潘聰聰　李絢

我單位所轄區(qū)域位于孤島油田南區(qū)邊緣，管理著南區(qū)渤76、渤82、渤61、渤72、南區(qū)館5-6稠油等斷塊。全站總井91口，開井77口，其中主力開發(fā)單元為B76，總井68口，開井57口，地面原油粘度3950～7648mPa·s，平均粘度4130mPa·s。

一、前言

油井工況管理貫穿油井生產(chǎn)管理全過程，是油井管理水平高低最直接的反映，也是影響油井經(jīng)濟運行質(zhì)量最根本的因素。油井工況管理水平對提升油井生產(chǎn)運行效率和提高經(jīng)濟質(zhì)量效益均有重大意義。我單位總井91口，其中稠油井開井61口，占全站開井數(shù)的79.22%，由于地層供液能力差，油井沉沒度低，且注汽后產(chǎn)能遞減快，周期采油量低，加之不合理的工作制度等原因導致工況合格率偏低。針對這一問題，我單位以提高油井工況合格率為目標開展系列措施。

二、存在問題

我單位工況合格率一直處于較低的水平，2018年1月合格率為55%，問題主要是供液不足區(qū)井數(shù)過多，占上圖井數(shù)的29%，全隊總供液不足井共有20口其中14口位于渤76單元，其供液不足井占全隊供液不足井的70%。

渤76單元是主力開發(fā)單元，地面原油密度0.970～0.990g/cm3，平均為0.984g/cm3，地面原油粘度3950～7648mPa·s，該單元注汽后產(chǎn)能遞減快，周期采油量低，開發(fā)困難，不合理的工作制度以及油井本身的供液能力不足導致工況合格率偏低;另外由于油稠導致的泵開關不嚴、桿疲勞斷脫、出砂、計量誤差大等一系例問題使斷脫漏失與待落實井數(shù)也達到了10口。

三、措施實施及效果

1、優(yōu)化油井生產(chǎn)參數(shù)，提高泵效

優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，是改善油井的重要手段，是貫穿整個工況管理的重要措施。因此，我們加大了對參數(shù)管理的力度，精細參數(shù)管理，通過嚴格落實生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析油井沉沒度、泵效、套壓數(shù)據(jù)，制定有針對性的措施：對于參數(shù)偏大井，優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，提高泵效，改善沉沒度;對于待落實區(qū)井，上調(diào)高液量、高泵效井的參數(shù)，使泵效降低至合理的區(qū)域;對于有提液潛力的油井，上調(diào)參數(shù)來加強生產(chǎn)。始終保持油井在相對合理的工況下運行，并且加大核實生產(chǎn)參數(shù)的頻率，減小泵效計算誤差，確保數(shù)據(jù)準確，提高工況合格率。我站自6月至今，優(yōu)化核實參數(shù)20井次。

2、使用井筒降粘工藝，降低井筒舉升難度

井筒降粘工藝主要包括雙空循環(huán)加熱，單空心桿摻水、加降粘劑，熱洗，套氣進干、回收等等。通過熱洗井這種大排量洗凈的方式，清洗泵筒內(nèi)的雜物，改善斷脫漏失區(qū)油井泵工作狀態(tài)，提高泵效。我站共計熱洗10井次。

稠油井由于供液能力不足導致泵效、沉沒壓力低導致工況落入?yún)?shù)偏大區(qū)，對于這類井，我們使用單、雙空心桿、擠加降粘劑對井筒進行降粘，排出井筒內(nèi)固結原油，使泵抽油過程更加順暢，提高液量，進而提高泵效。根據(jù)實際生產(chǎn)需要，實施單空心桿摻水升溫共計13井次，安裝雙空心桿密閉循環(huán)加熱裝置7套，并加強了安裝后的效果跟蹤，并進行了數(shù)據(jù)對比，以此為依據(jù)控制單空的摻如水量、溫度和雙空的進出口溫度，以此提高熱效率;此外，安裝了井口自動加藥裝置，通過前期加藥試驗，調(diào)節(jié)泵入藥劑量和注入壓力，實現(xiàn)設備長時間穩(wěn)定運行，提高加藥效果，其他加藥方式共計加注12井次。

3、實施摻水多元化管理

針對稠油井原油輸送難的問題，摻水伴輸是保證油井產(chǎn)出液集輸?shù)幕痉椒āＤ壳皳剿偩?9口，在摻18口，全部為低壓摻水井，日摻水量182m3/d，以地面摻水為主。強化摻水管理，降低井口回壓，從而提高工況水平。

（1）優(yōu)化摻水量，重在細

堅持對摻水量優(yōu)化工作，通過減少摻水水量，提高摻水溫度與摻水壓力。針對不同油井的不同生產(chǎn)情況，做到單井摻水水量最優(yōu)化。我單位定期對所有摻水井進行逐井分析和優(yōu)化，制作摻水優(yōu)化卡片，根據(jù)回壓情況，精細優(yōu)化摻水，動態(tài)調(diào)節(jié)。例如GDNB76N1，該井距離計量站較近，通過對回壓的觀察，我們試著將該井的摻水量逐步降低，分3次將摻水從20m3降至10m3。我站平均年冬季摻水優(yōu)化24井次，總優(yōu)化水量126m3。

（2）提高摻水升溫，重在控

由于渤19-渤89低壓摻水系統(tǒng)輸送管線長，摻水間位于系統(tǒng)末端，熱量損失大，為減少輸送過程中的溫降并進一步提高油井摻水開發(fā)效果，分別于2018年12月、2018年12月在渤76-1、南2-12兩座計量站各上一座加熱爐，摻水干線來水先接進加熱爐進行加熱，通過GDNB76-28、GDNB76X9氣井供氣加熱，再輸出至摻水閥組，分配到鄰近的南2-14、南2-15、渤76-6、B78計量站的摻水間，用于單井摻水。對部分冬季生產(chǎn)困難井進行井場摻水升溫改造，安裝單井加熱爐11臺。經(jīng)過升溫后，冬季摻水支干線溫度由原來的34℃上升到50℃，升溫16℃，提升了摻水效果，摻水水量降低了126m3。

（3）摻水管網(wǎng)優(yōu)化，重在改

由于摻水中含雜質(zhì)多，管線結垢、結絮情況嚴重，導致?lián)剿芫€堵塞、管損較大、摻水壓力增大、摻水量較低等問題。通過定期掃線，避免冬季管線堵塞的情況發(fā)生，保證稠油井冬季生產(chǎn)平穩(wěn)運行。

4、實施效果

通過采取系列措施，實施后，合格井增加了15口，合格率增加了16.55%，達到92.5%;參數(shù)偏大井減少4口，占比減少7.37%;斷脫漏失區(qū)減少4口，待落實區(qū)減少3口，占比共計減少9.2%。