孤东采油工程调研.ppt

在高充施工中，应用正反洗井流程及滑动井口，高充完毕后可快速倒洗井，节省作业时间10小时。 采油工程主要工作成绩及做法 改造井口操作平台，将操作台与井架有效结合，操作台的空间更大，作业工井口操作环境大为改善，同时节省了施工准备时间。通过以上举措，自营作业工作量同比增加90口井。 采油工程主要工作成绩及做法 3. 修订制度，提高井控管理水平 重新修订了《孤东采油厂井控一体化管理制度》，明确了各级管理部门的职责，在此基础上，严格封井器第三方试压、井控现场演练、推广自主研发的封井器带压拆除装置，井控管理水平有效提升。 采油工程主要工作成绩及做法 目 录 二、作业运行情况及2013年预安排 一、主要指标完成情况 三、地面工程运行情况及2013年预安排 四、采油工程工作主要成绩及做法 五、几点建议 1、关于产液结构调整 采油厂目前存在欠注水井日益增多、治理效果差，油井绕丝防砂易受聚合物堵塞，造成提液难度大的问题。2012年通过防砂结构调整，试验化学防砂、多孔变径滤砂管防砂等21井次，但存在成功率低（62%），提液幅度小（20%）；另外防砂施工设备充填最大排量0.9m3/min，难以满足大排量、高砂比防砂要求，迫切需要分公司提供支持，引进成熟、有效的欠注井治理和油井防砂新技术，购置两套防砂车组，为采油厂下步提液提水提供支撑。 几点建议 2、关于稠油井堵水 孤东稠油边底水活跃，随着注汽吞吐轮次增加，油井含水上升快，目前区块整体含水接近90%；前期开展了单项工艺堵水试验，均存在有效期短的问题；建议分公司成立专项治理项目组，研究廉价新型的堵水剂，同时加大乳液聚合物凝胶堵水和温敏凝胶堵水试验力度，为孤东稠油高含水井治理提供解决方案。 3、关于低效水平井治理 目前综合含水≥97%水平井37口，防砂失效未进行治理水平井20口，低液水平井14口，占全部水平井43%；低液水平井解堵、高含水水平井堵水技术要求高、资金投入大、效果预测难，是水平井下一步治理的难点，建议分公司在技术、投入、政策上给以一定倾斜，加大水平井治理新工艺的研发，推广先进高效技术。 几点建议 4、关于作业主材投入 随着注聚和稠油规模的不断加大，2011年偏磨腐蚀井数797口，占躺井总数的65.1%，由于偏磨腐蚀造成报废管、杆数量高达26万米，直接损失3000万元，为满足一体化治理需要，年需内衬油管和防腐抽油杆各27万米；不达标的隔热管超期服役不仅降低了注汽效果，而且容易造成井下事故，急需更新21套隔热管，需分公司投入专项资金进行扶持。 几点建议 6、关于一体化治理方案 建议油田尽快审查孤东油水站改造技术方案，实施孤东油田油水处理一体化改造，提高污水水质；同时孤东油水处理改造技术方案需要采用设计院研制的油水综合处理剂，需要油田协调解决进货渠道。 5、关于采油系统检修 采油厂在用抽油机平均使用年限12.2年，平均新度系数只有0.137，半数抽油机带病运行，急需建立抽油机变速箱等传动部分报废标准，提高抽油机传动效率，降低能耗；同时建立老油田采油地面工程维修机制，解决采油地面工程投入不足的问题。 2012年以来，在分公司及采油处等相关处室的大力支持下，采油厂通过大量艰苦细致的工作，原油产量在攻坚克难中负重前行并保持了相对平稳运行，四季度虽然我们将面临多重困难，但我们有信心通过精细管理，技术创新，进一步提升采油工程在原油生产过程中的支撑作用，确保全年产量顺利完成。 结 束 语 汇报完毕 敬请批评指正！ * * * * * * * * * * * * 2012年以来，立足“整体调剖为主、零散调剖为辅”的原则，以大剂量深部调剖为重点，综合利用动静态资料、监测资料、PI决策技术优选调剖井，优化堵剂类型、段塞组合和施工参数；加强施工动态跟踪与调整，2012年1-8月份累计实施常规调剖措施37井次，平均单井注入堵剂1740m3，措施后注入压力由9.7上升到11.2MPa，目前累计增油5243t。 调剖效果统计表 采油工程主要工作成绩及做法 分区块、分周期、按单井物性、生产现状进行注汽参数优化，合理设计单井注汽量，同时建立最佳转周时机动态图版，合理安排转周措施，确保油井持续高效生产。1-8月份蒸汽吞吐119口，同期对比单井注汽量减少165吨，平均单井日油5.8吨。 2、稠油增效 采油工程主要工作成绩及做法 （1）优化注汽量和转周时机，提高注汽效益 根据视导热系数标准，分级分类管理隔热管，严格检管制度，定期更新隔热管柱，对新井、重点井配套隔热管接箍密封器，在汽驱井上推广配套了长效汽驱密封隔热技术。1-8月份测试井底干度由22.3%上升至30.4%。 多级长效汽驱密封器 隔热管接箍密封器 采油工程主要工作成绩及做法 （2）强化注