区块采油方式转变评价及周期优化

2014-01-25罗日蕾大庆油田有限责任公司第七采油厂

石油石化节能 2014年1期

罗日蕾（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

1 概况

1.1 生产及工艺概况

大庆油田第七采油厂茂72区块于2007年投入开发，目的层为葡萄花油层葡一组，油层颗粒细，泥质含量高，储层物性差。投产初期采用抽油机方式的机械采油，其中有直井47口、斜井25口、水平井11口，累计采油7.459 4×104t，采用300×300m反九点法面积注水井网同步注水开发，累计注水1.207 3×104m3。在工艺流程上，茂72区块中有55口抽油机井，采用井口电热集油工艺，由2条电热集油管道进行外输，管道呈串联树状布局，末端管段以加热为主，主管道以伴热为主，茂72区块2条伴热管线总功率为195 kW，55口井安装井口电加热器39部，总功率为265 kW，全年平均耗电量为667.7×104kWh，全年运行费用为397万元（运行电费按电力集团运行电价0.594 6元/kWh计算）。

1.2 提捞采油概况

自2011年1月，对茂72区块55口电热集油井，实施转套管提捞采油方式，注水工艺及注水方式不变。截至目前，已经实施提捞采油转换44口，井口加热器关闭39部，2条伴热管线已全部关闭，关闭线路23.8 km。其余10口井，计划转提捞采油1口，9口水平井采用罐车接油。

目前平均捞油周期为4 d，平均每天捞油井数10口，2011年3月份捞油量为33.5 t，平均每天捞油量为1 t，碰撞液面深度为680m，平均捞油深度为850m；4月份捞油量为100 t，平均每天捞油量为3.3 t，碰撞液面深度为870m，平均捞油深度为1050m。月度捞油量增加66.5 t，捞油深度下降200m见表1。

表1 2011年提捞井月度捞油量情况统计

2 电热集油与提捞采油效益对比

2.1 电热集油2011年效益预算

茂72区块的电伴热流程55口油井，自2007年投运至今已超过3年，正进入故障多发阶段。统计2009年和2010年两年电伴热集油流程发生故障率及停井时间，年均停井139井次，按递增20%测算，预计2011年停井167井次，考虑土地、资金及技术等各方面问题，维修时间20 d，单井产油量按目前平均0.7 t/d测算，则年影响产油量预计为2338 t，按照目前的电热集油设备故障率及损耗，预计2011年将维修800个终端，人工费用和土地赔偿费用将在20万元左右（不含厂家维修加热设备费用）。

2.2 采油方式转变经济效益对比

实施提捞采油后，加热设备的电量费用、加热设备维修费用以及因加热设备维修造成的产量损失将全部避免。统计茂72区块3月和4月共计捞油133.5 t，成本3.738万元（厂捞油280元/t）。在不考虑注水以及道路、站库建设投资、提捞管柱作业等与采油无关直接费用前提下，提捞采油同抽油机采油费用进行对比见表2。

表2 抽油机采油与提捞采油吨油成本对比

从表2中可以看出产油量在1 t以及1 t以下时，电热工艺流程抽油机采油吨油成本增加较大，在1.5 t及以上时提捞采油吨油成本高出油机采油。

茂72区块，44口井实际产油情况见表3。

表3 茂72区块电热集油抽油机生产情况统计

从表3中可以看出，茂72区块产油量小于1.5 t井41口，适合采用套管提捞采油，可获得较好经济效益。

3 提捞周期优化

对提捞采油井，当油井捞油后需关井恢复液面，当井筒储集一定油量后，再进行下次捞油。若油井捞油后关井时间过长，累积捞油量将大幅度降低；相反，关井时间过短，随着捞油次数的增加，捞油成本将大幅度上升。

由于每种提捞设备的承载能力是固定不变的，同时，井深、井身结构和原油性质也是一定的，因此提捞设备每捞1次油的时间和每次捞油的次数是不变的。

3.1 注水受效和不受效井周期优化

由于茂72区块储层不发育，砂体连续性差，一部分提捞井与注水井连通，收到注水效果，有稳定的供给边界；另一部分提捞井与注水井不连通或者连通性差，无法收到注水效果，这部分提捞井地层压力不断下降，主要靠弹性能量开采。根据44口提捞采油井的连通水井受效情况，采用注水受效井合理周期为5 d，注水不受效井合理周期为7 d。部分单井注水收效情况见表4。