论产量,年产油量6万多吨的梁北采油管理区在胜利油田纯梁采油厂10家采油管理区中算是“小体量”,但论开发水平却是大家学习的标杆。今年以来,他们聚焦问题补短板,针对油井加药、注水开发、智能化管理等开发管理中的薄弱环节,精细管理、优化生产操作,使油井自然递减率降低5个百分点,按当前油价测算相当于创效600余万元。
本报记者 顾松
通讯员 王蕊仙 程伟
精准滴灌
让生产更高效
10月17日,梁61X10井多了一个连续加药装置,一条类似输液线的管线通过装置伸入井口后,员工西文磊只需要调节点滴输液器,就能轻松地控制药品流速。
以往,员工大多采用定期集中加药的方式防止油井结垢、结蜡、腐蚀,达到延长油井免修期的目的。“注入的药剂与井内液体中的钙、镁等离子混合产生的络合物最终随产出液一起排出,不会给地层造成污染。”管理区测井技术主管师陈志敏经过长时间跟踪分析,发现传统的加药方式效果并不好。原因是药剂集中进入套管后,抽油泵连续工作三天药性就会消失,既造成药剂浪费,还加重了部分药剂对抽油装置的腐蚀。
“有了这套装置,油井就能实现连续、自动、均匀、定量加药。”陈志敏说,连续加药装置直接装在井口,利用药剂自身重力流入套管,根据产出液中蜡的含量和井下腐蚀情况,动态调整单井加药剂量,就像病人打吊瓶一样,药剂匀速滴入井中,达到精准滴灌的目的。截至目前,该管理区累计减少药剂用量30余吨,降本20余万元。
变重油轻水
为油水并重
多年来,梁北采油管理区注采井网固定,注水井对应采油井,水流方向不变,流线也一直沿着一个方向走。优势在于主流线方向的油驱得相对干净,但主流线控制不到的区域剩余油富集却得不到动用。
按照传统的开发思路,管理区只注重油井投入和油层保护,认为距离油井较远的注水井是无用功注水井,这样就造成水井管理短板,注入水与储层的配伍性研究欠缺。
今年以来,梁北采油管理区以注水流线调整为重点,改变水驱方向,减缓主流线水窜,增加水驱波及体积,使长期动用程度较低的井排之间、井与井之间的储量得到充分释放,提高油藏采收率。同时,他们从重油轻水向油水并重转变,实施油藏和工程一体化联动开展水井治理活动,注重注采井网的完善和调整,攻关分注工艺与测调技术,确保有效注水；对不同油藏开展有针对性的水处理工艺,提高注入水与储层的配伍性,让不同油藏喝上“对胃口”的放心水。
目前,该管理区含水上升率从去年的2.14%降至-1.79%,油井平均检泵周期由735天延长至870天,自然递减率降低5个百分点。
变望闻问切
为智能监控
近日,随着信息化系统发出报警声,梁北采油管理区调度员张娟发现梁12号站上单螺杆混输泵的压力为0.75,比正常下限低0.1。梁12号站站长孙洪亮接到通知后,通过检查发现混输泵联轴杆断裂,于是他立即带人更换避免产量损失。
在萌芽阶段解决问题,与管理区应用自主研发的压力监控系统密不可分。目前,梁北采油管理区负责的梁家楼、乔庄两个油田194口油井中,符合条件的119口抽油机井已全部安装油井工况数据远传计量管理系统,随时发现生产异常。
针对剩余少数电泵、螺杆泵井无法实现智能监控,依然靠传统的“望、闻、问、切”来判断工况的情况,管理区采油管理主任师陈士军和技术人员自主建立起一套压力监控系统。据了解,通过井口压力实时监控,当压力变化超过设定上下限时,电脑终端就会自动报警,由员工及时巡井巡线查找原因并积极处理问题,避免经济损失。
目前,该管理区已在单井和站区安装压力监控20套,及时发现停井50井次。此外,他们还根据压力变化及时调整生产参数5井次,有效延长油井寿命。
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