举升工艺优化 提高单井产量.docVIP

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举升工艺优化 提高单井产量   【摘要】沈阳油田注水开发二十多年,已经进入高含水开发阶段,油藏注水系统完善,油藏压力稳定。针对注水效果好的区块,挖掘剩余油潜力,提高单井产量,是现开发阶段的首要任务。   【关键词】注水;举升工艺;提液;产量   1、概况   通过2010年、2011年两年对沈84-安12块进行整体举升工艺优化,2010年全年累增油2.87×104t,2011年累增油4.92×104t,合计7.8×104t。区块开发状况的明显改善,为其他区块举升工艺优化提供了技术保障。   沈67块为注水开发砂岩油藏,属于中等孔隙度,中渗透率储层。剩余可采储量114×104t,注采比1.32,较好的油藏条件是举升工艺优化,实现增油的物质基础。区块开井120口,油层厚度大、层多、层薄,多数油井存在气大、出砂现象,限制了举升工艺优化的井数。   通过分析沈67块油水井对应关系,增加水井注水量,驱动剩余油。提高油井产液量,放大生产压差,实现油井增油。目前举升设备以10型、12型抽油机,泵型以Φ44mm、Φ57mm为主,结合管杆泵配套工艺技术,充分发挥井筒潜力,来提高单井产量,根据油井动态变化,对油井原有封堵层位重新认识,进行优化生产层位,同时加强注水,进而提高水驱效率,达到供举匹配,实现了单井增产,区块稳产。2011年实施35井次,增油6137t。2012年目前实施12井次,增油200t,计划全年实施35井次,增油5000t。   2、项目原理   2.1地层压力   通过多年的治理,注采保持平衡,通过测试压力,发现从2005年开始压力逐步回升,目前已达到12.51MPa。充足的地层压力,保障了油井的供液能力,为提液后液面及时上升提供了保障。   2.2注采平衡   通过油藏的细分注水,及调驱、调剖工作,增强了水井的水驱效率,2011年注采比为1.32,相比2010年高出0.317,与合理注采比相比高出0.214,注水量较去年有较大的提升。为实现供采平衡,可以进行提液。   2.3产液指数   通过绘制沈67块提液油井产液指数散点图,发现主要集中在2—5t/MPa·d,所以区块油井产液量增加3t,液面下降100米,为油井提液潜力预测,提供了分析依据。在举升优化工作中,选择合理的泵型及泵挂,及时调整生产参数,发挥井筒的最大潜力。   2.4特种抽油泵   针对沈67块出砂,由于产液量增加,柱塞式抽油泵泵筒和柱塞的磨损、腐蚀、划伤等现象,导致泵效下降过快,后期提液效果逐渐变差。针对这个现象,研制开发了旋转防砂抽油泵,提液油井泵效,延长油井检泵周期,保障油井的长期高效运行。   旋转防砂抽油泵具有:旋转装置,沉砂通道、无磁硬质合金游动阀、固定阀结构,通过现场使用延长了油井泵效和检泵周期。   2.5杆柱设计   针对负荷增加,抽油杆柱的挠曲偏磨和冲程损失加剧现象,应用井眼曲线三维立体再现分析技术、抽油杆近似等强度组合设计、杆柱受力中和点及扶正间距分析等技术进行防偏磨分析,有针对性的采取注塑杆、接箍扶正器和防脱器等防偏磨措施,提高抽油杆的抗拉强度,延缓杆柱的疲劳断脱,延长作业检泵周期,减缓抽油杆柱的偏磨现象,减少冲程损失,提高泵效。   3、现场实施情况   3.1泵型分布   针对沈67块液面相对较深,不同井组的供液能力不同,对原有的Φ38和Φ44抽油泵,使用Φ44泵与Φ57泵进行举升工艺优化,适当的增加单井液量,放大了生产压差,实现了单井的增油,取得成功及规模实施后,我们在以后的工作中逐步进行Φ70泵的尝试,取得新的突破。   3.2举升工艺优化效果   2011年采油三区完成年产量5.6457×104t,相比2010年的5.4835×104t,增加了0.1592×104t,采油三区的产量得到了提高,与主力区块沈67块通过一系列措施增油工作量有着密切关系,举升工艺优化工作,取得了一定的增油效果,提高了单井产量,稳定了区块产量,使得区块的开发趋于合理。   3.3更换机型   Φ57抽油泵,使用12型抽油机冲程可以达到5米,冲次3.8次,理论排量为70t;使用10型抽油机,冲程3米,冲次6.5次,理论排量为70t。高冲次增加抽油杆偏磨及疲劳,不利于泵筒充满,同时缩短检泵周期。   3.4典型井例   前17-29位于沈67块中部,周边油井产量高,剩余油丰富,水井对应关系好,且注水量增加,2010年Φ44抽油泵生产,生产数据15.1/0.4/97%,折算液面1200米。经分析该井油层被水层抑制,生产压力不足,未能为油井产油做贡献,进行举升工艺优化,使用Φ57抽油泵提液生产,提液后生产数据:25/4.8/81%,实现日增油4.4t/d,累增油627.4t/d。液面1542米,液面下

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