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油田数字化在采油二队生产管理中的应用

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油田 数字化 采油 生产管理 中的 应用
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油田数字化在采油二队生产管理中的应用华东分公司采油厂二○一五年六月中石化华东分公司采油厂科研项目报告科研项目报告密 级:秘密项目编号: 目 名 称:油田数字化在采油二队生产管理中的应用委 托 单 位:华东分公司采油厂、华东石油局井下作业公司承 担 单 位:采油二队协 作 单 位: 单位行政负责人:于雪峰项 目 负 责 人:吕序荣 王 洋报 告 编 写 人:曾 隽主要研究人员:于雪峰 吕序荣 王 洋 黄 梅 曹胜江 邓华 曾 隽项 目 起 止 时 间 : 2014 年 8 月-2015 年 6 月中国石化华东分公司采油厂二○一五年六月密 级:秘密项目编号:石化华东分公司采油厂科研项目报告摘要油田的采油井、输油管线和储油罐大都分布在野外,抽油机连续不断地正常运行、输油管的连续传输、储油罐的安全存储与企业的经济效益息息相关。对采油井、输油管和储油罐工作状态的实时监控一直是生产作业单位一项重要及困难的内容,随着油田数字化系统的逐步推广,油田企业也从粗放型生产向集约化管理过渡,采油到集输过程的管理也愈发巩固。本文针对采油二队点多面广的特点,阐述了油田数字化系统在该区应用的效果,分析存在的问题及其解决建议,介绍了金湖采油管理区如何利用油田数字化系统达到“降本增效、安全稳产”的生产目的。关键字:数字化 实时监测 安全环保目录前言 ...................................................................................................................................................字化油田应用的背景及意义 .........................................................................................油二队数字化油田管理的标准与制度 .........................................................................油二队数字化油田应用的效果及分析 .........................................................................远程监控系统硬件介绍 ...........................................................................................远程监控系统软件应用 ...........................................................................................取得的成果及下步计划 .................................................................................................坚持运用信息化优化生产流程,提高了油田生产管理的运行效率和质量 .....数字化油田”建设有效提高了我队油田经济运行质量,促进企业利润最优目标的实现 .................................................................................................................................数字化油田”在采油二队形成了完善的数据采集体系、安全体系 ...............................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................的和意义充分发挥远程监控计量平台的示功图监测与计量功能,适时监控、及时调整优化生产制度,提高油井生产时效,延长油井免修期,减少测试工作量;充分利用火烧罐液位监控、生产流程压力监控、注水井压力监控、注水井流量监控及远程流量调节装置、螺杆泵井生产电流监控等监控装置,降低安全环保风险,撤销“驻井模式” ,减员增效,为更快更好适应油公司管理模式奠定基础。二、主要研究内容制定远程监控值班制度,分析示功图变化、对比量油数据并填写监控值班记录,根据生产变化及时调整机抽、加药、热洗等制度,调整间抽井制度、在保证产量的基础上实现节能降耗;在吕 1 1倒油点安装火烧罐液位报警装置 8 套,安装生产流程压力监测装置 24 套、注水井流量监控及远程流量调节装置 3 套、螺杆泵井生产电流监控装置 1 套,运用数字化设备保证油水井生产时效、降低安全环保风险、实现减员增效和节能减排。三、 技术关键及技术指标(一) 技术关键:1、时效是根本:充分利用远程监控平台,实时把握每口井的生产动态,输油管压力及其储油罐的液位情况,及时作出反应;2、理论是基础:根据功图变化,压力情况,分析变化原因,根据实际情况调整机抽、加药、热洗等制度。3、实践是保证:对于变化频繁的井重点巡查,实时跟踪,在保证产量的基础上实现节能降耗。(二) 技术指标:1、充分发挥远程监控计量平台作用,根据生产变化及时调整制度,为更快更好适应油公司管理模式奠定基础。2、运用数字化设备保证油水井生产时效、降低安全环保风险、实现减员增效和节能减排。四、 完成的工作量及取得的认识1、观察远程监控计量平台及压力监测应用情况,总结远程监控计量平台及2压力监控应用成果。通过数字化系统,实时了解单井的生产情况,降低安全风险,提高生产效率。2、根据每口井的实际情况制定单井管理制度,在保证生产稳定运行的情况下,降低人员成本,减少能源消耗。从僵硬的轮换巡检,到智能的重点单巡,为后期智能化企业管理奠定了基础。五、 项目创新点1、远程监控系统对全区油井的覆盖率高达 99%,宏观监控,微观跟踪,实现了“一井一监测,一井一方案”的管理方式。2、将远程监控系统与生产管理结合,保证生产运行的情况下,推进技术创新,降本增效。六、计划进度安排起止时间 工作内容 阶段成果 考核方式 责任人 备 杆泵井生产电流监控装置并观察使用效果总结使用成果现场检查、写项目报告 完成项目报告 项目评估 于雪峰王洋七、研究人员资质及分工表序号 姓名 分工 年龄 职称 职务 技术特长 备注1 于雪峰 项目负责人 39 政工员 队长 石油工程2 吕序荣 技术指导 50 政工员 副队长 石油设备3 王洋 技术首席 34 工程师 副队长 石油地质34 曹胜江 工艺指导 28 助理工程师地质组组长石油地质5 黄梅 资料录取 28 助理工程师 技术员 石油工程6 邓华 资料录取 27 助理工程师 技术员 石油工程7 曾隽 资料整理 29 助理工程师 技术员 地震勘探8 雍明宇现场设备维护调试28 中级工 采油工 石油工程第一章 数字化油田应用的背景及意义油田自动化信息系统要求建立包括油井远程视频监控、配电线路自动化系统、输油管线泄露监测、集输站库自动化监控等多系统的监控平台,其中的油田远程视频监控系统目的是利用现场监控系统,实现数据源头自动采集,借助油田现有网络资源自动加载到厂级实时数据库,为各级管理部门应用提供开放的数据平台,使生产和管理人员及时控制和掌握生产动态,从而实现整个生产过程的自动化;并且确保 24 小时无人值守的监控方式,以保证采油井、输油管和储油罐不会因复杂的工作状况以及工作人员的违章操作、不法分子的蓄意破坏等的影响,造成不必要甚至是巨大的损失。 采油二队位于江苏省金湖县前锋镇,专业从事油田开发,下辖 2 个采油井组(分别是腰滩井组和金南井组) ,1 个集输联合处理站(腰滩联合站) 、1 个中转站(金南联合站) ,在生产采油井 29 口和注水井 5 口,分布在 5 个市县、9个镇 18 个行政村,井网分布大,密度低,管理难度大,整个工区呈现点多面广的特点。今年年初,为了响应中石化集团“节能降耗,效益生产”的生产理念,我队关停了部分低产低效井,撤销驻场人员,减员增效,导致井口管理难度进一步加大。使用远程监控计量平台前,正常生产井每月功图液面测试要达到 2 次,异常井、重点井及作业后刚恢复生产的井则加密测试,最高可达一天测试 2 次,大大增加了技术人员的工作量,为改善这种状况,采油二队给 41 口油井安装了远程监控计量设备硬件和配套软件平台。第二章 采油二队数字化油田管理的标准与制度为适应“油公司”运行模式,规范生产信息化的运行,提高工作效率,落4实采油队资料录取和油水井管理的主体责任,现将采油二队远程监控系统运行管理做如下规定:一、范围 本规定适用我队范围内使用的油水井远程监控、生产压力监控及火烧罐液位监控。二、职责划分(一)行政组队长:采油二队远程监控系统总负责人,负责监督审查工作。副队长:采油二队远程监控系统技术首席,负责本系统的技术指导工作。(二)技术组技术员负责:1、负责全队油井监控设备台账的建立与健全。2、负责审核量油参数、信息参数及量油报表;3、负责标准功图及诊断参数的设置;4、负责记录油井载荷异常报警情况并处理,处理不了的情况及时上报;5、负责表 1《采油二队客户端变更记录表》的填写;6、配合队部对井组远程监控工作进行检查、考核。资料员负责:1、负责油井量油参数、信息参数的导入和更新,由技术员审核;2、负责远程计量报表的导出并上报,技术员审核后上报;3、负责表 2《采油二队产量上报数据变化表》填写整理。量油测试小组负责:负责示功图产量的量油标定、含水检查或标定、液面测试。(三)大班室1、负责远程监控硬件设备的维护与调试。2、负责远程监控的后台调试。3、负责监控数据卡的管理与充值并做好记录。4、负责表 3《采油二队油井远传设备动态台帐》填写整理。5、在井型变化、仪表拆卸、移动、调整、故障,经过现场核实后队上无法自行解决的,负责在表 4《采油二队油井监控设备运转情况汇报记录表》填写情况并上报。6、配合队部对井组远程监控工作进行检查、考核。5(四)井组金南井组:(金南、吕庄、银集、钱王庄)1、油井巡检时负责远程监控设备的检查及清理工作。2、负责表《远程监控运行报表》的填写(主要包括异常开关井、无通讯井,及井口异常压力) ,有异常情况要及时上报班组长进行处理,处理不了及时汇报大班室、地质组及队领导。3、负责作业井的远程监控设备的拆除与保管,作业后及时安装使用。腰滩井组:(腰滩)1、油井巡检时负责远程监控设备的检查及清理工作。2、负责《远程监控运行报表》的填写(主要包括异常开关井、无通讯井,及井口异常压力) ,有异常情况要及时上报班组长进行处理,处理不了及时汇报大班室、地质组及队领导。三、运行管理1、井组每 2 小时对所有远程监控点进行网上巡检并填写《井组远程监控运行日报表》 ,对异常情况进行实地核实和解决,不能解决的问题及时上报。2、技术组每天不定时进行巡检并填写《采油二队油井载荷报警系统监控情况统计表》 ,处理异常情况,不能解决的问题及时上报。3、台帐归纳点为地质组,班组记录表每月月度例会交至地质组統一整理。四、检查与考核1、队部每月组织人员对远程监控系统进行检查、考核。2、考核依据为采油厂《油井示功图远程计量监控系统管理办法》表 1见附件 1油二队数字化油田应用的效果及分析数字化油田,顾名思义,就是让油田实现所辖井站实时数据采集、电子巡井及多种工艺流程无缝衔接等数字化管理功能,切实把原来需要“人海战术”才能完成的工作,通过“电子员工”的巧手,自动收集在电脑里,瞬时显示在屏幕上,从而让繁杂的工作变得简单,节省劳动力,提高工作效率 [1]。我队于2014 年 3 月给 41 口油井安装了远程监控计量设备硬件和配套软件平台。采油二队的所有人员只要输入平台网址、登录后即可在第一时间看到所有开井油井的实时功图和历史功图,了解油井的生产状况和生产工况历史。地质组每天安排专人监测远程监控计量平台运行情况,以便第一时间发现异常情况,及时解决问题,减少因异常井而产生的损失。远程监控应用方面主要分为两大块:监测和计量。从投入使用至今,应用效果较好。第一节 远程监控系统硬件介绍油井的监控系统是油田数字化建设的一个重要组成部分,也是油田数字化监控的第一个环节。油井的监控水平直接影响到油田数字化系统的水平。远程监控系统通常由井场的各种变送器、传感器、控制阀、井场远程终端装置 统(监控及数据采集系统)的主终端装置 及相应的系统软件构成。在油井上安装变送器和其他类型的传感器,把压力、温度、阀位等信号传送到 程终端装置) ,测量的信号进行处理转换,并通过通讯系统把信号传送给 终端装置) ,在 进行远程数据检测、数据处理、数据存储和导出。目前采油二队使用的数据采集系统,不仅能够完成远程数据采集,而且可以对变送器进行远程诊断,提高了数据采集的精度和可靠性。一、系统组成架构7图 1. 线载荷位移传感器系统架构图(一)通讯链路应用原理1、单井数据采集:单井各井参传感器实时采集抽油井数据,包括载荷、冲程、冲次、油压、套压、回压、井口温度等;2、载荷位移传感器通过 地无线数字化通讯网络管理井场各无线传感器,即管理单井功图、油压、套压、回压、井口温度数据采集(可以与功图同步采集冲程周期压力、温度曲线) ;3、中心数据采集:生产指挥监控中心通过 程控制管理各单井载荷位移传感器。中心根据设置进行数据采集、存储并形成报表;中心数据服务器通过 布,油田局域网内均可访问。第二节 远程监控系统软件应用一、远程监控系统监测功能的应用远程监控系统的监测功能不仅仅是对油井巡检,还有远距离储油罐液位的监测,对掺水管线的压力监测等等。通过电子巡井功能,我们可以实现远程自动巡井,并实时记录生产现场的情况和各种生产参数,从而实现快速巡井,缩短巡井周期,降低巡井工作量和生产成本。(一) 压力监测远程监控系统在压力方面得监测主要用于井口。井口油压和掺水压力的变化可以用于了解流程是否出现堵塞。腰 40 井是我队腰滩油田戴南组油藏的一口抽油机井,于 2012 月 8 月 2 日投产,生产 层,井段 345.5 m,目前日产液 合含水 8%,日产原油 于高产井,是重点巡检的对象,该井凝固点高、含水低,井8口压力正常在 间,因掺水流程较长,掺水压力较低。随着生产不断扩大,新井腰 1产,需从腰 40 井长输掺水流程中分支,导致腰 40 井掺水流量减小,掺水末端压力降至 而导致腰 40 流程极易堵塞,由此造成的安全隐患较多,不容忽视。针对这项问题,首先,应用远程监控系统实时掌握该井的压力情况;其次,根据具体问题制定具体方案。针对该井的特点研制出一套井口流程压力高,联动抽油机自动停止装置,用电接点压力表、变压器、交流接触器线路连接 2204V 弱电输入到井口电接点压力表。将电接点压力表压力设定在 流程压力涨到 油机自动停止运转,此时流程掺水起到扫线作用,极大避免了流程堵塞的问题。按照要求定期对压力表试跳,确保安全生产,有效降低了流程堵塞的发生机率。图 2 远程监控系统应用平台截面图(二)远距离储油罐液位监测我队远距离储油罐主要有:3 油罐、金南 1 油罐、金 1罐、吕1罐、钱 1 油罐、北港 1 油罐、腰 40 油罐、银 1罐。为了响应集团公司“减员增效”的方针,撤销驻场人员,降低成本,采油二队对每口储油罐安装了监控装置,监测油罐的液位情况,以防漫灌事故的发生。应用至今,没有发生一起油罐漫顶的现象,同时,根据油罐监测的液位情况,队里的工作人员每天安排油罐车卸油,保证各个储油罐高效运行。除了对储油罐液位的监测,远程监控系统对于每个储油罐的温度也有标示,这对于长输流程的保温也提供了参考,根据这项数据,我们可以调整电热带的加热保温制度,以及联合站锅炉的使用效率,从而达到最优化的能源消耗指标。(三)单井生产情况监测远程监控系统对每口井有全方位的监测。从井口压力到单井液量,从开井9时间到功图巡检变化,不仅让工作人员可以实时单井地表的变化情况,另一方面,对井下的情况也有所了解,两组数据相互对比,工作人员根据这些情况,实时调整注水加药情况,保证单井平稳正常运行。1、 2014 年 12 月 19 日 1 月 26 日注入 井至 2 月 28日放喷;累计放喷 量 58799 方,目前正在做投产施工,金页-1243 作为注气收效井,其产量也在不断变化,对这样措施井的研究对于地质油藏的研究至关重要,此时远程监控监控系统就为我们提供了很好的帮助。下图为从功图角度对于收效井的监测情况。图 3 金页-1苏 243 示功图变化情况从功图的变化上,我们发现 见气,套压上升至 功图显示间歇气锁,现场判断经窜至该井,1 月 6 日气体影响严重,井口不出液,遂关井焖井,油压0压 据功图变化 2 月 6 日 12 日套管放喷,累计放喷气量 11140 方,于 2 月 12 日下午启抽,目前日产液 ,含水 52%,,液面在泵口。苏 243 井注气受效,现场确认发现液量上涨至 4t/d,含水 33%,目前液量下降到 ,含水 12%,日产油 。2、金 22014 年 5 月 5 日注气 7 天后,对应采油井金 2于 5 月 12 日套管压力突然上升至 由于出气量大,5 月 13 日停抽。为保证 原油的充分溶解,本井关井至 取样口放喷,由于取样口放喷容易产生冻堵,存在安全隐患, 上午 8:00 关井待地面流程准备,开始放喷至 , 8:00 开始机抽生产,液量一直保持下降的趋势,液量由投产初期的 d↘9 月的 d,油量由投产初期的 水 12%。该井 10 月生产较稳定日产液 产油 水13%,断作业,起出发现拉杆底部与游动凡尔球罩连接处断脱,10作业完井后日产液 产油 水 10%。该井作业后由于产出的油粘度过大,功图肥胖,上载荷最高达 期采用 加方式(10kg/d,兑水 ) ,观察后发现效果不明显,遂采用冲击式加药,每隔一天环空倾倒20后效果显著。图 4 金 2加药前后功图对比图二、远程监控系统计量功能的应用一线生产单位不仅要做好油井的安全高效运行,而且要做好油井产量的准确统计。这不仅关系到研究部门前期勘察的成果显现,同时,也是为企业做好后期预算的重要保障。远程监控系统一个重要应用就是功图量油。(一)井口量油采油二队点多面广,每口井的井下变化情况主要靠数字化系统,虽然每天工作人员都会对井口的产油量核实,但是远程监控系统中的功图量油数据是重要的参考依据。下图就是每口井的实时功图量油数据。图 5 单井每日示功图及量油数据11图 6 工区所有井的量油数据表如若研究单井长期的产油情况,了解产量的变动情况,数字化系统也会有统计显示。图 7 单井产量变动情况表根据功图量油的功能,我们对本队每天每口井的产量有了系统的了解,当出现单井产量出现大幅波动的情况下,我们及时做出反应,保证生产安全有效运行。(二)储油罐液面量油由于金湖采油管理区油井分散,储油罐的管理至关重要。远程监控系统对于油罐的液面有准确的测量,油量液位实时监测,对油罐的量油为我们提供了重要依据。根据这项数据,安排每日的卸油车辆,保证油罐安全高效运转。位于苏北盆地金湖凹陷石港断裂中段金南 I 号区块构造,2012 年4 月 25 日下泵投产,该井初期产量较高,安排了单独的储油罐。由于金南区块的油井分散,为了节能降耗,将金 1页 243 井、苏 208 井的12产量进到 的储油罐中,根据每天的监测情况,倒运至腰滩站区。随着生产的稳定,该功能的使用不仅可以有效监测液位,防止液位过高的漫灌问题,同时可以根据曲线变化监测倒油时间、倒油量等。应用至今,生产稳定,效果明显。图 8 烧罐液位计量示意图三、利用远程监控系统对比量油数据,核实油井产量油井远程监控系统是一个动态的过程,结合了远程监控系统和液量计量分析软件的两大特点,不仅可以实时了解单井的生产情况,而且可以了解单井的生产产量。随着采油二队数字化油田的建设,单井液量的计量已经全面实现自动化,每天通过远程监控系统的计量,就可以轻松得到每天的产液量。结合技术人员的现场核实数据,准确了解单井的实际产量。由于地质油藏原因以及单井的实际生产情况,油井的每日产量都有所变化,所以我们每日必须要对产量进行核实。软件的计量数据和现场核实的数据的比值称为量油系数,根据地层变动的情况,该系数会有所变动,我们也会结合远程监控平台了解单井的数据变动情况,适时调整该系数,以保证产量核实的准确率 [2]。表 1 采油二队远程监控量油对比示例表该功能在软件应用初期,可以根据实际情况查缺补漏,逐步完善数字化系统的准确性。不仅很大程度上实现了减员增效,节能降耗的目的,另外,也大13大推进了数字化油田在金湖采油管理区的建设。四、采油二队远程监控制度执行情况根据中石化华东分公司采油厂关于数字化油田建设的规定,采油二队按照本队的实际情况,制定了相关制度,井组按照要求负责油井定时巡检,并做好远程监控设备的检查及清理工作,根据要求规定填写相关报表;大班室负责硬件的维护和调试,根据要求做好相关记录;技术组负责参数的设置以及对油井的监控,相互配合,相互协作,目前采油二队的远程监控系统覆盖率基本覆盖全部油井,应用效果良好。(一)每隔一个小时井组会对重点压力数据、油罐数据以及单井情况监控记录。将每一个时间点上,从油井到联合站,做到线上线下数据精准,贯通生产流程,为后期的复查研究提供有力的依据。创新管理模式,将人员分配与技术化应用结合,保证对生产的实时监控的同时,将人员的效益发挥到最大。图 9 远程监控夜班巡检记录表14图 10 井组远程监控运行日报表(二)远程监控系统软件的报警系统主要用于检测井筒压力状况,根据每口井的实际情况,设置不同的参数值,当井内压力超过设置范围,出现异常压力的情况下,系统平台就会报警,此时井组和技术人员对异常井进行特别跟踪,技术人员根据示功图变化以及综合数据变动,判定原因,井组人员现场确认,解决问题并做好跟踪记录。对于经常发生压力异常的井,分析总结问题发生的原因,结合油藏地质以及工程方面原因,提出彻底的解决方案。该功能在我队取得了很好的成效,尤其对新井措施井的跟踪检查。图 11 采油二队油井载荷报警系统监控情况统计表15第四章 取得的成果及下步计划我队于 2014 年 3 月给 41 口油井安装了远程监控计量设备硬件和配套软件平台。采油二队的所有人员只要输入平台网址、登录后即可在第一时间看到所有开井油井的实时功图和历史功图,了解油井的生产状况和生产工况历史。地质组每天安排专人监测远程监控计量平台运行情况,以便第一时间发现异常情况,及时解决问题,减少因延时发现问题而产生的损失。该平台投入使用后,功图显示生产正常的油井无需再做功图测试,而功图显示严重供液不足、追泵挂生产的油井单独做跟踪调整,通过每日功图巡检,动液面测试频率也降低了,大大减少了技术人员的工作量。该平台的投入使用让技术人员可以随时随地监控油井的生产状况,根据功图反映的井下工况状态及时优化生产制度、及时发现异常井,在不影响产量的前提下,减少抽油泵空抽时间,从而降低采油电耗,通过数字化油田的实施,实现生产效益最大化。第一节 坚持运用信息化优化生产流程,提高了油田生产管理的运行效率和质量随着整个采油厂转型为油公司模式管理,我队先后完成油井远程监控和计量、长输流程生产压力监测等数字化软硬件建设,配套相应的管理制度,使得生产过程数字化、模块化、制度化,先后出台“远程监控系统运行管理规定”等 10 余项管理规定。对重点生产环节进行了自动化改造,实现了重点生产环节的在线监测和优化运行,生产系统的运行效率明显提高,实现了远距离小工区无人驻井,多处单井火烧罐无人值守的条件。油田外输管线、部分输油干线实现了在线监测,1 座联合站实施了自动化改造。对于单井实现了载荷自动连锁报警控制和主要生产数据的自动采集,促进了队伍建设的标准化、信息化和规范化。在吕 1 1倒油点安装火烧罐液位报警装置 8 套,安装生产流程压力监测装置 24 套、注水井流量监控及远程流量调节装置 3 套、螺杆泵井生产电流监控装置 1 套,实现了信息化设备的全流程全覆盖。目前已有 41 口油井安装了远程监控设备。油井数字化远程监控系统运用后,采油队由“日常巡井”变成“故障井巡井” ,降低了巡井工作量,减少了巡井人数,节约了车辆成本,提高了人均生产时效。联合站进行信息化改造后,站内设备加装了监控设施,将站内值岗变为站内巡岗,达到了优化用工,提高工作效率和质量的目的。数字化油田让我队在单井管理方面精细化、实效化,不仅实时掌握了每口井的生产运行状况,同时通过对网络数据的研究,根据每口井的实际情况完善16加药制度,延长生产寿命。一、实时了解油井生产变化,优化药剂选型及加药方式,延长检泵周期(一)苏 205B 井苏 205B 井为我队腰滩油田戴南组油藏构造高部的一口螺杆泵井,该井是于1998 年 12 月 1 日投产的一口老井,生产 ,井段 2122.8 采油二队最高产油井,2014 年 1 月份日产液 合含水 80%,日产原油 、换大泵提液2 月份该井由于油井结蜡 [5]严重热洗次数增加导致泵效下降,日产液下降至 水上升至 83%,日产油下降至 液面上涨至 250m。为了提高油井产液量,降低生产动液面,于 3 月 5 日对该井进行了换大泵提液措施,将螺杆泵由之前的 换为现在的 提泵挂至 施后日产液增加至 合含水上升至 87%,日产原油增加至 效 83%,生产动液面 250m,氯根 8178液效果不太理想,3 月 13 日将频率由 40至 45产液上涨至 合含水 87%,效 104%,生产动液面下降至 365m,氯根 8807持了一个月之后日产液下降至 月 24 日将频率由 45至 50合含水 88%,日产原油 效 92%,生产动液面下降至 470m,氯根 9371液降液面效果明显。目前该井生产平稳,日产液 合含水 95%,日产原油 效 92%,氯根 9073井大泵提液前后日度生产曲线见如图 11 所示) 。图 12 苏 205B 井大泵提液前后生产曲线2、优化药剂选型及加药方式,延长检泵周期苏 205B 井生产原油物性属稀油,相对密度 有高凝固点特征,17凝固点达 41℃,未优化前选用常规清蜡剂 日环空倾倒 25,通过分析,发现套管环空液面较高,达 250m,且 蜡剂为油基性溶剂药剂,经套管环空加入后难以扩散至泵吸入口,进而无法清油管内凝固油以及蜡,加药效果不理想,螺杆泵电流周期性上升,需要每月定期热洗清蜡 [6]维持正常生产。为提高加药效果、降低螺杆泵电流,我队技术人员积极摸索适合的药剂类型及加药制度,以实现满意的加药效果,延长油井检泵周期:化试验第一阶段:每日连续滴加 10乳剂 液,在此基础上,同时选用油层清洗剂 用环空倾倒的加药方式,每 7 天加药 20油水基性溶剂,经套管环空加入后能扩散至泵吸入口,电流下降明显但是回升周期短且快,回升周期 6 小时左右;化试验第二阶段:将 药周期缩短为 5 天,效果仍不明显,电流在 19间波动;化试验第三阶段:为了兼顾药剂反应效果和药剂采购成本,药方式改为每天连续滴加 20液) ,初期效果良好,后发现电流上涨至 21过不断试验摸索发现,最终将加药制度优化为每天连续滴加 25 ,效果较好,电流稳定在 17加药制度使用至今螺杆泵电流稳定在 效延长了检泵周期和螺杆泵使用寿命(普通螺杆泵耐温 70周期热洗将破坏胶筒密封性) ,预计检泵周期可延长至 700 多天,每年可节约成本 元。通过换大泵提液、调高螺杆泵频率、药剂选型及加药方式优化,目前苏205B 井日产液 合含水 95%,日产原油 效 90%,动液面580m,螺杆泵电流 泵周期 237 天,生产平稳。(二)金 1金 1为我队金南油田Ⅰ号块的一口抽油机井,于 2013 年 5 月 5 日投产,生产 4、3410、67 层,为采油二队重点跟踪油井,2014 年 1 月份日产液 合含水 31%,日产原油 效 24%,泵挂生产,检泵周期 205 天。2014 年 12 月 19 日 1 月 26 日注入 井至 2 月 28 日放喷;累计放喷 量 58799 方,目前生产正常,日产原油 4 月 48 日,由于井口气量较大,地质组技术人员准备调整防冲距,给井口放气,根据功图显示,调完防冲距的金 1图显示出泵筒,经过讨论,在 5 月 3 日,再次调整防冲距,功图趋于正常,生产平稳。18图 13 金 1-1图变化图(三)金 2为我队金南油田Ⅰ号块的一口抽油机井,于 2012 年 11 月 15 日投产,生产 ,对应井段分别为 m,合含水 46%,日产油 效 21%,泵挂生产。5 月 13 日该井因金 2 吐停抽。金 2于 2014 年 5 月 5 日至 5 月 19 金 2气窜明显,5 月 12 日金 2时,观察从 5 月 12 日至 13 日功图(如图 14 所示) ,上冲程载荷持续下降(从 6t 下降至 冲程载荷从 4t 上升至 ,功图显示由供液不足转为供液正常(但振动载荷增大),由于出气量大,该井 5 月 13 日 11 点停抽。为验证该井井筒内气量大小,5 月 18 日 8:000 油管取样口和套管同时放气泄压 7h,泄后油压 压 套管压力很快回升至4 月 19 日 9:30 从取样口短暂放气,油压压力下降缓慢,套压不变,且关井后很快回升。可见,金 2所出 未充分溶解于原油。为充分发挥原油的溶解性,该井继续关井至 6 月 11 日 8:00 该井恢复生产,日产液6t,综合含水 8%,日产原油 效 28%。 地质组技术员根据油井原油物性、井筒情况制定加药制度,结合油井产液量、动液面、含水、电流和示功图形状变化及时优化加药制度,以实现满意的加药效果。但是由于二氧化碳吞吐受效,该油井结蜡严重,结合功图,确定结19蜡周期,不断摸索结蜡油井加药热洗方式,目前生产稳定,具体见功图如下。图 14 金 2在金 2吐气窜前后示功图图 15 金 2结蜡之后,加药前后示功图表 2 根据监控数据调整金南加药制度表2015 年 5 月生产均值 油层清洗剂) 蚀剂)井 号生产时间(h)原油比重日产油(T)日产水(T)平均含水(%)加药用量( 加药周期(d)加药日期加药方式加药用量( 加药周期(d)加药日期加药方式2 5 51,6,1116,21,26 2 1  2            金20 20 21,3,5,7,9,11,13,15,17,19,21,23,25,27,29,31环空倾倒环空倾倒20① 2015 年 5 月 14 日起采油日报表加药制度按此加药制度进行填写,班组加药记录表从 5月 15 日起开始变更,班组监测好各井生产情况,及时向地质组汇报。② 长抽井加清蜡剂时间为加药日早上 8:00—10:00;加完后,需要用水将其冲进井下,水量不少于 1 方,然后关上套闸 2 小时后正常滴加破乳剂。③ 间抽井清蜡剂在启抽前 0时从环空倾倒,随即用水将其冲进井下,水量不少于 1 方,并关闭套管闸门,起抽时再正常滴加破乳剂,加药周期结合机抽实际。④ 巡检人及时按药剂量加药及补水,控制流速,严防加药断流及流速过大,注意保持加药桶卫生,以免影响恒压加药效果。二、综合分析监控数据,优化油井生产制度,节能降耗在油田中抽油机抽油是常用的人工举升方式,但是有些抽油设备的抽油能力超过了油层供油能力,
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本文标题:油田数字化在采油二队生产管理中的应用
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