淺談渭北油田低成本注采工藝現(xiàn)狀

欒中偉

（中國石化河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南南陽 473132）

1 渭北油田概況

2 渭北油田注采工藝及配套工藝適應(yīng)性分析

2.1 注采工藝問題分析

2.1.1 油井泵效及系統(tǒng)效率低

統(tǒng)計投產(chǎn)以來累計產(chǎn)油超過20.0 t的油井共計180口，關(guān)停前日產(chǎn)液273.9 t，日產(chǎn)油111.3 t，沖程1.6 m，沖次3.4次/min，泵效15.25%，系統(tǒng)效率16.3%，如表1所示。

表1 渭北油田關(guān)停前采油狀況

2.1.2 油井維護(hù)作業(yè)頻次逐年上升

統(tǒng)計油井維護(hù)作業(yè)情況如表2所示，油井檢泵周期逐年上升，2013—2015年維護(hù)作業(yè)83井次，因結(jié)蠟作業(yè)56井次，占67.5%，作業(yè)頻次從0.23上升至0.29，結(jié)蠟造成油井碰泵、洗井頻繁，影響油井正常生產(chǎn)。

表2 2013—2015年維護(hù)作業(yè)指標(biāo)

2.1.3 注水井分注率低

渭北油田共有注水井99口，大部分采用籠統(tǒng)注水與油套分注2種注水工藝，其中分注井37口，占總水井總數(shù)的37.4%。由于儲層的非均質(zhì)性，籠統(tǒng)注水縱向上吸水不均，統(tǒng)計207個籠統(tǒng)注水層中，不吸水和吸水差的層共計122個，占比59%（圖1）。

高血壓腦出血是神經(jīng)系統(tǒng)常見疾病，主要由高血壓引起，高血壓可導(dǎo)致腦底小動脈病理性改變，表現(xiàn)為小動脈管壁纖維樣變性、局灶性壞死、出血等，可使管壁強(qiáng)度降低，引起局限性擴(kuò)張，導(dǎo)致微小動脈瘤發(fā)生，在血壓驟然升高時小動脈破裂出血從而引發(fā)高血壓腦出血[1-2]。小骨窗血腫清除術(shù)是以往治療高血壓腦出血的常用術(shù)式，但是該術(shù)式創(chuàng)傷較大，預(yù)后效果不理想，隨著微創(chuàng)技術(shù)的發(fā)展與推廣，早期微創(chuàng)顱內(nèi)血腫清除術(shù)開始在臨床廣泛應(yīng)用，但關(guān)于該術(shù)式治療效果的研究報道較少，還需更多研究深入分析總結(jié)[3-4]。本研究觀察分析早期微創(chuàng)顱內(nèi)血腫清除術(shù)治療高血壓腦出血的臨床療效，現(xiàn)報道如下：

圖1 籠統(tǒng)注水井小層吸水狀況統(tǒng)計

2.1.4 老井重復(fù)壓裂難以開啟新縫

渭北油田油藏為低孔特低滲油藏，無自然產(chǎn)能，需壓裂投產(chǎn)。2018年復(fù)產(chǎn)后，優(yōu)選了部分老井進(jìn)行重復(fù)壓裂，但老井射孔段多、且大段連續(xù)射孔，采用投球分層工藝后，部分井壓裂時壓力上升不明顯，裂縫沿老縫延伸，增產(chǎn)效果差[1-3]。

2.1.5 集輸系統(tǒng)輸液量較低

井臺串接輸送至拉油點(diǎn)脫水后汽車外運(yùn)，集輸管線采用φ76/φ60的20#無縫鋼管，關(guān)井前油井平均產(chǎn)液1.8 t/d，管徑整體偏大，輸液量較低，部分管線冬季難以投用，造成拉油點(diǎn)多、運(yùn)費(fèi)高。

2.2 配套工藝適應(yīng)性分析

針對渭北油田注采開發(fā)中存在的問題，研究分層壓裂工藝，優(yōu)化油井生產(chǎn)參數(shù)、工作制度、集輸工藝，提高了泵效，減少了油井作業(yè)頻次，改善了壓裂后油井生產(chǎn)效果，降低了集輸費(fèi)用。

2.2.1 優(yōu)化抽油泵選型及結(jié)構(gòu)

由于地層壓力較低，儲層能量不足，油井供液能力差。為提高油井泵效，優(yōu)選φ32 mm、φ38 mm抽油泵為主要泵型，可改善油井系統(tǒng)效率（表3）。現(xiàn)場應(yīng)用表明，油井平均泵效可達(dá)到30.0%以上，小泵徑抽油泵可以滿足目前舉升的需求。

表3 渭北復(fù)產(chǎn)井抽油泵分類

優(yōu)選加重球抽油泵，減少泵漏失。加快抽油泵閥球復(fù)位的方法有高密度閥球復(fù)位法、雙球復(fù)位法、彈簧復(fù)位法、重球復(fù)位法、強(qiáng)啟閉復(fù)位法等。分析優(yōu)選了成本低、有效期長的高密度閥球復(fù)位法，通過增加閥球重量、加快下行速度，減少泵漏失，提高泵效，加重球和普通球參數(shù)對比見表4。

表4 加重球和普通球參數(shù)對比

加重球抽油泵現(xiàn)場應(yīng)用72井次，平均泵效提高了10.72%，日均增油0.23 t，階段累計增油1 131.53 t，單泵成本僅增加300元，增效顯著。應(yīng)用加重球抽油泵后，碰泵頻率由措施前的30 d延長至62 d，洗井周期延長30 d左右。

針對地層供液能力相對充足的油井，可優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，確定“連續(xù)生產(chǎn)井最低液量法”的生產(chǎn)制度。針對不同的泵徑，確定了在不同沖程、沖次及泵效30%的前提下，不同生產(chǎn)參數(shù)條件下油井連續(xù)生產(chǎn)24 h的最低產(chǎn)液量如表5所示。

表5 24 h最低產(chǎn)液量 t

地層供液不足的油井，采用液面恢復(fù)法確定間開井生產(chǎn)制度[9]，并繪制間開時間圖版，單井最佳開關(guān)井時間如圖2所示。

圖2 不同日產(chǎn)液量不同泵徑油井間開時間圖版

根據(jù)上述生產(chǎn)制度，連續(xù)生產(chǎn)井46口，間開井82口，單井日節(jié)電61.6%，單井電費(fèi)下降74.3%，目前的油井工作制度具有較好的適應(yīng)性。

2.2.2 機(jī)械清防蠟工藝技術(shù)

針對化學(xué)清蠟不徹底、費(fèi)用高、易污染油層的問題，優(yōu)化篩選出井下強(qiáng)磁防蠟工藝[4]和地面電磁防蠟工藝，磁防蠟工藝能夠有效降低析蠟溫度4 ℃，節(jié)約加藥費(fèi)用，延長洗井周期至160 d左右，減少洗井占產(chǎn)3 t/次。截至目前，階段投入產(chǎn)出比達(dá)到1.19以上。針對偏遠(yuǎn)零散井，配套強(qiáng)磁防蠟技術(shù)，對結(jié)蠟嚴(yán)重的高產(chǎn)井，配套電磁防蠟技術(shù)。

磁防蠟工藝能夠有效緩解油井結(jié)蠟，延長油井熱洗周期，減少加藥量和人工加藥強(qiáng)度，便于日常管理[5]。

2.2.3 油套分注工藝

分注工藝主要有同心分注、偏心分注和油套分注三種。油套分注工藝計量準(zhǔn)確、管柱可靠性高且成本低，復(fù)產(chǎn)后油井仍采用油套分注工藝，但目前仍需擴(kuò)大油套分注規(guī)模。各分注工藝優(yōu)缺點(diǎn)對比見表6。

表6 不同分注工藝優(yōu)缺點(diǎn)對比分析

注水管柱密封性良好，但不能反洗井，當(dāng)遇到堵塞注不進(jìn)時，無法采取有效措施解除堵塞。由于油井長期關(guān)停，注入水與地層不配伍等問題，導(dǎo)致油井管桿腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重。因此，下步需配套可洗井分注工藝以及油井防腐防垢工藝。

2.2.4 水力噴射壓裂工藝技術(shù)

渭北油田受碳屑紋層發(fā)育，壓裂老縫較多，采用投球分層壓裂難以開啟新縫和動用新層，且部分井無法實(shí)現(xiàn)機(jī)械分層壓裂，在總結(jié)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，配套了水力噴射壓裂工藝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)定點(diǎn)起裂，精準(zhǔn)改造。2019年實(shí)施水力噴射6口井，工藝成功率100%。截至目前，6口壓裂井均已見油，6口井日產(chǎn)油3.1 t，累計產(chǎn)油277.5 t，取得了較好的壓裂效果。

優(yōu)化工藝參數(shù)和配套工具，可進(jìn)一步降低壓裂整體規(guī)模和成本。2019年平均單井壓裂施工費(fèi)用15.3萬元，較2018年的降低36%，壓后兩個月單井增油44.0 t，較2018年增加37.5%。交壓裂工具費(fèi)用3.1萬元。

2.2.5 優(yōu)化集輸及污水處理系統(tǒng)

工藝模擬計算顯示，復(fù)產(chǎn)井難以實(shí)現(xiàn)連續(xù)管輸，通過逐個井臺輸量核算，采取輸水暖管—輸油—輸水頂油集輸方式，實(shí)行間歇順序輸送的方式。集中拉油點(diǎn)由原來的5個優(yōu)化為1個，原油集輸率由76%提高至87%，降低罐車?yán)\(yùn)費(fèi)35萬元/a。

3 結(jié)論

（1）小泵徑的加重球抽油泵能有效減少泵漏失、提高泵效，磁防蠟工藝可有效緩解油井結(jié)蠟，延長油井熱洗周期，減少加藥量和人工加藥強(qiáng)度，便于日常管理。

（2）利用“連續(xù)井最低液量”生產(chǎn)制度和間開井生產(chǎn)制度，實(shí)現(xiàn)了“一井一策”，提高了泵效，降低了能耗，注水工藝管柱可靠性高，成本低，但需擴(kuò)大分注規(guī)模，同時需配套可洗井分注工藝。優(yōu)化后的集輸滿足了現(xiàn)場應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)了降本的目的。