自2014年下半年国际油价断崖式下跌以来,即便目前已走进炎热的“盛夏”,但油田企业仍旧身处“寒冬”。
认识到井筒垮塌、落鱼、腐蚀及井口异常起压等钻完井遗留隐患,正在严重制约着油田的高效开发。为此,西北油田采油三厂精做井筒文章,持续创新开发工艺技术,确保井筒完整性,有力提高油田开发效益。
气水分注,降低检泵频次
随着注气三采的不断深入,注气轮次的增多,气水混注的弊端逐渐暴露出来。注入氮气中携带的氧气和水混合后,易导致管、杆、泵腐蚀结垢,致使挂抽过程中频繁卡泵,需通过检泵恢复生产。
“只有解决注气腐蚀结垢问题,才能有效降低注气井检泵频次,节约作业费用,提高油井生产时效。”该厂开发研究所副所长李勇向技术人员说。
为此,该厂技术人员经研究后,提出将原来的油管气水混注模式改为油管注气、套管注水的想法,以降低注入流体对管、杆、泵的腐蚀。
自该厂采用“气水分注”工艺后,有效减缓了油管腐蚀结垢速率,降低了检泵频率,且提高了生产时效。此外,为应对注气对油管的腐蚀,该厂全部采用高纯度电驱设备。2016年上半年与去年同期对比,检泵井次减少了3井次,累计节约作业成本63万元。
治理垮塌,降低作业成本
因裸眼段无套管固井致使部分油井存在井壁垮塌的现象,严重影响油井正常生产。为消除隐患,该厂开展垮塌井治理技术攻关,针对上奥陶统垮塌严重的油井,不遗余力展开防治。
TP186井是今年的一口新井,转抽期间发现井筒砂埋69米。考虑该井生产周期较短,井壁垮塌较严重,技术人员综合分析论证,对该井裸眼段组下割缝套管,有效稳固井壁。避免后期生产过程井壁重复垮塌,导致二次上修作业,节约作业成本85万元。
“目前,该井以4毫米油嘴自喷生产,油压2.5MPa,小时产液0.5方左右,平均含水50%,有望成为今年的高效措施井。”谈及对TP186井的治理效果,该厂开发研究所副所长宋正聪高兴地说道。
创新应用,降低井控风险
由于钻完井期间套管悬挂器座挂不规范,随着高压注水、注气工作的深入推进,井口试压不合格现象频发,不仅影响生产时效,还存在井控风险。
工艺技术人员以生产难题为导向,潜心研究,创新设计出FS密封圈工艺。
经过技术人员的反复论证,认为T801(K)井有注气增油潜力,但该井套管悬挂器密封组件破损导致井口试压不合格,无法实施注气。
考虑到该井使用的是W型悬挂器,无法直接更换密封件,工艺技术人员及时转变思想,提出二次密封的思路,创新设计出FS密封圈工艺,有效治理了这一难题。该井井口隐患治理后顺利实施注气作业。
FS密封圈创新应用不仅高效治理了井口隐患,使油井保持健康状态,还大幅降低作业成本,单井次降低作业成本144万元。
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