注采例会上半年工作总结

1、注水上半年工作总结及下步工作安排临盘采油厂工艺所2012年 7月 工艺所注水上半年工作总结及下步工作安排一、全厂注水概况与上半年工艺工作开展情况近年来,采油厂为夯实稳产基础,狠抓注水工作,取得三方面的显著成效:首先通过 全面推广应用改性技术,提升源头水质,局检水质达标率已达到 95%以上;其次重视水井 工作,措施与维护工作量逐步上升;第三欠注井治理效果突出,递增趋势得到遏制。工艺 所本着“稳产工作注水先行”的工作理念 , 从技术与管理上“双管齐下”, 不断优化污水 药剂配方、探索引进适合油藏的注水工艺,积极做好注水稳产工作。(一上半年全厂注水工作概况全厂注水井 828口, 开 652口, 1-

2、6月份注水量 486.4万方, 超额完成要求, 笼统注水 井 720口,开 544口,有欠注井 118口,与去年同期相比减少 19口,治理欠注井 66口。 与去年同期相比注水井呈现“三升”的良好态势:即水井总数、开井数、开井率上升。 水井总数较去年上升 52口,开井数上升 54口,开井率较去年同期上升 1.68%,笼统注水 井总数较去年上升 46口,开井数上升 64口,开井率较去年同期上升 4.34%。与去年同期相比欠注井呈现 “两降两升” 的趋势:即欠注井数、 欠注率下降, 下降 6.85%, 而新增欠注井数、欠注井治理数上升。按照去年的欠注率比例目前的欠注井有 155口,比 现在的欠注井多

3、 37口, 可见, 项目组的工作成绩是有目共睹的, 这是欠注井治理项目组全 体人员一起努力的结果。 (二上半年工作开展情况注水室负责七大项工作 , 分别为:污水站水质处理及沿程检测、 药剂质检引进、 低 渗区块和欠注井及投转注井的水质检测、欠注井分析及预警、分层注水工艺、水井攻 欠增注、水井措施的方案设计。21、水质工作水质项目组完成水质监测指标 3150余个,检测现场用药剂 13批次,均合格。 (1局检水质情况2012年 1至 6月局检水质达标率为 95.12%, 较去年降低 0.5%。 降低的原因如下:水质达标率共考核四项指标:悬浮固体含量、含油量、平均腐蚀率、细菌。前三项指 标 2012

4、年 1-6月份的达标率均在 95%以上, 而细菌指标的达标率只有 87.8%, 2011年 1-6月份细菌指标的达标率为 90%,因此,受细菌指标的影响,今年的水质达标率低于 去年。我厂除临南油田外,其余三个油田的采出水中细菌含量很高,而由于药剂费用 的制约,一直不能按时按量投加杀菌剂控制细菌,造成该项指标的达标率很低,从而 影响了全厂水质的达标率。表 2: 2012上半年局检各矿水质达标率汇总表 (2 采油厂自检情况2012上半年采油厂滤后水质达标率为 87.24%,去年同期为 83.5%,较去年同期提高3.54%,要求井口注水水质达标率 90%, 1-6月份实际完成 87.7%。没有完成指

5、标要求的原 因分析如下:水质达标率共考核四项指标:悬浮固体含量、含油量、平均腐蚀率、细菌。 前二项指标 1-6月份的达标率完成皆是 100%, 悬浮固体含量指标的达标率为 78.01%, 主要 是一、四矿的指标超,而细菌指标的达标率只有 50.1%,一、二、四矿指标均有超标现象, 一、二矿细菌指标超标现象严重。 3 2、措施工作完成情况上半年注水室完成各项措施井工作量 111井次,其中分注及检管换封 33井次,大修重 射孔 8井次,新投转注 31井次,补孔措施 2井次,实施酸化措施 35井次。目前已经完成 酸化增注井 38口井。酸化增注措施工作量较去年同期增加 6口,措施有效率达到 97.1%

6、,较去年同期提高 8.2%,增注水量较去年同期增加 23045m 3。 截止 6月底临盘采油厂分注井共计 108口,开 89口,主要以 Y341管柱、 K344管柱 为主,其中 Y341管柱 31口占 28.7%, K344管柱 59口占 54.63%,以下的统计可以看出, Y341管柱、 LPPS 管柱则略有下降,而 K344管柱则略有上升。表 6:分注管柱同期对比 4二、注水工作主要做法及亮点围绕注水问题,通过强化源头水质、把关措施水井的水质、加强欠注预警、综合治理 欠注井等多项工作,欠注状况逐渐好转。(一主要工作做法(1 水质技术人员分矿管理抓水质通过实行技术人员分矿管理,做到专人专区,

7、从抓现场药剂配方、抓现场水质管理、 抓井口水质三方面入手,与采油矿负责人员周联系、月分析,及时掌控站内问题、水质动 态。针对污水处理站出现的问题,从药剂质量、现场加药方式、调查现场流程等多方面 入手查找分析原因, 对于药剂存在的问题及时汇报上级主管领导及通报药剂生产厂家整改, 对于加药方式给与指导,抓好生产现场污水水质监督管理,同时加强全厂范围内的水质技 术培训,以便提高现场水质管理者与操作人员的整体素质。分管领导、开发科、工艺所、 采油矿齐心协力,将水质工作做精、做细,提高水质达标率。(2继续重点监控重点低渗、特低渗区块水质继续在 502、商三区、盘 40等重点低渗、特低渗区块设立水质监测点

8、,做好沿程的水 质监测分析,发现异常及时联系采油矿停止注水,并根据水质情况研究采取相应的措施改 善水质。对于低渗区块新投转注的水井及措施后的洗井水质严格把关,做到洗井不合格不 投注。(3酸化增注井因井而异,有的放矢目前的欠注井存在着部分的低渗难干的井, 技术人员通过研究井史与酸化增注工艺, 今 年的酸化增注井在常规土酸、有机酸的基础上,提出实施大型基质酸化、向地层深部攻欠 的技术思路,通过细化酸液配方,在商三区等低渗块实施取得很好的效果。(4继续实施不动管柱酸化工艺从新投转注即欠、检探后注水即欠等符合条件的水井中筛选,找出适宜采用不动管柱 酸化工艺的水井实施快速攻欠,大大节约了作业费用,提高了

9、作业时效。如 L18-X4井, 2011年 12月 27日新井投注完井,单井管线至 2012年 3月份才铺好投注开 井,但是 26MPa 注不进。 2012年 3月 11号不动管柱酸化后注水正常。(5优化泵车设备配置,提高酸化增注效果为克服土酸酸化反应较快, 酸化波及半径较小的缺点, 采用两台 700型泵车联合挤 酸, L41-X253是应用的第一口井,施工泵压 18MPa(4档 -0Mpa(6档 ,取得了很好的解堵 效果。此后在井场条件允许的情况下,继续实施了几口井,均取得了效果。5(6多措并举治理欠注井上半年通过酸化增注、增压、探冲砂等多种形式治理欠注井 66口,通过酸化减少 25口 、

10、提高系统压力或提高增主泵排量恢复 11口,计关或调配减少 19口、换管柱探冲砂减 少 5口、下调配注 3口 、 洗井、间歇注水等地面措施恢复 3口 。与去年同期相比,工作量多 5口。主要是酸化增注工作和提高系统压力、提高增注泵 排量治理欠注井井数较去年增长。 表 8: 2012年 1-6月减少欠注井情况统计 (二 取得的工作亮点1、欠注井预警继续发挥良好作用1-6月份全厂共有 35口预警井通过洗井、 提高系统压力等措施恢复正常注水, 其中一 矿 14口,二矿 10口,三矿 5口,四矿 6口。通过洗井恢复 9口,提高系统压力恢复 9口, 保证水源稳定恢复 4口,暂停等措施恢复 1口,下调配注恢复

11、 4口,探冲砂恢复 7口,清 理水表恢复 1口。2、商三区实施新型酸化配方取得成功,为其欠注井的酸化解堵提供了新思路以岩心驱替实验为基础,在商三区 SHS13-26井实验应用 “ 前置大量盐酸处理,后置少 量其它酸液 ” 的新型土酸酸化工艺, 施工配方:盐酸 30m3+土酸 10m3, 而有别于常规的 10m3盐酸 +30m3土酸酸化配方。酸化施工结束后,取得了良好的注水效果,又相继在 13-611、 13-44等井上实施,均取得成功,为下步该块欠注井的酸化解堵提供了新思路。3、实施大型基质酸化,向地层深部攻欠低渗区块历来是攻欠的主要阵地之一,但攻欠效果不佳。针对低渗攻欠困局,工艺技 术人员转

12、变工艺思路, 提出实施大型基质酸化, 向地层深部攻欠的技术思路。 优选了夏 52-更 412及商 13-18井进行大型基质酸化深处理。技术人员收集了大量资料后认定 2口井连 通性较差且存在深部堵塞,在充分论证后认为应采取大剂量的缓速酸实施大型基质酸化, 达到“解堵 +基质酸化”的双重功效,从而一举解决其欠注问题。2口井分别于 2012.6.6及 2012.6.10实施多氢酸施工取得成功。 目前 LNXI52-N412油压 仅 1兆帕, SHS13-18油压 12.8兆帕,均控制注水 , 取得了良好效果。4、胶结疏松、泥质含量低,污染堵塞明确的欠注井实施盐酸酸化,实现降本增效LPL41-X119

13、井是临 41-X111沙三下一口注水井,经分析是典型的注水污染堵塞, 多次洗井仍欠注,同时考虑到该井油层泥质含量较低,决定采用盐酸解堵。该井于 2月 11日施工,泵压由 18兆帕降为 3兆帕,表明储层污染得到有效解除。 2月 13日开注后,油 压 2.5MPa , 配注 80方 /天, 实注 90方, 既取得了很好的注水效果, 又实现降本增效的目的。 5、引进了测调一体化工艺,分层注水效果好目前分注井出现了测试调配难度较大等现象,为此,引进了测调一体化工艺技术,可 以根据井下注水状况开展实施调配,大大提高了精细注水的程度,已应用了四口井较好, 下一步继续应用观察。三、 目前注水工作存在的问题及

14、 2012年下半年工作打算下步的工作将以油藏需求为目的,与地质、采油紧密结合,围绕注合格水、注够水、 注有效水开展各项工作,为稳定原油产量筑牢基础。(一 水质方面1、存在问题分析(1水质波动现象仍然较为严重:造成悬浮固体含量超标的主要原因有:流程设备不能正常运行, 造成处理能力降低, 影响了水质。 如临中站加药流程改造、 沉降罐安装刮吸泥机、清罐期间,均造成滤后及沿程水质严重超标。临中站、 四净站细菌含量一直偏高, 采用冲击式加入杀菌剂的方法杀菌, 可将罐壁、 管线的泥垢剥离下来,进入流程,加之细菌残体的影响,使得悬浮固体含量异常升高。 滤后水输送至井口的过程中,如果因管线破漏进入泥沙、储水罐

15、长期未淸罐等原因 造成污染,水质至井口会逐步恶化。即使短时间的水质波动,依然会造成低渗、特低渗油藏注水井的严重堵塞,加速欠注 井的产生。因此,建议各矿尽量保持生产流程正常运行,及时淸罐,冲管线,洗井,保证合格的注入水质。表 9:各矿滤后、井口悬浮固体含量波动对比表 (2细菌超标严重2012年,局检测我厂细菌单项指标仅完成 87.8%,临中站、四净站细菌超标严重。其 主要原因是杀菌剂费用投入不足,不能采取有效的连续加药方式。目前评价的杀菌装置尽 管有效,但设备故障频出,如果引进也需厂家改进质量,减少故障,方可大规模现场应用。 (3精细水质有待进一步提高临盘水质自改性以来,整体提升至 B3级,但很

16、多低渗区块要求水质至少达到 A2级水 平,自 2010年以来我厂陆续在四净站、夏 502、盘四注、 S54-16站引进了水质精细过滤装 置。 目前 4套精细过滤装置中, 仅四净站引进的精细水质过滤装置由于有双滤料预处理流 程, 可以进一步提高金属膜的进口水质所以效果一直稳定达标, 滤后水达到能达到 A2水平。 其余三套精细过滤装置仅一级、二级金属膜过滤,来水水质不达标时,没有预处理装置进 一步提高水质,致使金属膜污染,压力升高,且维护困难,水质处理效果不理想。(4低渗水质未达到油藏需求,精细水质的范围还需进一步扩大我厂水质不达标区块还很多, 根据油藏渗透率分类, 需要 A1级水质的区块有 5个

17、, 需 要 A2级水质的区块有 38个, 需要 A3级水质的区块有 95个 。 按照目前水质, 我厂达标区 块只有 24.6%,注入水与很多低渗油藏不相配套,地层堵塞依然存在。因此,必须进行水 质的精细化处理。特别是临中站改性后,原精细流程已经与常规流程联通,不具有原来的 流程优势,目前临中站只有 B3级水源,因此,一矿低渗区块的水质等级由已原来 A3级降 至 B3级,这对我们进行欠注井治理是非常不利的。2、下步工作打算下步工作中将采取技术管理并举,精细管理为重点的思路确保沿程水质稳定及实现井 口水质达标,围绕以下几个方面开展工作。(1完善污水站流程设施,减少源头水质波动一是建议污水站加强设备

18、流程的运行管理, 加快淸罐、 清垢速度, 合理安排清罐维修, 以确保生产正常运行;二是配备备用加药泵,减少流程异常。(2 建议各矿重视水质处理、输送全过程,保证井口水质达标一是建议提高油路来水质量,减轻后续污水处理难度;二是各矿加强沿程冲管线、清 罐等制度的落实,避免不合格水质入井;三是建议采油矿加强水质自检力度,对于有注水 罐的站设置取样口,定期送水样至污水站检测,现场注水人员每天监控罐出水情况,一旦 发现水质异常应停止注水,待水质达标,清罐并洗井后再恢复注水;四是各矿必须对低渗 区块井口、洗井水质定期监测,建议低渗区块设立水质自检岗,每天定时或不定时取水观 察,发现水质异常及时停注。对新投

19、转注井水质全面把关,才能有效降低欠注井的产生。 (3引进适宜的精细水质处理技术,提高水质质量一是进行精细水质技术研究, 引进有预处理、 双流程的适合不同低渗区块应用的精细 过滤装置,加快水质不达标地区的改造进程。二是无法整体应用精细处理的低渗区块注水 井引进高压井口过滤器提升井口水质。(4继续加强水质处理效果的跟踪调整,提升源头水质继续加强药剂质量把关及药剂配方优化调整工作, 保证污水处理效果 ; 继续加强重点 低渗区块及措施井水质监测,在水质不稳定期间,延缓酸化增注措施的工作进度,至水质 达标时再安排施工,减少欠注井的产生。(二 攻欠增注工作1、存在问题(1欠注问题突出 治理难度大我厂的注水

20、井每年以 50口左右的速度递增,目前欠注井每个月的新增速度在 10口左 右。因此欠注井具有不治则增的变化趋势。且新投注的井以低渗居多,欠注发生几率大, 治理困难也是一个明显的趋势。目前欠注井概况2012年 5、 6月份随着治理工作量的增加(平均每月高达 17口 ,欠注井控制数量达 到今年以来最好水平,下降到 118口,与 11年底相比净减少 9口。 图 1:2012年欠注井数量变化情况表 10:2012年 6月全厂欠注井分类统计 全厂欠注井主要分布在采油一矿,采油二矿,各占欠注井总数的 60.2%, 30%。从欠 注原因上来看,主要是新投转注后欠注和污染堵塞,分别占了欠注井比例的 30.51%

21、和 22.88%,其次是套损问题、高压低渗和特低渗,均占了 10%左右。A 、新投转注后欠注表 11:12.06投转注欠注井投转注时间情况 备注:2012年截止到 6.25日投转注开井 21口,欠注 6口,有 2口在欠注井里面,有 4口在预警井里面准备增压观效。表 12:12.06投转注欠注井正常注水时间统计 表 13:2012.06投转注欠注井油藏分布情况 新投转注后欠注 36口,在投转注后 1个月内欠注的有 33口,占了新投转注后欠注的 91.43%,并且 65.71%集中在低渗油藏,主要分布在江家店夏 503、大芦家沙二下、商三区 商 13-22、商 13-26单元、盘 40-斜 93,

22、临 41-11沙三下,夏 52沙三中,由此可见攻欠工 作越来越困难。B 、污染堵塞井表 14: 2012.06污染堵塞井单元分布情况 污染堵塞 27口:主要是那些注水周期长, 注入水污染堵塞的井, 其中正常注水周期超过 1年 20口, 占了污染堵塞井 74.1%, 正常注水周期小于 1年 5口, 占了污染堵塞井 17.9%。 污染堵塞井 92.6%集中在 中低渗油藏 , 低渗油藏 12口 ,主要分布在一矿的临 7-斜 40、 田家田五、临 41-11沙三下,二矿的商三区的商 13-22沙二下、商 13-52、商 73-16、商 73沙二下及商 14沙三上等区块, 四矿的盘 40-X93; 中渗

23、油藏 13口 , 主要分布在一矿临十 三沙二下、沙一,大芦家东二、沙二上、沙一,赵家的盘 61、盘 7-1沙三 +四, 二矿商二 区商 8-35沙二下、商一区的商 44-1等区块。C:2012年 1-6月欠注井新增情况1-6月份全厂欠注井新增共计 57口,一矿 34口,二矿 8口,三矿 5口,四矿 10口。 主要新增欠注原因是污染堵塞、新投转注后欠注、出砂(污染堵塞 18口,新投转注后欠注 9口,出砂 10口,系统压力不满足注水要求 3口,具体见下表。表 15: 2012年 1-6月全厂欠注井新增情况统计 预警井情况12年 6月预警井数量是 48口,与 11年同期相比多出 23口,主要是一矿、

24、二矿、四 矿预警井数量较 11年同期增加所致。 从预警原因上来看, 增加预警井的欠注原因主要是污染堵塞和欠注原因待落实,污染堵塞井较去年同期增加 8口,欠注原因待落实井较去年同 期增加 8口。表 16: 2012年 6月预警井与 2011年 6月预警井分矿对比 表 17:2012年 6月预警井与 11年 6月预警井分原因对比 由此可见, 因此目前的欠注形式并不容乐观, 下步在积极做好欠注井治理工作的同时, 还要积极、及时做好预警井的改善工作,争取在欠注初期缓解注水井的欠注趋势,防止欠 注形式进一步恶化,转化成真正的欠注井。(2解堵增注配套的高压设备还不能满足现场施工的需要个别低渗油藏仍然有增注

25、效果不好的区块, 由于受物性及启动压力的影响, 降压增注 难度大, 酸化施工压力高, 但受井口及泵车的限制不能打高压, 33Mpa 以上就不能再施工。 常规酸化有效期 3个月左右,目前这些区块部分水井欠注或注不进,降压增注问题突出。 2、下步打算对欠注井要采取防治并重、预防为主,点面结合、重点突出,集中治理的思路遏制其 上升;同时攻欠增注工艺要引进新技术,提升技术短板、提高有效率,解决老大难井和低 渗区块降压增注技术难题。欠注井的预防一是开展好注水井投转注前的油藏动态分析工作, 选择匹配的前期工艺措施, 降低新 投转注井的欠注比例。二是新投转注井,必须在地面流程投产后,再进行投注、转注作业,以

26、便及时发现问 题、及时采取相应措施 .三是最大程度的保证投转注井试注前的洗井效果, 洗井水质合格后再进行试注或正常 注水,减少因管线或井筒脏污染地层的机率。四是继续加强欠注井预警工作。 五年来通过预警, 解除水井的初期欠注取得了较好的 成效,今后需继续加强这方面的工作。五是加大洗井力度, 缓解注水井初期欠注攻欠增注治理欠注井下步工作中继续强化生产运行, 加大攻欠力度, 在两所及矿三结合的基础上摸排欠注 水井,开展集中治理。本着这一思路,排出了下半年的攻欠井,见下表:采油一矿:酸化增注 22口井,预计日增注水 777m 3/d 。 采油二矿:酸化增注 9口井,预计日增注水 218m 3/d.采油

27、三矿:酸化增注 6口井,预计日增注水 165 m3/d. 采油四矿:酸化增注 3口井,预计日增注水 100m 3/d.。(三 、科研项目开展情况1、低渗透砂岩油藏分子膜复合增注技术研究目前采油院正进行分子膜增注微观机理研究,采油厂负责的影响低渗注水因素研究部 分目前已完成油、水样的分析化验,现正进行岩心伤害实验,后续是酸液驱替实验及相关 配套技术研究。2、非金属柔性管在油田注水井中的配套应用该项目将完善非金属柔性管在油田注水井的应用,提高注水管柱的选材范围,并开展 耐压、 耐腐蚀等试验及与井下工具、 作业维护措施的配套研究, 取得准确的现场试验数据。 项目实施的技术指标是管柱使用有效期 3年;

28、耐压值在设计值 85%;与其他井下工具配 套使用良好。目前 PVC 芯管耐腐蚀试验已经完成,下步将针对该管材的实际状况,开展前期的选井。 并开展常规注水压力的时间段的试验,求出常压下的耐压时间,开展针对非金属柔性管管 材的拉伸、压溃试验,求出管材的横向、纵向的力度数据。制定出管柱下井方案。3、继续实施表面活性剂降压增注工艺。应用酸化 +表面活性剂的工艺在江家店油田的 504-1及 509-X2井上实施,取得较好的 效果。 下步将准备在 510-X4、 510-X7实施表面活性剂增注技术, 达到井底和地层降压目的。 四、需要采油厂解决的问题和建议1、需要解决的酸化增注资金问题目前由于低渗区块的欠注井治理工作量增大，多氢酸、有机酸的用量增大，相应的药 剂资金增加，按照每口井 6 万的费用，全年施工 20 口计算，资金量在 120 万。加上常规酸 化每口井 4 万的费用，全年施工 40 口，资金量在 160 万，但是我们每年的增注资金仅有 240 万，仍然有 40 万的缺口，将会制约攻欠增注工作的开展。 三条建议 1、 加强注水井管理 俗话说“三分技术 七分管理” ，要实现“优质注水”的工作目标，管理是关键，需要 大家共同努力，围绕改善水质注好水、油藏需求注有效水、保护储层降污染来工作。要实 现欠注井数量负增长，既要增加措施工