1. 前言
随着注水油田开发的深入, 油藏地层压力下降, 油田含水高、采出程度高、剩余油分布复杂、挖潜难度较大等一系列问题出现, 导致油田开发后期开发难度加大。以水驱老油田为例, 截至2013年底, 兴隆台油田老区综合含水80.23%, 累积产油2832.1×104t, 采出程度达34.58%;大洼油田累积产油498.33×104t, 采出程度22.39%;油田综合含水高达87.54%。为了提高油田开发效益, 需要对油田进行产液结构调整, 实施大泵提液强采技术, 控制油田产量递减速度, 实现稳产, 最终提高采收率。
2. 提液思路与方案优化
2.1 提液思路
在注水井动态调整和稳定注水前提下, 对大洼油田和兴隆台油田的油井进行筛查。目前在高含水区块使用的抽油泵的泵径为38mm和44mm, 理论排量15t/d-40t/d;有些油井液量较高有的达到抽喷现象。区块平均动液面650m, 平均泵挂深度1420m, 具有较大的提液空间。
针对不同油藏地质特征, 油井现有设备参数等方面, 按照“油层埋深与下泵深度相匹配、参数选择与油层供液能力相匹配、地面抽油设备与生产需要相匹配”三个匹配的工作思路, 通过优化设计方案, 配套工艺延长检泵周期措施, 挖掘井筒潜力, 大力开展大泵提液技术。
2.2 提液方案及参数优化
中高含水期油藏应尽量降低油井井底流压, 使原来因油层压力较低、层间干扰大而出液能力较差甚至不出液的小层开始出液, 达到增加出油厚度, 提高产量的目的。根据这一技术思路, 对井段较长、油层上界浅、供液充足的油井实施了大泵提液措施, 重点以大洼油田和隆台油田老区为主。
(1) 泵径的选择
大洼油田和兴隆台油田老区抽油机型号以10型机为主, 冲程为3m, 冲次一般在每分钟3-6次, 可计算出Ф56mm、Ф70mm、Ф83mm、Ф95mm在不同冲次条件下的理论排量。以潜力井前期的日产液量平均在20-30m3左右为依据, 优选Ф56mm、Ф70mm两种泵径实施大泵提液措施。
同时针对不同区块的地质条件和供液能力, 对泵径应用进行了细化。大洼油田注采井网较为完善, 油水井比例为2.5:1, 地层渗透率较高, 主力生产层位一般在2000m D以上, 地层供液能力充足, 因此在大洼油田使用Ф70mm大泵进行提液生产。
兴隆台油田老区因受地面条件限制, 区块注采井网不完善, 油水井比例仅为5.5:1, 水驱控制程度较低。且为补充地层能量, 水井单井注入量较大, 日注入量均在150m3以上。为避免提液后高含水层突进, 造成注入水短路循环, 在兴42块选用了Ф56mm的抽油泵进行适度提液。
(2) 杆柱优化设计
根据泵径、杆柱组合、工作参数计算悬点最大、最小载荷, 确定在现有抽油机的条件下, 应用Ф25+Ф22+Ф19的三级高强度H级杆柱组合, 提高抽油杆的抗拉强度, 可满足Ф70mm泵下泵深度1200m, Ф56mm泵下泵深度1700m的实际生产需要。
针对负荷增加, 抽油杆柱的挠曲偏磨和冲程损失加剧现象, 应用井眼曲线三维立体再现分析技术、抽油杆近似强度组合设计、杆柱受力中和点及扶正间距分析等技术, 合理管杆配比, 有针对性的采取注塑杆、接箍扶正器等防偏磨措施, 延缓杆柱的疲劳磨脱, 减少冲程损失、提高泵效。
(3) 生产参数动态调整
在采用Ф70mm、Ф56mm大泵提液的同时, 利用现有部分12型抽油机, 将短冲程改为长冲程, 以弥补大泵深下造成冲程损失增大的不足, 提高泵效。同时在措施后密切跟踪油井动液面变化, 根据油井实际供液能力对冲次进行动态调整。
3. 现场实施情况
结合采油厂油田开发状况和油井潜力分析, 依据措施选井条件, 2014-2015年在大洼油田及兴隆台油田老区试验实施10口井, 取得良好的措施效果, 施工成功率100%, 累计增油6297t, 增气16.4×104m3, 提液71293m3, 油井综合含水率下降了6.3%。
4. 结论及建议
(1) 通过提液机理研究及油田适用性论证, 在大洼油田和兴隆台油田老区实施大泵提液技术, 成功实现了提液增油控水的效果。
(2) 增加单井产液量要以油藏研究为基础, 综合分析油井生产历史与现状, 选择合适的举升工艺, 才能实现油井的供产协调。
(3) 在实施提液措施的同时, 要充分考虑到由于油井提液可能造成的出砂、偏磨、腐蚀等问题, 科学合理地应用配套工艺技术, 才能进一步延长油井检泵周期, 确保油井提液效果。
(4) 增加单井产液量应该与对应注水井同步实施, 确保注采平衡, 才能保证油井增加液量后产油量同步增加。
(5) 下步应加强对大泵提液效果的综合评价工作, 确定临界效益标准, 为下步大泵提液技术的规模实施提供借鉴。
摘要：本文首先介绍了提液思路与方案优化, 并阐述了现场实施情况, 最后给出了结论和建议。
关键词：抽油机,提液,参数,实践