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江汉采油厂巧开流场调整”药方”助力老区稳产,胜利钻井院为寿光实华天然气成功实施管道检测服务,胜利钻井院热采侧钻井尾管预应力完井技术首获成功,胜利桩西区:全力以赴保上产,江苏油田采油一厂“四位一体”托起水驱采收率,胜利中标中石化勘探分公司油气工程科研项目,西北油田采油一厂按下持续攻坚创效“快进键”,中网沥青,haolibai.com
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江汉采油厂巧开流场调整”药方”助力老区稳产,胜利钻井院为寿光实华天然气成功实施管道检测服务,胜利钻井院热采侧钻井尾管预应力完井技术首获成功,胜利桩西区:全力以赴保上产,江苏油田采油一厂“四位一体”托起水驱采收率,胜利中标中石化勘探分公司油气工程科研项目,西北油田采油一厂按下持续攻坚创效“快进键”
2020年09月03日    阅读量:     新闻来源:中网沥青 haolibai.com  |  投稿

江汉采油厂巧开流场调整”药方”助力老区稳产


含水上升、递减难控,低油价下工作量大幅减少,老油田开发该何去何从?今年以来,面对前所未有的严峻形势,江汉油田江汉采油厂紧紧围绕“注效益水,采效益油”的工作思路,锁定黄场、钟市、王场等油田,积极开展流场调整,力争用水驱技术“围追堵截”剩余油,不断提升老区效益开发水平。


    一组资料显示:江汉油区历经50年勘探开发,可采储量采出程度高达88.06%,含水达88.19%,再加上受低油价冲击,产建和措施工作量大幅压缩,稳产难度不言而喻。


    该厂技术部门综合多种潜力分析认为,水驱是一门需要不断修炼的基本功,流场调整在低油价下大有可为沥青网sinoasphalt.com。为此,该厂成立由地质、工艺、作业、地面等相关部门参加的注水专项治理项目组,打破专业壁垒,强化协同合作,积极开展流场调整。


    然而,研究工作并非一帆风顺,复杂的老区,会给流场认识带来诸多“陷阱”:地层存在天然裂缝和后期人工压裂裂缝,为水窜埋下“伏笔”;部分地层倾角大,边内注水导致剩余油存在“漂流”现象;投产时采用的各种开发模式,导致老区油水运动规律变幻莫测……


    查矛盾、识流场、辨方向、绘流线……该厂技术人员开拓思维、认真分析,在摸清油藏油脉、水脉走向的基础上,跳出认识上的“陷阱”,逐步揭开了老区流场分布的“面纱”,描绘出一副清晰的流场调整图:针对高含水井组,采取“控强扶弱、抑主扬次”的方式,优化流线;针对高含水层系,优选高含水井抽稀,均衡平面水驱;针对边水驱油藏,在边部转注部分高含水油井,打造人工强边水驱,在油藏边部形成强力“水排”,增强驱油效果。


    针对这一实际,该厂地质技术人员结合油藏类型,认真分析影响注水效果的主因,巧开“平面调流线、纵向调剖面、立体调流场”治理“药方”,不断提高水驱效果。针对井区油井同在一个平面采油的情况,厂积极改变注水方向,扩大水线辐射面积,增加驱油面,有效提高注水强度。针对井区层系物性差异大的实际,精细纵向分层注水,最大限度减少层间干扰,促进小层均匀出力,发挥油藏生产潜能,实现注水效率最大化。同时,采取平面和纵向相结合的方式,对油藏开展立体调流场工作,织密注水“经纬线”,深挖注水潜力,逐步增强水驱效果。截至目前,全厂通过精细分层调配注水,实现层间均衡驱油,促使5个井组产量稳中有升。



胜利钻井院为寿光实华天然气成功实施管道检测服务


8月17日至21日,中国石化胜利石油工程公司钻井院为寿光实华天然气公司成功实施天然气管道内检测服务,克服了现场难题和恶劣天气,最终取得完整有效数据,圆满完成检测作业。


    该天然气管道为寿光实华天然气公司新建管道,全长2公里,管径273毫米,投产前需要进行检测。根据检测需求,胜利钻井院采用自主研发的变形检测器、磁记忆检测器、漏磁检测器、管道定位及轨迹检测器进行检测,首先用中质泡沫球和直板清管器清洁管道,后采用气体驱动将检测仪送入,对管道截面、应力、损伤、轨迹等参数进行检测。


    检测过程中,由于管道厚薄不一,经历了厚壁管段到薄壁管段、又由薄壁管段到厚壁管段的复杂变径过程,容易对仪器造成卡堵。钻井院管道检测仪器在设计之初充分考虑了环境复杂性,很好地适应了管道的变径难题。在此期间,项目组先后遇到高温和强降雨天气。8月19日至20日,降雨导致现场泥泞不堪,无法施工,项目组迎难而上,采取抽水、加固墙面、打定位桩等处理措施,确保施工得以进行,按时保质完成了检测服务,为管道质量分析提供了完整有效的检测数据。


    经过多年的技术攻关,胜利钻井院研发了适用于219到457毫米管径的管道内检测仪器,拥有自主知识产权,并形成了一支集检测器研发与现场服务为一体的管道检测技术团队。此次管道检测的成功,标志着胜利钻井院管道检测仪器和技术已经趋于成熟,能够提供全套的管道检测、分析、评估服务。



胜利钻井院热采侧钻井尾管预应力完井技术首获成功


8月23日,由中国石化胜利石油工程公司钻井院自主研发的热采侧钻井尾管预应力完井技术在胜利油田现河采油厂CG102-C28井首次应用获得成功,为下一步油田热采侧钻井的高效、长效开发提供了强有力的技术支撑。


    目前,热采侧钻井处于起步试验阶段,尚未规模性应用,存在悬挂尾管尺寸较小、完井工具不配套、注蒸汽开发对套管及水泥环损坏严重、受工具结构和工艺限制无法实现尾管预应力完井等难题。针对这些难题,胜利钻井院研制了小尺寸预应力完井装置和金属橡胶双密封膨胀悬挂器,优选大通径应变热采套管,整合了新型抗高温水泥浆体系,配套形成了综合的热采侧钻井预应力完井技术。


    CG102-C28井为177.8毫米套管侧钻井,152.4毫米井眼下入139.7毫米直连热采套管,增大了尾管完井内径,首次实现热采侧钻井大通径尾管和预应力完井作业,减少热采时套管热应力,保护套管和水泥环不受破坏,提高了热采侧钻井固井完井质量,确保热采侧钻井环空封固和尾管密封的长期完整性,为热采侧钻井高质量完井提供了强有力的技术支撑。



胜利桩西区:全力以赴保上产


近半个月来的连续强降雨天气,导致桩西油区部分井场积水严重、进井道路受损,有的区域最大降水量达104.5毫米。面对雨季汛期带来的重重困难,胜利油田油气井下作业中心桩西作业区闻“汛”而动,迅速强化各项措施,努力消除给油气生产带来的不利影响,全力以赴保上产。


    该作业区根据雨情迅速启动雨季生产应急预案,及时进入战备状态,本着“先急后缓、先难后易”的原则,组织干部员工分区域、分井况,对井道路进行修复维护,对井场进行排水,对井架基础、地锚、值班房、电气设施等进行加固,全面排查安全隐患,制订措施,落实责任,最大限度减少强降雨给生产造成的损失。党员干部团结带领员工发扬有条件上、没有条件创造条件也要上的铁人精神,齐心协力,攻坚克难全力打好汛后生产攻坚战,掀起恢复生产热潮。在每一处井场上,是拼搏、忙碌的劳动景象,豆大的汗珠顺着人们的脸颊直往下淌,工衣湿透了,手套磨破了……。干部员工以辛勤的劳动保障着一口口作业井的恢复。


    后勤服务部的干部员工全力做好生产生活保障工作,对矿区内的排水沟渠进行疏通,清理堵塞物,提高雨水外排效率。对涉水的电器设备进行检查、检修,对有条件恢复的设施设备,实施排除水患,恢复其正常运转,对于积水较深的配电箱,果断采取了临时断电,降低了安全风险,排除了工房、生活区的安全隐患。


    目前,该作业区针对地处滩海、风暴潮频发、极端短期强降雨降水发生概率变大,单次强度逐渐变强的气候特点,时刻严阵以待,抓实防汛各项措施,加强值守和信息报告,为作业生产生活有序运行保驾护航。



江苏油田采油一厂“四位一体”托起水驱采收率


注水开发是提高油藏采收率最经济、最有效的技术手段。今年以来,面对资源接替不足,老区稳产、控递减难度逐步加大的严峻形势,江苏油田采油一厂按照油藏、井筒、工艺、地面“四位一体”架构,开展以注水为核心的综合调整,大力推进注水驱油,努力筑牢水驱保稳产、控递减立体防线,全面提高全厂水驱采收率。


    1至7月,全厂新增注水储量72万吨,水驱储量覆盖率达到88.63%。


    聚焦注水开发,找准水驱着力点


    年初,采油一厂地质、工艺部门联合部署,重点从注采井网、储量动用、油水井况、水质状况和地面设施五方面,开启注水开发潜力大调查,摸清全厂注水技术管理现状,对症下药找到治理对策。


    5月份,该厂召开注水工作启动会,梳理制约注水开发中存在的注采井网不完善、水驱方向单一、层间矛盾突出、部分单元压力水平低等问题,明确注水开发重点工作,加强水驱执行力,落实配套治理工程建设,多措并举提高水驱采收率。


    上半年,一厂通过注水工作量投入和地面配套工程治理,注水开发单元压力水平上升至0.61,水驱控制动用程度最高达到82.3%,促使全厂注水开发水平得到明显提升。科研两所联合作战靠前督导,全厂注水井配注合格率、层段测试率、层段合格率和分注有效率等主要指标显著提升,其中注水井分注井比例由50.81%提高到52.1%,层段测试合格率由80.04%提高到83.2%。


    聚焦联合管理,找准水驱发力点


    一厂地质研究所紧紧围绕油藏开发特点、开发阶段,以减缓平面、层间、层内三大矛盾为主要抓手,不断优化注水开发模式,切实加大注水调整投入力度,通过均衡水驱动用,增加注水储量。技术人员结合油藏系统工程,从提高注水储量的覆盖率、注采对应率和储量动用率入手,由点及面逐块、逐层梳理注采关系,通过实施中低渗油藏超前注水、整装油藏细分重组注水、高含水油藏改向注水等方式,实现了水驱开发由单向到多向、平面到立体、局部到整体的转变。


    一厂工艺研究所立足三标管理、管柱工艺、水质现状、流程站库、设备仪器、基础资料、开发现状七大模块,狠抓班站注水基础建设,确保注上水、注够水、注好水。在注水新工艺、新技术运用方面,该厂工艺、地质技术人员强强联合,侧重以满足油藏细分层注水需求为目标,加强多级智能分注工艺、分层采油、欠注井治理、复杂井筒处理和调剖堵水等工艺技术研究,努力提高注水井“三率”,使欠注井达到地质配注,复杂井恢复注水。


    1至7月,全厂完成30口注水井的治理,日增注水量260立方米,新投转注井6口、补层注水7口、分注及重分注9口,配套完善真11、真69、陈2南等9个开发单元的注采井网,进一步夯实了水驱采收率基础。


    聚焦储量效益,找准水驱潜力点


    一厂地质研究所利用驱替压力系统的有效建立,全面优化注水结构和产液结构,稳步提高注水利用率,巩固改善油藏水驱开发效果,同步运用水动力学调整、措施挖潜等手段释放注水开发单元潜能,竭尽所能提高水驱采收率。


    针对注采动态调控,技术人员跟踪区块油水井生产动态,分析注采井网适应性,根据不同部位注入和采出液性状,以及对应油井动态响应特征,通过纵向分层调配、平面配注调整、水驱方向改变,改善各砂体吸水状况,有效提升水驱开发效益。截至7月底,全厂实施调配水246井次,累计增油3752吨。


    针对水驱挖潜治理,技术人员通过超前注水、换向注水,大力培育高产井提高储量动用。其中,沙68、真35、曹南等封闭断块得益于超前注水,实施措施挖潜获得了高产油流。他们在真12块“三高”开发单元,对真151、真134、真109井等特高含水低产井实施转注,改变流场方向,加速零星剩余油再富集,对应油井真188井经过两次回采,初期日产油均高达10吨以上。同时,技术人员挖潜真12-5隔夹层遮挡型剩余油,使该单元日产油从25吨跃升到41吨。


    近期,一厂正着力完善永42、永43、真100井区注采井网,积极开展沙埝、瓦庄等油田的欠注井治理,以及多级细分注水工艺技术推广运用,并启动提高水驱采收率示范区创建,统筹完成了许5-1断块注采层系互换、沙20东开发调整、瓦7注采井网优化三个提高采收率示范区建设工程,力争在两到三年内,将示范区采收率提高2%以上。


    在持续攻坚创效赛程上,该厂技术人员超前谋划明年注水开发工作,倾力打造老区试验田,对真武、曹庄、富民等失控储量的恢复动用和注采井网的重建进行重点攻关,旨在进一步提高水驱采收率挖潜剩余油,实现增产增效。


    此外,全厂大力开展油藏精细注水,实施分压注水改造调整,通过罐池清理、膜管清洗及过滤装置检修,持续提高水质达标率、注采管网工作效率。与同期相比,水质达标率上升了0.6个百分点。



胜利中标中石化勘探分公司油气工程科研项目


8月27日,从四川传来喜讯,胜利油田石油工程技术研究院中标中石化勘探分公司《川东南凉高山组储层改造工艺技术研究》科研项目。据了解,凉高山组水平井储层改造在国内尚属首次。


    川东南凉高山组水平井储层改造较为复杂,目前尚没有针对性的改造工艺技术和水平井工具。从邻井勘探试气效果分析,凉高山组属于典型的超低渗凝析气藏,凝析气藏入井液降温、水锁、乳化等作用会加剧储层伤害,反凝析作用明显,如何在减少储层伤害的前提下提高裂缝导流能力是项目研究重点。另外,国内外油气田为了降低反凝析作用的影响,通常采用保压生产,因此针对凉高山组油气藏特点开展研究,还需优化生产压差以及工作制度等。


    该项目是中石化勘探分公司2020年度油气工程类科研项目业务外包招标项目之一,在公开招投标过程中,西南石油大学、中石化石油工程技术研究院、西南分公司石油工程技术研究院等多家实力单位参与投标工作。胜利工程院高度重视,成立专题项目组,提前开展资料检索,制订针对性技术路线,精心准备标书内容,在激烈竞争中,脱颖而出。



西北油田采油一厂按下持续攻坚创效“快进键”


面对年初“疫情防控”和近期疫情反复的巨大影响,西北油田采油一厂在“百日攻坚创效”的基础上,多措并举,加大持续攻坚创效的深度、广度和力度,确保疫情防控不放松,持续攻坚创效不“暂停”。


    强化组织,为持续攻坚创效“加压”。面对油价波动和二次疫情反复的严峻形势,厂党委持续开展形势任务教育,把采油厂面临的产量、成本形势向员工讲清楚、讲透彻。充分发挥支部堡垒作用和党员先锋模范作用,把压力传递到每名员工,责任分解到每个党员,开展“转勇创”大讨论,深化先进典型的选树,引导党员干部在持续攻坚创效活动中见贤思齐,奋勇争先。二次疫情期间,厂党委深化温情服务,落实组织关怀,开展职工心理健康EAP干预工作,在重重压力下增强队伍凝聚力和战斗力。


    精细开发,为持续攻坚创效“加油”。油藏开发工作以“184、13221”工作法为指导,持续推进油藏精细效益开发。一是深化油藏地质认识,提升储量动用。碳酸盐岩提高储量动用686万吨,提升气驱覆盖程度7.2%。截至目前底水砂岩累计增油8112吨,河道砂油藏自然递减率下降44.66%。二是深化注气管理,提升储量动用效率。以“五项手段”、“两注+两调”为抓手,稳定注气效率,夯实注气基础,不断提升注气规模与效果。上半年共实施单井注气21井次,累计增油5.05万吨;单元注气10井次,累计增油4.84万吨。三是双管齐下做好天然气稳产工作。开展撬装阀组气举排水采气,间开轮作两项重点工作,累增气2188万方。对石炭系、九区奥陶系、AT1三叠系中油组潜力开展进攻性措施的排查,优选三叠系潜力井14口、石炭系潜力井7口、奥陶系1口。四是是持续加强水质管理。碳酸盐水质合格率98.35%、碎屑岩水质合格率98.11%。大幅降低腐蚀刺漏次数,较去年同期的17次下降52.94%;优化缓蚀剂、破乳剂用量208.8吨,节省费用236.7万元。


    深化管理,为持续攻坚创效“加力”。 采油厂牢固树立“一切成本皆可控”理念,在“持续攻坚创效”期间,持续开展管理降本10大项、技术降本23项成本优化工作,并对7大类14项合同进行第二次市场降本、对措施结构再次优化,将成本投向效益开发、改善经营管理和安全保障上。


    以“四色分级图版”治理思路,区块目标管理成效显著。通过建章立制、规范管理、过程监控、优化投资,进一步压减投资费用。全面提升市场管理,形成一体化管控的运行机制,借助信息化手段实现业务分类管理。探索推进以风险承包模式为核心的市场化运作,创造性提出“十经五维三梯度”三维立体企业管理模型,推动精细管理向精益管理升级。 1-7月操作成本形成3.95亿元,完成年度预算的49.9%;费用总体控制良好%,控制在时间进度之内,增量成本完成72.1%。


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