研发推广低成本开发工艺

　　[中国石化新闻网2016-05-25]低油价下，胜利油田孤岛采油厂针对老油田含水越来越高、储层物性越来越复杂的特点，持续优化开发工艺，力争花更少的钱，采更多的油。
　　研制一体化封隔装置，降低转周成本
　　在稠油开发中，带防砂管转周工艺因占井周期短、成本低，一直被广泛应用。在孤岛厂，带防砂管转周工艺每年应用约40井次，占总转周井数的15%。
　　但是，这种工艺也存在一些问题：一是注汽封隔器到油层上界面之间存在裸套管段，蒸汽直接加热套管易产生热损失、加剧套管损坏；二是注汽后地层亏空严重时，无法进行重复充填；三是缺少防漏设计，压井液漏失会造成地层冷伤害，既影响注汽效果又加剧套损。
　　针对以上问题，该厂技术人员集成创新，研制出注汽防砂一体化封隔装置，具有带防砂管密闭注汽、注汽后补砂及防漏失洗井等功能，使井筒热损失和转周成本得到有效降低。
　　室内实验显示，利用这种装置转周后，平均单井漏失量由75立方米降至6立方米，减少热损失折算节约1575千克标准煤。由于施工过程减少了井筒重新防砂工序，平均单井占井周期缩短3天。
　　在此基础上，该厂选取N34X01井进行矿场试验。该井油层高渗漏失严重，上周期防砂漏失液量达到488立方米。应用新装置转周后，由于洗井过程无漏失，仅用12立方米洗井液出口即见液。目前该井已生产1100多天，与上周期同期对比，井口温度提高3.5摄氏度，日产液增加10立方米，已累计产油5500多吨。
　　技术人员预计，未来3年内该装置推广普及后，单井转周防砂成本可降低6.5万元。
　　改进粉煤灰堵剂，降低堵调成本
　　作为一种油层改造基础工艺，堵水调剖在油田不同开发阶段被广泛应用。孤岛油田自上世纪90年代开始注聚，在注聚前期、中期和转后续水驱前各个阶段都开展了堵水调剖工作，平均每年工作量40井次，使用的主要是粉煤灰堵剂。
　　但随着长期注聚、注水开发，地层大孔道和次生大孔道现象越来越严重，而粉煤灰堵剂的耐冲刷性、悬浮性较差，对大孔道的封堵适应性逐渐变弱，用量越来越多。近两年，平均单井使用粉煤灰量达145吨，单井作业费用达到45万~60万元。
　　对此，该厂技术人员在常规堵剂中添加悬浮剂、激活剂等组分，以增强堵剂性能。工艺研究所油层改造主任师屈人伟说，常规粉煤灰堵剂固结后体积只有原体积的65%，而改进后的粉煤灰堵剂固结后体积几乎不发生变化，用量也随之减少。据测算，应用新堵剂单井堵调费用降低一半以上。
　　此外，该厂还推广应用固化氮气泡沫堵水技术，探索将油泥砂和聚合物母液添加交联剂作为堵剂，以进一步降低堵调成本。
　　优化防偏磨工艺，降低举升成本
　　随着油田进入特高含水及注聚转后续水驱开发阶段，油井偏磨、腐蚀现象愈加严重。到去年底，孤岛厂40%的在生产井是偏磨井，总量达1175口，比“十二五”初期翻了一番。
　　对此，该厂形成了以内衬管为主的低成本防偏磨工艺。2011年以来，该厂共应用内衬管工艺381井次，油井免修期由266天延长至513天，减少多轮次作业38井次。
　　低油价下，技术人员算起了更精细的效益账：每米新内衬管成本148元，比每米新油管成本高57元，因此仅在防偏磨段更换内衬管，比全井更换新内衬管要省成本。
　　此外，在对去年应用内衬管防偏磨工艺的油井进行综合分析后，技术人员计算出该工艺的效益平衡点，即当维修前免修期在300天时，投入产出比才能达到平衡；维修前免修期小于300天的油井，应用内衬管工艺效益较好；维修前免修期大于300天的井，应用新油管和扶正器工艺，能够有效降低作业成本。