油气水井大修、侧钻经济效益评价

2022-09-14

引言

江汉油田开发区块少, 地层储能特殊, 开发时间长, 老井、趟井多等特点, 利用大修、侧钻技术挖掘事老区潜力, 实现油田二、三次采油, 不仅避免了钻新井或加密井的重复投资, 而且能有效的完善老区的开发井网, 对油田石油产量的提高及未来的发展具有极其重要的战略意义。

一、2011-2013油气水井大修、侧钻工作量完成情况对比

2011年-2013年, 在江汉油田共实施油水井大修431口, 成功率86.8%, 有效率84.5%, 其中油井345口, 成功率87.0%, 有效率86.4%;水井86口, 成功率86.0%, 有效率82.6%。实施老井套管开窗侧钻67口, 成功率98.5%, 有效率97.0%, 其中油井58口, 成功率98.3%, 有效率96.6%;水井9口, 成功率100%, 有效率100%。

二、油气水井大修、侧钻技术情况

目前, 江汉油田平均每年实施大修侧钻井160口, 主要集中在江汉油区和八面河油田, 其中江汉油区主要以老井套管开窗侧钻工艺技术为主, 八面河油田主要以油水井打捞工艺技术为主;

1. 油水井大修工艺技术

通过完善配套, 形成了多项项油水井打捞技术, —并进行了推广应用。主要包括;绕丝管、滤砂管打捞技术、普通落物打捞技术、电潜泵打捞工艺技术、套铣打捞水泥卡管柱工艺技术等大修作业技术。

2. 套管开窗侧钻工艺技术

套管开窗侧钻是挖掘老区潜力, 实现油田二、三次采油, 提高原油采收率的有效方法。目前国内外普遍采用该技术对有价值的报废井进行侧钻, 不仅避免了新井或加密井的重复建设投资, 而且能有效完善老油区的开发井网, 提高增油效果。该技术主要应用于以下方面: (1) 油层套管腐蚀、错位或变形, 无法大修的井; (2) 油层套管内有落物, 无法打捞的井; (3) 通过对地层的再认识, 认为油层被断层断掉, 无法达到地质目的的井, 或是无利用价值或低效的跨断块边缘井; (4) 完善注采井网, 为提高采收率而更换井底的井。

三、油气水井大修侧钻保障情况

1. 大修保障情况

技术保障

针对不同类型的大修井, 修复手段主要有:拔绕、解卡、挤堵、内衬管补贴、液压整形、大修磨铣修套、挂小套等施工艺。

a、套管错断井

针对套管错断井, 可进行磨铣、下小套管加固, 取套换套等施工。

b、套管变形井

针对套管变形井, 变形程度较轻微的可采用套管液压变径滚压整形修复;严重变形的可进行磨铣后挂小套, 取套换套等施工。

c、套管穿孔井

针对套管穿孔井, 可采用内衬管加固, 化学封堵等技术修复。

d、拔绕打捞井

针对目前大修打捞拔绕, 常规井采用常规打捞技术, 针对小套管井采用开孔枪射孔拔绕打捞技术。

人员保障

目前在八面河油田负责大修施工的队伍主要有两个, 井下测试公司清河钻修部和江汉油田鹏程石油工程潜江有限责任公司, 人员以及机组基本上可以保障八面河油田的大修需要。同时井下作业部作业队可以实施部分取换套、内衬管补贴、拔绕等大修工作。

清河采油厂具有自己的“大修运行管理小组”, 专门负责申报大修油水井的运行管理。小组成员包括作业设计监督站、地质研究所、工艺研究所、南北区工作站主要负责大修措施作业选井、方案设计、现场监督的相关人员, 及时跟踪, 优化调整。成员中同时包括预算科、供应站等科室的相关人员, 从预决算到材料供应都能有效地保障油水井大修作业的正常运行。

生产运行保障

根据油田目前大修力量与大修工作量, 按照大修潜力、工艺复杂程度分年度、月落实井号, 设立阶段目标。每月集中讨论一次, 总结效果, 检查目标, 论证井号。每周五, 由项目组成员提出下周具体实施井号, 安排实施。大修中途视修井情况及时优化调整方案 (如补层、堵水) 。现场施工, 由作业设计监督站负责指导与监督, 尤其是重点工序, 要求紧盯现场。大修作业施工完毕后, 仍强化各环节的细节管理, 尤其是泵抽管柱设计与地面生产参数的设置, 都从细从严把关, 保证一次性投产与后期的正常生产。

设备保障

根据修复作业井实际情况, 采用相应修井设备, 目前修套主要设备如下:

主要设备型号及性能

工具保障:根据不同的井况选用常规打捞工具。

2. 侧钻保障情况

八面河油田2010年老井套管开窗施工队伍有2支, 江汉CZ101侧钻队和西南20110侧钻队, 2011年和2012年仅有江汉CZ101侧钻队施工。江汉侧钻CZ101队属于江汉井下测试公司, 人员队伍技术水平较高, 在清河设有井井下侧钻项目部, 并有专人负责。因此江汉CZ101侧钻队是队伍人员素质高、技术保障强、运行施工质量高的施工队伍。

四、油气水井大修、侧钻经济效益评价

2011年-2013年江汉油田油水井大修作业总费用22979万元, 平均单井费用53.3万元, 其中油井大修作业总费用17886万元, 平均单井费用51.8万元, 水井大修作业总费用5094万元, 平均单井费用59.2万元;侧钻作业总费用14833万元, 平均单井费用211.4万元, 其中油井侧钻作业总费用12753万元, 平均单井费用219.9万元, 水井侧钻作业总费用2080万元, 平均单井费用231.1万元;累计增产36×104t, 平均单井增产1027t, 增产吨油费用31836元/t, 累计增注307×104m3, 平均单井增注38359 m3, 增注方费用6804元/m3。

其中, 江汉油区油水井大修作业总费用5157万元, 平均单井费用77.0万元, 其中油井大修作业总费用2375万元, 平均单井费用69.9万元, 水井大修作业总费用2782万元, 平均单井费用84.3万元;侧钻作业总费用11320万元, 平均单井费用297.9万元, 其中油井侧钻作业总费用9819万元, 平均单井费用297.6万元, 水井侧钻作业总费用1501万元, 平均单井费用300.2万元;累计增产6×104t, 平均单井增产907t, 增产吨油费用12224元/t, 累计增注146×104m3, 平均单井增注45611 m3, 增注方费用4282元/m3。

八面河油田油水井大修作业总费用17493万元, 平均单井费用48.7万元, 其中油井大修作业总费用15278万元, 平均单井费用49.6万元, 水井大修作业总费用2215万元, 平均单井费用43.4万元;侧钻作业总费用2909万元, 平均单井费用111.9万元, 其中油井侧钻作业总费用2330万元, 平均单井费用105.9万元, 水井侧钻作业总费用579万元, 平均单井费用144.9万元;累计增产30×104t, 平均单井增产1047t, 增产吨油费用16384元/t, 累计增注159×104m3, 平均单井增注35358m3, 增注方费用2329元/m3。