发展完善采油工程技术

发展完善采油工程技术为油田十年稳产提供技术保障工程技术研究所2008年7月一、降低井网密度前期研究结果说明，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，并配套开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。二、提高单井产能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，吨液本钱将增加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吨即可收回本钱。其它油田的应用效果与常规压裂比照，增油量在1.5倍以上，经济效益非常明显。2021年已经安排试验10口井。4、油井物理法解堵4、油井物理法解堵4、油井物理法解堵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。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。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。三、降低维护性费用〔一〕、机采井降低能耗三、降低维护性费用〔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。局部抽油机井机型大，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：2、改造或更新举升设备1、合理匹配抽汲参数3、改变举升方式(1)应用深井小排量螺杆泵2021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25×104kwh。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%。

项目10型机抽油机井螺杆泵井驱动装置11KW普通泵Φ32PCM15TP2400一次性投资折算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）

59.13

26.61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。目前存在的主要问题(2)提捞采油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根底上，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。前期试验说明，低冲次抽油机平均实际运行功率为4.034kw，与同型普通游梁抽油机比照，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+φ32泵+组合杆柱。2021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XT—2007油井防蜡降粘阻垢剂现场试验为降低加药本钱、减少加药劳动强度，2007年试验了XT—2007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、阻垢防垢剂性能根底上，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。试验方法是初期参加剂量较多，彻底去除井内蜡和垢，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，节约了本钱，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局部组成(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，到达防蜡目的。电磁防蜡电磁防蜡器单价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℃的最正确。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%；2021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2021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，在满足漂浮度要求的情况下，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。比照12口电热管井应用前后情况，平均单井日产液