江苏油田大修技术助力老区稳产增效

江苏油田大修技术助力老区稳产增效



江苏油田利用大修技术在重病井中寻宝、从夹缝里面找油,2019年实施油水井大修40井次,増注19.6万立方米,恢复可采储量5.05万吨,累计增油5800.0吨。

大修技术助力老区稳产增效

2月14日,大修措施后投产的陈3平13井经过20天试产,日产油水平稳定在8.4吨,且含水继续呈下降趋势。

近年来,随着油田开发不断深入,地层及井况日趋复杂,江苏油田在面对苏北老区新增储量不足,稳产基础薄弱,技术配套难度大,开发效益逐渐变差的情况下,充分发挥工程技术在老区提高采收率中的重要作用,通过大修技术深挖潜力井、治理复杂井、降服套损井,助力老区稳产增效。2019年,油田共实施大修井40井次,其中,油井21井次,水井19井次,増注19.6万立方米,恢复可采储量5.05万吨,累计增油5800.0吨,大修技术已经成为助力老区稳产增效的主要手段之一。

合作共赢深挖潜力井

陈堡油田作为江苏油田最大的整装油区,自诞生以来一直担当着江苏油田原油稳产增产的主力。近年来,它的稳产对于江苏油田完成原油产量任务来说可谓是举足轻重。

侧陈3平1井是一口侧钻井,因原有井筒损坏无法生产而实施。该井侧钻后成功动用陈3块泰州组高部位井间剩余油,一度获得初期日产油5.3吨的好产能,后因地层返砂导致产量低没有效益而停产。去年6月10日,经过江苏矿业公司带压作业二队60天的紧张施工,在克服油井夹层薄、井眼小等困难,完成桥塞打捞、探冲砂、挤灰封堵、卡封补孔、恢复生产等大修工序后,该井于2019年8月16日获得日产油5吨的较好生产水平。同时,研究人员也对泰州组砂体平面、纵向上剩余油情况有了进一步认识,为下一步验证水平井间剩余油动用状况提供了参考。该井也是江苏矿业与采油一厂进行风险合作后完成的第二口大修井。

油田现有4支大修施工队伍,分属不同的管理单位。对此,油田改变以往地质选井、工程修井、工序验收的大修模式,采取项目制等多种合作修井方式,把大修工作从井筒向地层潜力延伸,把工序向油藏保护延伸,与施工单位建立起风险合作大修模式,即:由技术地质部门选井,工程部门优化方案,施工方组织方案落实并开展施工,采取风险合作、效益分成的方式,最终达成风险共担、合作共赢,有效杜绝结算扯皮的现象,达到降低大修费用,优化资源利用的目的。

“从我们与江苏矿业首次合作完成的富5-1井大修效果来看,不仅能提高方案效益,减少低效无效的工作量,而且能最大限度地挖掘大修井的潜力。”采油一厂主管生产的副厂长孔维军说。

据了解,富5-1是一口气井,压力达到21Mpa,井口压力4.0MPa。在面对找漏、打水泥塞、悬挂小套管等复杂井况施工难度高的情况下,采油厂按照“一井一策”做好大修方案编写及优化工作,施工方充分应用成熟的解卡、磨铣扩径、打通道、挤灰封堵等工艺技术,双方并根据方案超前开展大修费用预测及效益评价,实行单井大修费用招标包干等措施,严格控制作业费用。双方经过密切合作,停产4个月的这口气井复产后日产气600立方米—700立方米,是“甲乙方低成本一体化合作模式”的一次有益尝试。

联合攻关治理复杂井

当前,油田开发进入中后期,油水井在井下作业或生产过程中因地下构造复杂储层变化大、地层出砂、管柱腐蚀结垢、套管变形等多种因素的影响,油水井井筒内常发生生产管柱砂埋、套管变形卡管柱、分注管柱腐蚀串通等复杂情况,最终导致后续作业无法正常进行或生产中断,特别是水平井及大斜度井的维修难度更大,在没有新区块投入开发的情况下,无形中增大了保油稳产的压力。为了提高油水井利用率,恢复可采储量,采油厂、工程中心、监督中心等多方联合作战,加快油田复杂井的治理进度,确保施工质量和安全。

陈3平20井在2050米-2110米井段的套管破漏,此处井斜为67°至74°,且井筒结垢较严重,易造成垢剥落、普通刮屑器易卡钻等复杂情况。对此,技术人员专门设计了水平井专用的自扶正高效平底磨鞋、滚珠扶正器、刮削器等工具。插管挤灰后,施工人员用∮73毫米钻杆底带∮118毫米平底磨鞋钻灰,从2019米-2070米共用了4天时间,平均每天进尺仅13米;起出钻具加入两只钻杆用水平井滚珠扶正器,钻灰时转盘扭矩明显减少,从2070米钻灰至2195米,用时3天,平均每天进尺42米,效率提高3.2倍,见到明显效果,钻灰结束后起出扶正器完好。三件专用工具,在2019年累计使用30井次,累计缩短占井周期超60天。

“实现苏北老区稳产,工程技术是关键。为了充分发挥工程技术在老区提高采收率中的重要作用,我们和采油厂针对复杂分注井大修技术进行联合公关,努力提高大修工艺技术水平和质量,为老区上产提供技术支撑。”工程中心工艺研究所所长章东海说。

范3井是范庄构造上的一口重点注水井,去年夏天在进行重新分注作业时遇卡。相关人员发现该井注水管柱腐蚀严重,且存在套管破漏段出砂的复杂情况。甲乙双方针对该井“严重腐蚀+破漏段出砂+管柱卡”三大难题进行联合攻关,最终经过套铣震击一体化打捞、分级处理井筒、小套管悬挂等工序,成功拿下这口复杂井。自去年7月重新射孔后,范3井实现再次分注,目前日注水30立方米,对应井初期日增油0.9吨。

据悉,2019年,油田创新应用定点倒扣法打捞井下工具、套铣打捞一体化、解卡管柱优化等技术研究,对沙20-24、真35-13、韦5-8、韦9-4等13口复杂井进行了有效治理。

效益先行降伏套损井

据了解,随着苏北老区油田开发的深入,地应力变化、地层流体的腐蚀及作业施工等因素对油、气、水井套管影响逐渐增加,套损现象日趋严重,加之套损井修复难度大,严重影响了油田的产量和经济效益。为进一步挖掘套损井潜力,油田按照“地质上有潜力、工艺上有手段、经济上有效益、生产上可运行”的原则,优选效益较好、作业工艺简单的套损井进行优先治理,并在进行单井方案优化设计时,注重方案与实际相结合、三个(油井与水井、单井与区块、采油与作业)联动一体化,取得了较好效果。

   真12井作为真12断块的一口注水井,是真武中压系统(16MPa)的调节井,每天注水1000多立方米,一旦该井停注,将会导致真武集输系统的污水来不及回注,从而必须降低油井产液量。长时间污水不能回注,将导致油井大面积停井,影响产量。同时,该井的物性好,注水量高,这是目前真武油区水井中唯一的也是无可替代的,其重要性显而易见。去年夏天,该井大修期间,技术人员从内芯、外形两处入手制定施工方案,创新应用套捞一体化技术工艺,成功打捞井内卡井管柱;随后通过独创的“悬挂工艺”,在原套管内实施置入内衬玻璃钢再造井筒的“外科手术”,有效节约20道施工工序,让真12井“满血复活”,直接节约作业成本约40万元。

“大修上不上,先算效益账。与以往不同,油田近年将大修方案的制定从注重技术,转到注重技术和效益相结合的思路上来,以自主选井、优化方案、三方论证、效益分成的模式,盘活低效井的大修治理。”勘探开发部副主任尤启东说。

陈3平13井正常生产时日产油10吨,从2018年4月开始生产全水。该井经过WSJ测试,显示在377米水平段内有7处破漏。技术人员在成本控制上出思路,在方案优化上想办法,经过近3个月的技术攻关,决定实施水平井段免射孔悬挂封堵工艺,不仅保护了油层免受污染,而且解决了固井质量差的难题,直接有效减少作业成本220多万元。该井目前日增油8.4吨。

2019年,油田治理套损井22口井,其中油井17口,恢复地质储量50.3万吨,恢复可采储量4.36万吨,累计增产4375.3吨。


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