎造成泵卡； 2、 结构不合理，容易滑动，不能有效防偏磨 固定在抽油杆上，减少了在杆上的自由滑动，并在磨损过程中不易破碎造成泵卡，可有效地减缓管杆之间的偏磨。 定期对井下油管柱旋转一定角度，来实现抽油杆与油管的均匀磨损，达到延长作业周期的目的。 机采配套工艺技术 1、防偏磨技术 (1) 带 压 作 业 装 置 该装置能有效防止井喷 ， 避免压井造成油层伤害 。 油管悬挂密封装置安装在井口 ， 主要用于密封油套环空 。 井下开关利用抽油杆下压活门来回切换实现管柱的开关 ， 在油井正常生产时活门打开 ， 起下作业时活门关闭 。 单流泻油器只能从油管内向外泄油 ， 反之不能 ，从而达到即能泻油又能防止油管内喷的目的 。 抽油泵 进油接头 活门装置 防顶环 尾 管 信号短节 悬重油管 丝 堵 单流泻油器 井口悬挂器 机采配套工艺技术 2、储层保护技术 (2)空心杆洗井技术 原理： 加热载体经过高压耐温软管泵入光杆内腔，经空心杆至单流阀，空心杆受热，杆体与油管环空的蜡被溶解，随着上返的油流返至地面流程。 优点： 1、使洗井液不与地层接触，因此洗井时不会伤害地层。 2、热洗时不停井，不会影响产量 。 堵头筛管普通抽油杆空心抽油杆洗井三通高压软管抽油泵油管洗井单流阀通多功能热洗车高压截止阀机采配套工艺技术 2、储层保护技术 电热抽油杆以单根抽油杆形式存在 ， 两头密闭 ， 内部设有 半导体一端与空心杆外壁连通 ，另一端经保险装置接入导电母线 ， 半导体加热材料并联运行 ， 某一加热单元损坏后 ，不影响系统的正常工作 。 进行稠油热采 8井次均获得成功 ， 目前在用 4井次 ， 已增产稠油 1636t。 进行电加热清蜡 4井次，试验情况证明：井下电热杆在较高的加热档位下（额定功率 95压 /电流为 440V/215A），能够达到清蜡要求 。 (3)电 热 抽 油 杆 技 术 电热杆加热示意图接线三通导电母线及加热材料3 4m m、 3 6m 抽油杆1 9m m、 2 2m 抽油杆抽油泵7 3m 8 9m 人工井底变频控制柜 变压器电源机采配套工艺技术 2、储层保护技术 机采配套工艺技术 2、储层保护技术 外管外径 73长 筛管外径55用激光割缝技术，缝宽 20缝 400条，总过流面积 2400够达到洗井排量 20m3/ 精细过滤装置原理示意图外管内管激光割缝应用前 应用后 机杂（ m g / l ） 泵 压（ Mp a ） 机杂（ m g / l ） 泵压（ Mp a ） 3 5 . 6 6 - 8 8 . 5 8 - 10 应用过滤装置前后对比表 (4)入井液精细过滤装置 (1)长柱塞泵技术 泵深超过 1500时，柱塞应适当加长 泵深达到 1200 1500时，柱塞 S 柱塞 24小时漏失量 D 泵深 d 柱塞直径 C 柱塞径向间隙 U 液体绝对粘度 L 柱塞长度 83103 8 准 效果 :103口井，累增液 12752t，累增油 7551t，效果明显 机采配套工艺技术 3、提高泵效技术 采用油管锚、气锚、抽助阀综合提高泵效，应用16井次， (2)综合提高泵效技术 1 . 下 接 头 2 . 主 控 嘴 3 . 外 管4 . 阀 座 5 . 上 接 头 6 . 止 回 阀7 . 压 力 弹 簧 8 . 滑 阀助抽单流阀示意图 机采配套工艺技术 3、提高泵效技术 (3)防气泵应用 1 - 上 接 头 2 - 气 液 置 换 室 3 - 泵 管 4 - 气 液 交 换 通 道5 - 柱 塞 6 - 游 动 阀 7 - 下 接 头 8 - 固 定 阀防气泵结构示意图1 2 3 4 5 6 7 8通过气液交换通道的启闭，周期地把泵腔中的气体收入、排出气液置换腔，使进泵气体不致对泵工作产生影响。试验 12口井，平均泵效提高了 10%。 机采配套工艺技术 3、提高泵效技术 (4)二级采油技术 目前现场实施20口井 ,累增液5051t，累增油3320t,提高泵效 6%以上，平均动液面下降 1087m。 1 配 气 阀 2 抽 油 泵3 井 下 开 式 分 离 器231机采配套工艺技术 3、提高泵效技术 (5)抽油井防砂卡技术 气砂锚 :主要用于阻挡直径大于 激光割缝筛管： 对直径小于 防砂泵： 主要用于大量细砂 、 粉砂或出泥浆的井 机采配套工艺技术 3、提高泵效技术 井口连续加药装置 它是通过光杆副卡子上的挡板在每一个冲程撞击一次井口连续加药装置的调节螺钉向井口加药，实现了微量连续投加，克服了周期性加药造成的药效不稳定和浪费现象的存在。 机采配套工艺技术 4、油井防腐技术 井口连续加药装置装配示意图 光 杆 方卡子压板 排量调节螺钉 药 箱 常压软管 高压软管 油管短节 压力表考克 防盗箱 原油井井口 加药泵 泵支架 机采配套工艺技术 4、油井防腐技术 2000年来的改进工作 : 一是 采用了新型防盗箱提高防盗性能；二是 改进固定阀座，提高其密封性，延长使用寿命； 三是 改变出液阀在加药泵的位置，以有利于维护； 四是 采用了填料和衬套两级密封，保证了泵杆的密封可靠性。 井口连续加药效果 应用 :2000年以来在腐蚀较严重的井上共应用 125口井。 效果 :通过作业反馈和监测资料显示，所有加药井的腐蚀速率在局颁标准以下，油井的腐蚀治理问题有了根本性好转。 机采配套工艺技术 4、油井防腐技术 (五 )、水井调驱工艺 水井调驱工艺技术 方案设计 实际 措施前 措施后 井号 施工日期 注入量 ( 药剂量 (t) 注入量 ( 药剂量 (t) 压力( M P a ) 日注水量 ( 压力( M P a ) 日注水量 ( 95 - 84 0 1 . 1 1 . 9 - 0 1 . 1 2 . 1 3 7000 35 7 1 1 7 3 3 . 4 14 1 1 0 14 94 33 - 236 0 1 . 1 2 . 1 2 - 0 2 . 1 . 4 5500 23 5616 22 14 165 18 109 33 - 247 0 1 . 1 2 . 1 6 - 0 2 . 1 . 1 7 6000 30 4894 2 4 . 2 16 91 22 102 184 - 9 0 1 . 1 2 . 2 8 - 0 2 . 2 . 3 3000 15 3800 15 1 7 . 5 33 15 107 预交联调驱井组施工情况 4口井均按设计顺利施工，施工压力在不同阶段、不同程度出现“爬坡”现象。 效果分析 调驱井 :平均注水压力由 平均视吸水指数由措施前的 应油井：只有 1口井明显见效，累增油 206t 产出明显小于投入 (六 )、修井工艺技术 五是 研制了射流冲砂器，解决部分井冲砂困难情况 四是 针对 32式长泵无泄油器的状况，设计改进并试验成功了 32式长泵的泄油器 一 是 针对浅层套管和生产井段套管破裂或穿孔后严重出砂、研制开发出冲、防、挤三位一体的工艺技术 二是 在套管变形井内落物的打捞上，研制应用了铣磨器 三是 推广应用了 50 螺杆钻，使钻进加快，减少了更换螺杆钻具的次数，不但节约了成本及时间，还提高了作业效率 修井工艺技术 十是 克服困难，配备钻杆、设备、工具、利用作风和技术均过硬的小修作业队干大修。完成了 20多口大难度井的大修任务 九是 在挤堵井上使用了直挂式井口，避免了由于悬挂器密封圈刺漏，洗井不成或不彻底造成的卡钻事故 六是 针对正冲砂效率低，易发生卡钻事故的问题，引进了高压自封封井器 七是 针对大斜度的井钻塞、套铣困难，且易损坏套管及钻柱的情况，研制了钻杆扶正器，获得了成功 八是 推广使用了连续套铣筒，套铣、打捞一趟管柱可处理出五根油管，工效提高了 5倍 修井工艺技术 生产管理进步 1、躺井控制工作 躺井控制工作 依靠多种管理手段，确保躺井综合治理效果 强化作业质量监督，减少返工井次 修改完善规章制度 加强“后四厂”的管理 健全躺井控制体系，有效控制躺井 精细采油管理，前移躺井管理关 应用网络技术，建立躺井数据库 在作业系统全面推行“四项目标”和“两项预案”的管理 生产管理进步 效果： 可以减少干线加热炉 2台，日耗气减少 104以使回压高的油井直接进入系统，日减少拉油 50t，104同时相关油井日增油 增气 104应用情况 效果 降压情况： 六线由 76#应用： 在北五线、南六线和76#计量站安装了油气混输泵进行系统降压 2、系统降压技术 系统降压技术 管网可视化管理系统 即运用全球卫星定位系统 ， 对文南油田辖区内所设的 取得三维数据 ， 利用计算机技术导入 形成实际分布图 ， 实现集输管网的可视化 、 动态化管理 。 该系统使用方便 ， 能快捷地查找管线的埋深 、 走向 、 管道规格及管网交叉情况；系统勘探精度高 、 运行稳定 ，易于维护 。 从现场应用情况来看 ， 它完全克服了以往管网管理中存在的问题 ， 应用指挥生产取得良好的经济效益和社会效益 。 、 在管网改造方案的优化上显示了科学性 。 、 应用到管网维护 、 改造及处理突发事件中反应快速 、 准确 。 节约了处理突发事件的时间和减少了因错判管线停井对原油生产造成的影响 。 生产管理进步 3、管网可视化技术 生产管理进步 油水井智能监控 油井智能监控 水井智能监控 可以根据连续监测的抽油机电流曲线与功图来有效的指导日常管理工作 停井能及时报警，及时反馈信息 在 53#站的 7台高压和超高压注水泵上进行了全面监控，对每个监控点分别设置了合适的报警值与停泵值 根据监测抽油井的功图，跟踪油井措施效果，出现问题能及时发现，及时采取措施 可以详细掌握各运行设备的工作状态 ，能够满足生产需要 设置参数的上、下限值，出现异常及时报警，及时分析抽油井故障的原因 4、智能监控技术 综合应用各种新技术 ， 降低采油成本 1、继续加大普通电机的节能改造、推广使用力度 2、推行高含水放喷、四低井间开制度 3、推广应用高压防窃电技术 102口 4、推广应用增产节能智能控制技术 8口 5、推广应用摩擦换向抽油机 6、 场应用 30井 7、对全厂 194口低产低能井进行优化参数计算 ,调低冲次 8、管杆修复线发挥巨大作用， 降低材料消耗，节约采油成本 生产管理进步 5、节能降耗技术 (1)措施产量占年产油量的比例居高不下 新 井 措 施 老 井 年份 年 产 油104t 井数 年产油104t 占年比例 % 总井次 年产油104t 占 年 比 例% 年产油104t 占年比例 % 1995 4 9 . 0 2 31 6 . 0 8 1 2 . 4 250 7 . 3 9 15 3 5 . 5 5 7 2 . 5 3 1996 5 4 . 7 43 4 . 7 8 8 . 7 348 9 . 0 8 1 6 . 5 4 0 . 8 4 7 4 . 6 6 1997 5 9 . 5 46 8 . 5 2 1 4 . 3 313 1 2 . 8 4 2 1 . 5 3 8 . 1 7 6 4 . 1 2 1998 6 3 . 8 7 43 7 . 2 0 1 1 . 2 7 3 11 1 4 . 6 1 2 2 . 8 8 4 2 . 0 6 6 5 . 8 5 1999 6 1 . 8 1 33 6 . 9 6 1 1 . 2 6 278 1 4 . 0 6 2 2 . 7 6 4 0 . 7 9 6 5 . 9 9 2000 6 3 . 5 0 75 9 . 4 9 1 4 . 9 0 338 1 3 . 3 4 2 1 . 0 1 4 0 . 6 7 6 4 . 0 5 2001 6 3 . 9 7 72 7 . 8 2 1 2 . 2 3 445 1 3 . 9 0 2 1 . 7 3 4 2 . 2 5 6 6 . 0 4 采油四厂 1998 从文南油田近几年产量构成统计结果看，措施产量和新井产量占当年年产油量的比例远高于全局平均水平。总公司措施产量比例平均水平 7%左右，全局平均水平 14%左右。我厂措施产量占当年年产油量的比例平均水平20%左右。 工艺上存在的主要问题 1、产量结构不合理稳产基础差 (2)补孔仍然是增产的主要措施 从几年来措施构成变化看，尽管补孔措施比重有所下降，但措施构成并未发生根本改善。 2002年 1这种产量结构决定了必须不断地有大批措施投入以确保产量的稳定，形成了文南油田主要依靠措施尤其是补孔措施实现稳产的恶性循环。由于大部分补孔层依靠天然能量开采，能量和产量下降快，稳产基础薄弱。 表 11 历年补孔措施比例 项目 95 年 96 年 97 年 98 年 99 年 2000 年 2001 年 2 0 0 2 . 1 - 10 井次 64 105 122 134 155 203 247 151 占年累井次 ( % ) 2 5 . 6 3 0 . 2 3 9 . 0 3 6 . 9 4 6 . 4 4 8 . 6 4 7 . 0 3 4 . 7 年增油 / 1 04t 2 . 3 7 0 3 2 . 7 8 9 8 5 . 5 9 2 3 5 . 4 8 0 1 5 . 6 2 5 3 7 . 2 6 2 1 8 . 2 6 0 1 4 . 0 1 6 8 占措施增油 ( % ) 3 2 . 1 3 0 . 7 4 3 . 6 3 7 . 2 3 9 . 7 5 3 . 3 5 3 . 3 3 8 . 5 工艺上存在的主要问题 1、产量结构不合理稳产基础差 工艺上存在的主要问题 注水启动压力高，注水困难 表 12 文南油田各块启动压力统计 区 块 统计井数 ( 口 ) 平 均 启 动 压力（ M p a ） 区 块 统计井数 ( 口 ) 平 均 启 动 压力（ M p a ） 文 33 块 13 23 文 72 块文 85 12 29 文 33 块 14 33 文 72 块文 85 8 33 文 95 块 15 21 文 72 - 134 块 7 2 9 . 5 文 79 块 - 136 4 30 文 82 块 6 34 文 79 块 - 133 4 32 文 184 块 4 33 文 79 块 - 79 4 33 文 266 块 2 17 文 79 块南块 3 32 合 计 96 2 7 . 5 5 文南油田高压低渗的储层特点，决定了储层的启动压力较高。 由于启动压力高，提压注水的难度较大。目前，于 358%,平均单井注水压力 目前注水压力下仍有欠注井 34口，欠注率达 2、注水启动压力高注水困难 (1)调剖 技术未形成规模 调剖 年份 措施井次 对应油井数 见 效 井 数 （ 口 ） 累计增油（ t ） 1995 14 30 9 1996 17 24 8 1997 6 13 4 1570 1998 6 14 3 3200 1999 - 2 0 0 2 . 1 0 20 31 11 9122 合计 63 1 1 2 35 13892 1995年 2002年水井调剖情况 水井调剖 1990年至 2002年共实施调剖 63井次，有效（注水压力上升或剖面改善） 26井次，平均有效期为 73天，最短的仅 5天，对应油井还未见效，调剖就已失效，难以达到调剖目的。单层挤封近年来见到了一定的效果，但受高压注水的影响，有效期短，只有 135天。 工艺上存在的主要问题 3、改善两个剖面技术未形成规模 (2)水井分注工艺简单，分注级段少，不能满足油田开发需要 存在缺陷 :一是无法进行洗井。二是由于注水压力高，井况复杂，在高压分注过程中对封隔器的要求严格，常需一些高性能封隔器，分注成本较高 。 作用： 目前的分注工艺只能起到限制高吸水层的作用，分注后需要加强的二类层注水启动难度大，分注效果差。 应用情况： 共实施油套分注124井次， 25口对应油井见到效果，增油18625t。 工艺上存在的主要问题 3、改善两个剖面技术未形成规模 文南油田注水井调驱先导试验于 2001年底在文 95 33 33 184止 10月底，对应的 12口油井见到效果的只有 1口井（文 95累增油 206t，平均有效期 69天。总体看调驱效果不理想。 (3)水井调驱效果不理想 工艺上存在的主要问题 3、改善两个剖面技术未形成规模 工艺上存在的问题 4、井况问题 井况现状 井 别 生 产 井 总 数（ 口 ） 正常井数（口） 事故井数（口） 报废井数（口） 油井 51 6 3 74 1 42 水井 233 1 67 66 合计 7 4 9 541 2 08 451 采油四厂井况现状表 事 故 类 型 井别 小计 小件落物 一般事故 需大修落物 套损 套损 + 落物 油井 1 42 15 10 18 68 31 水井 66 3 7 16 23 17 全厂合计 208 18 1 7 34 91 48 采油四厂事故井分类 注水井套损，导致水注入非目的层，诱发泥盐膏层膨胀，断层滑移 ,应力集中 ,加速套损 注采系统严重失