西北油田精细开发效益持续攀升
来源：电力资讯 日期：2018-11-13
11月5日，西北油田采油三厂大力推进现场实践精细开发增效工作。创新驱动，深度挖潜，助力机采井健康管理。统一思想，认真落实，切实推进井筒完整性工作。问题导向，强化攻关，为油田可持续性开发增产增效提供了有力支撑。
深化选井认识，该厂坚持动态调整，总结注气经验，深化注气选井认识和动态参数优化，确保高效注气。继续坚持单井走向单元策略，与去年同期对比，单元注气开发效益不断提升。单元增油上升28.2%。累计完成60井次，增油15.84万吨。
在选井、参数优化上，由单井点注气置换向区域整体动用转变，优化注气量向注气、伴推水量多参数相结合转变；单一流线向单元流势调整转变；根据产出段位置，油水界面高与低优化注气量；发育多套储集体储层，波及体积大小优化注气速度。
该厂以注气全价值链管理理念为目标，严格把控源头、实施和增值环节，做到地质背景差单井、井储构造无阁楼油井、气体回窜严重井、经济论证不过关四不注气，推广新型抽油杆悬挂器使用，利用原井管柱注气，注气队自备卸水流程，从选井、设计、测吸水、抽油杆悬挂器、注气管柱、检泵、掺稀八个方面优化，累计节约费用1425万元。
目前该厂共对两个井组实施四轮次调流道，其中TK825CH-TK860X井组三轮次，TP228-TP211井组一轮次，均为次级断裂断溶体油藏类型。调流道现场评价工作采用“边试验、边总结、边提升”的思路，针对TK825-TK860X井组三轮次调流道无明显效果、TP228-TP211井组施工井筒堵塞问题，总结调流道认识调流道堵剂类型及性能不断完善，继续深化研究选井，对于多裂缝通道，堵剂需要量的积累，段塞设计用量需结合油藏类型、井间连通，为下步选井和现场实施指明方向。在TK853X井开展现场实验评价，泵效提升约十个百分点，累计增油612吨。
强化机采井生产管理，提升油井健康状态。该厂推行机采井项目化管理模式，将机采指标分配到两个项目组进行承包管理，定期组织项目组例会，实行“定人员定指标 定奖惩”管理模式，将责任落实到个人。
以健康采油理念为核心，该厂技术创新主攻地层、井筒和地面，管理提升聚焦制度和执行，以控状态、消异常、配设备、提能量、补短板、优参数、建标准、建责任八大举措为抓手，全力打造机采井健康管理典范。
延长抽油泵和抽油杆服役周期。该厂共应用改进型杆式泵五井次，目前均生产正常，生产时效增加，现场应用效果良好，有效延长杆式泵服役周期。在TP151井开展现场实验，入井后已连续生产465吨，较上一轮免修期增加257吨，目前已推广应用六井次。降低沥青质析出和套损风险，风险等级呈下降趋势。
该厂以智能抽油机、永磁电动机、变频控制柜三个提高为契机，智能抽油机可无极调参，能耗低（较游梁机节电约15%）。建议应用于供液较差井，经测算成本回收期3.5年。永磁电动机试验三井次，节电效果达8.3%。经测算成本回收期为2.5年。无功功率大幅降低，视在功率随之减少。变频控制柜试验2井次，节能12.2%，经测算成本回收期为3.1年。
结合裸眼封隔器解封情况，该厂对近五年解封的三十五口井裸眼封隔器进行相关梳理，裸眼封隔器解封成功率为60%。针对落鱼井、表套起压井、套损井、垮塌井制定井筒完整性评估标准，并开展风险分级。对托甫台二百二十二口井进行风险分级，并从落鱼风险、套损风险、垮塌风险、表套起压进行三级风险划分，共排查出风险故障井九十七口。
针对套管的腐蚀、变形、裂缝、错断、孔洞等异常，通过电磁探伤、多臂井径技术配合检测，对多轮次注水、单井注气、单元注气井的套管进行检测，截止十月共开展七井次，主要采取多臂井径技术、电磁探伤、井温找漏、噪声找漏，多种检测技术能够互补验证，检测结果与实际吻合率达90%以上。
从强基础、抓关键、定方案、提总结四个方面，该厂不断探索井下落鱼高效打捞施工技术与管理体系。全年进行打捞作业七井次，成功六井次，其中套管封隔器类落鱼处理成功率提高明显，成功处理三井次，成功率100%。
今年该厂科技成果向现场应用转化，井口套管悬挂器密封失效治理，大修变小修，安全风险低，预计年应用10井次，增油创效688万元。新型抽油杆悬挂器，实现悬挂器在井口的固定，免起杆注气，单井次创效12万元。预计年应用50井次，增油创效600万元。
偏心旋转采油树，无需修井机配合测产剖，单井次节约作业费用14.9万元。预计年应用6井次，降本增效89.4万元。免压井更换光杆装置，缩短作业时间，避免压井液返排影响产时，单井次创效3.1万元。预计年应用32井次，增油创效99.2万元。
置换式杆式防气泵，降低气体影响，提升泵效10%，单井年创效31.3万元。预计年应用8井次，增油创效250.4万元。通过科技成果转化加快新工艺在全局范围的推广，提升技术人员创新积极性，目前已实施2项。
加强油井管理，实现采油工程指标“三升四稳”：通过制定合理注采及间开周期、做好扶停工作，实现开井率、综合利用率升高；继续推进机采井健康工况管理，加强异常工况处理与预防，提高检泵周期。
做好日常管理，实现生产时率运行平稳。该厂通过高压注水、注气、防气等手段，在油藏供液能力整体下降的大环境下，从补充地层能量、消除气体影响等方面保持泵效稳定；建立工况智能诊断系统，做到异常早发现，早治理，实现躺井率、维护频次稳定。
